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摘要：受平面上断层发育、砂体尖灭及分布连续性差等因素影响，M油藏直井开发效果差，结合国内外同类型油藏开发经验，采用水平井开发。为确保水平井成功实施，开展水平井井眼轨迹控制技术优化研究，包括水平井钻具组合技术、井眼轨迹测量技术以及待钻眼预测技术等，成功指导实施3口水平井，生产效果较好，可为同类型油藏提供借鉴经验。
主题词：水平井 钻井技术 优化研究
1.概况
M油藏构造属于辽河断陷盆地中央隆起的南部倾没带，主要开发目的层为沙河街组大凌河油层，油藏埋深1950～2250m，平均油层有效厚度15m，上报含油面积3.25km2，石油地质储量781.8万吨，标定采收率25.0%，可采储量195.5万吨。
M油藏储层主要构造-岩性控制，断层发育，平面上分布多个小断块，储层发育稳定性差，地层岩性主要为巨厚块状砂砾岩、砾状砂岩，局部夹薄层泥岩、粉砂质泥岩，地层厚度110～250m，含油井段30～170m，发育多套小层，单层有效厚度以2～10m为主，砂岩尖灭现象严重。
2.开发中存在问题
M油藏采用250m井距直井网开发，2005～2008年先后部署实施直井22口，受平面上断层发育、砂体尖灭及分布连续性差等因素影响，难以形成规则生产井网，直井开发效果差，目前开井8口，平均单井日产油10吨，采油速度仅0.18%，地质储量采出程度6.5%，平均单井日产油仅1.25吨，处于较低水平（图1）。结合国内同类型油藏开发经验，计划采用水平井开发，增加单控储量及泄油面积，实现剩余可采储量有效动用。但受层薄、连续性差等因素影响，需要对水平井井眼轨迹控制技术优化研究，提高油层钻遇率，确定水平井成功实施。
3.关键技术研究
3.1井眼轨迹控制难度
如何控制井眼轨迹是水平井钻井施工难点，直接决定水平井有否成功，具体包括三方面，一是地质设计要求水平段轨迹纵向距靶心偏差不超过±2m，而在实际打钻前调整偏差要求不超过±1.5m，横向距靶心不超过±4m，中靶精度要求高;二是M油藏储层埋深1950～2250m，造斜点深度大，钻速相对小，易卡钻;三是地层变化大，螺杆造斜率不稳定，影响轨迹控制。
3.2轨迹控制技术
（1）水平井钻具组合技术
水平井钻具组合技术特点主要有三方面，一是以动力钻具组合为主，造斜段和水平段所有进尺全部由动力钻具完成;二是造斜井段全部采用中空型螺杆钻具，钻进排量达到40～45L/S，对保持井眼清洁，消除岩屑床，减少井下阻卡及复杂情况起到一定的作用;三是动力钻具定向造斜和转盘钻相结合，钻井过程中采用定向造斜和转盘钻进交叉进行的方式调整井眼轨迹，提高实钻轨迹与设计剖面吻合率。
（2）井眼轨迹测量技术
测量仪器选用ESS电子多点测斜仪及LWD随钻测斜仪，根据M油藏地理位置和设计方位，优选无磁钻铤长度，全井使用2根无磁钻铤，提高测量精度，具体测量方法及数据采集主要有三点：一是直井段钻进以防斜打直为目的，每钻进50m，用“R”型单点测斜仪吊测一次;二是直井段钻完后，采用ESS电子多点测斜仪进行测量，每单根进行取值一次;三是造斜段钻井中，采用LWD无线随钻测斜仪进行监测，每个单根测量一次井斜、方位，水平井段以ESS电子多点数据交井。
（3）待钻眼预测技术
待钻眼预测技术主要包括井底预测技术、待钻井眼设计技术以及分次定向技术。
①井底预测技术
采用螺杆钻具组合造斜时，井底实际井斜和方位预测结果存在着差异，差异值准确度直接影响井眼轨迹，可采用外推法进行井底预测，实现轨迹控制优化。
②待鉆井眼设计技术
从造斜点开始直到水平段完钻施工过程中，对每趟钻进行待钻井眼设计，指导钻具组合优化。在造斜过程中，要以入靶点为目标点进行待钻井眼设计，进入水平段后，以期望纵向误差、横向误差为目标，进行待钻井眼预测设计。
③分次定向技术
分次定向技术是采用比设计造斜率稍高的造斜工具进行定向造斜，当发现轨迹超前时，采用转盘钻稳斜或微增斜钻进一段后，根据轨迹需要再次定向钻进，既能够加快钻速又能提高中靶精度。
3.3优选钻井液体系
根据M油藏地质特点、井身结构、施工及完井方法的要求，以施工安全和保护油层为中心，优化钻井液体系，其中直井段采用普通水基搬土钻井液，造斜段采用XC生物聚合物混油钻井液，水平段使用搬土聚合分散混油钻井液。
3.4固井与完井技术
表层套管固井采用内管柱注水泥技术，水泥浆平均密度为1.85g/cm3，技术套管固井采用水泥为G级加砂油井水泥，平均密度1.87g/cm3，均要求水泥返至地面、固井质量合格。
4.实施效果
根据上述研究成果，M油藏2020年部署实施3口水平井，钻井过程中未出现卡钻、漏失、井涌等异常情况，油层钻遇率95.8～97.6%，固井质量合格，常规投产后，平均单井初期日产油20.5吨，目前日产油15.8吨，阶段累产油1.2万吨，预计全生命周期累产油3.0万吨。
5.结论
（1）受平面上断层发育、砂体尖灭及分布连续性差等因素影响，M油藏直井开发效果差。
（2）为确保水平井成功实施，开展水平井井眼轨迹控制技术优化研究，指导实施3口水平井，取得较好生产效果。
（3）本文在水平井井眼轨迹控制方面取得成果及认识，可为其它油田提供借鉴经验。
参考文献：
[1] 刘健宁.水平井钻井速度影响因素及提速措施分析[J].科技创新与应用.2016（05）.
[2] 刘桂君.杭锦旗区块水平井井眼轨迹控制技术[J].西部探矿工程.2020（06）.
[3] 李永军.水平井钻井施工过程轨迹控制研究[J].中国石油和化工标准与质量. 2017（14）.
作者简介：张升峰，男，1986年9月出生湖南邵阳，回族，工程师，2012年毕业于中国石油大学（北京），现于中石油辽河油田公司钻采工程技术部从事钻井管理工作。
中国石油辽河油田公司 辽宁 盘锦 124010
主题词：水平井 钻井技术 优化研究
1.概况
M油藏构造属于辽河断陷盆地中央隆起的南部倾没带，主要开发目的层为沙河街组大凌河油层，油藏埋深1950～2250m，平均油层有效厚度15m，上报含油面积3.25km2，石油地质储量781.8万吨，标定采收率25.0%，可采储量195.5万吨。
M油藏储层主要构造-岩性控制，断层发育，平面上分布多个小断块，储层发育稳定性差，地层岩性主要为巨厚块状砂砾岩、砾状砂岩，局部夹薄层泥岩、粉砂质泥岩，地层厚度110～250m，含油井段30～170m，发育多套小层，单层有效厚度以2～10m为主，砂岩尖灭现象严重。
2.开发中存在问题
M油藏采用250m井距直井网开发，2005～2008年先后部署实施直井22口，受平面上断层发育、砂体尖灭及分布连续性差等因素影响，难以形成规则生产井网，直井开发效果差，目前开井8口，平均单井日产油10吨，采油速度仅0.18%，地质储量采出程度6.5%，平均单井日产油仅1.25吨，处于较低水平（图1）。结合国内同类型油藏开发经验，计划采用水平井开发，增加单控储量及泄油面积，实现剩余可采储量有效动用。但受层薄、连续性差等因素影响，需要对水平井井眼轨迹控制技术优化研究，提高油层钻遇率，确定水平井成功实施。
3.关键技术研究
3.1井眼轨迹控制难度
如何控制井眼轨迹是水平井钻井施工难点，直接决定水平井有否成功，具体包括三方面，一是地质设计要求水平段轨迹纵向距靶心偏差不超过±2m，而在实际打钻前调整偏差要求不超过±1.5m，横向距靶心不超过±4m，中靶精度要求高;二是M油藏储层埋深1950～2250m，造斜点深度大，钻速相对小，易卡钻;三是地层变化大，螺杆造斜率不稳定，影响轨迹控制。
3.2轨迹控制技术
（1）水平井钻具组合技术
水平井钻具组合技术特点主要有三方面，一是以动力钻具组合为主，造斜段和水平段所有进尺全部由动力钻具完成;二是造斜井段全部采用中空型螺杆钻具，钻进排量达到40～45L/S，对保持井眼清洁，消除岩屑床，减少井下阻卡及复杂情况起到一定的作用;三是动力钻具定向造斜和转盘钻相结合，钻井过程中采用定向造斜和转盘钻进交叉进行的方式调整井眼轨迹，提高实钻轨迹与设计剖面吻合率。
（2）井眼轨迹测量技术
测量仪器选用ESS电子多点测斜仪及LWD随钻测斜仪，根据M油藏地理位置和设计方位，优选无磁钻铤长度，全井使用2根无磁钻铤，提高测量精度，具体测量方法及数据采集主要有三点：一是直井段钻进以防斜打直为目的，每钻进50m，用“R”型单点测斜仪吊测一次;二是直井段钻完后，采用ESS电子多点测斜仪进行测量，每单根进行取值一次;三是造斜段钻井中，采用LWD无线随钻测斜仪进行监测，每个单根测量一次井斜、方位，水平井段以ESS电子多点数据交井。
（3）待钻眼预测技术
待钻眼预测技术主要包括井底预测技术、待钻井眼设计技术以及分次定向技术。
①井底预测技术
采用螺杆钻具组合造斜时，井底实际井斜和方位预测结果存在着差异，差异值准确度直接影响井眼轨迹，可采用外推法进行井底预测，实现轨迹控制优化。
②待鉆井眼设计技术
从造斜点开始直到水平段完钻施工过程中，对每趟钻进行待钻井眼设计，指导钻具组合优化。在造斜过程中，要以入靶点为目标点进行待钻井眼设计，进入水平段后，以期望纵向误差、横向误差为目标，进行待钻井眼预测设计。
③分次定向技术
分次定向技术是采用比设计造斜率稍高的造斜工具进行定向造斜，当发现轨迹超前时，采用转盘钻稳斜或微增斜钻进一段后，根据轨迹需要再次定向钻进，既能够加快钻速又能提高中靶精度。
3.3优选钻井液体系
根据M油藏地质特点、井身结构、施工及完井方法的要求，以施工安全和保护油层为中心，优化钻井液体系，其中直井段采用普通水基搬土钻井液，造斜段采用XC生物聚合物混油钻井液，水平段使用搬土聚合分散混油钻井液。
3.4固井与完井技术
表层套管固井采用内管柱注水泥技术，水泥浆平均密度为1.85g/cm3，技术套管固井采用水泥为G级加砂油井水泥，平均密度1.87g/cm3，均要求水泥返至地面、固井质量合格。
4.实施效果
根据上述研究成果，M油藏2020年部署实施3口水平井，钻井过程中未出现卡钻、漏失、井涌等异常情况，油层钻遇率95.8～97.6%，固井质量合格，常规投产后，平均单井初期日产油20.5吨，目前日产油15.8吨，阶段累产油1.2万吨，预计全生命周期累产油3.0万吨。
5.结论
（1）受平面上断层发育、砂体尖灭及分布连续性差等因素影响，M油藏直井开发效果差。
（2）为确保水平井成功实施，开展水平井井眼轨迹控制技术优化研究，指导实施3口水平井，取得较好生产效果。
（3）本文在水平井井眼轨迹控制方面取得成果及认识，可为其它油田提供借鉴经验。
参考文献：
[1] 刘健宁.水平井钻井速度影响因素及提速措施分析[J].科技创新与应用.2016（05）.
[2] 刘桂君.杭锦旗区块水平井井眼轨迹控制技术[J].西部探矿工程.2020（06）.
[3] 李永军.水平井钻井施工过程轨迹控制研究[J].中国石油和化工标准与质量. 2017（14）.
作者简介：张升峰，男，1986年9月出生湖南邵阳，回族，工程师，2012年毕业于中国石油大学（北京），现于中石油辽河油田公司钻采工程技术部从事钻井管理工作。
中国石油辽河油田公司 辽宁 盘锦 124010