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摘 要：樊116-1HF井是胜利油田纯梁采油厂在济阳坳陷东营凹陷博兴洼陷北部樊116-20块布置的一口裸眼段长的非常规水平井，有效动用樊116-20块沙三中22小层特低渗油藏，大幅度提高单井产能。通过优化工程及钻井液技术措施，满足了该井的施工要求，克服了地质条件复杂带来的不利影响，保证了该井的顺利完井。该井井眼轨迹平滑、井眼畅通、井壁稳定、施工过程顺利。
关键词：非常规 长裸眼 水平井 铝胺基聚合物防塌钻井液
一、引言
1.工程简况
樊116-1HF井井构造位置位于济阳坳陷东营凹陷博兴洼陷北部樊116-20块，该井2263.59m开始定向，垂深2814.10m，水平位移1405.45m，最大井斜角92.2°，水平段长918.08m。
2.技术难点
2.1地质方面技术难点
2.1.1馆陶组地层水敏性强，易缩径，易泥糊井眼。
2.1.2裸眼段长，造斜点深，地层复杂。施工中轨道调整频繁，滑动钻进所占比例大，要求钻井液具有更好的润滑防卡性能解决脱压和防卡问题。
2.1.3沙河街组地层容易坍塌掉块，根据樊116块区地质提供油层原始压力系数1.34，邻井完钻密度1.20g/cm3，借鉴樊154区块非常规井实钻钻井液密度，根据高压低渗储层裸眼段越长、后效越严重的压力特性，以及钻遇断层破碎带井壁稳定性，确定二开完钻密度为1.35g/cm3。
2.1.4进入水平段，一旦钻遇泥岩，极易发生垮塌现象，从而造成起下钻遇阻遇卡，甚至卡钻等危害。
2.2工程方面
2.2.1为保证油层套管的顺利下入，对井深轨迹要求高，要求狗腿度小于20度/100米，水平段不超过10度/100米，井身轨迹控制难度大。
2.2.2要求井径扩大率不超过5%，施工难度大。
2.2.3随着水平段的延长，钻具摩阻逐步增大，钻进中“拖压”现象严重，钻压传递困难。
2.2.4长裸眼水平段钻具躺在下井壁，钻具与井壁的接触面积大，致使钻井施工过程中摩阻升高、扭矩增大；管柱的摩阻摩扭会给施工带来较大困难。
2.3钻井液方面
地质条件复杂、钻井工艺复杂对钻井液体系提出了很高的技术要求。需要钻井液具有超强的抑制性；优良的钻井液性能及稳定性；良好的携岩洗井能力；润滑防卡；预防坍塌稳定井壁；保护油气层；以及保证油层套管的顺利下入等方面都提出了很高的要求。
二、现场施工
1.工程技术措施
由于造斜点深，开始造斜时适当控制排量，确保钻压及工具面的稳定，有利于造斜率的控制。
严格控制工具的造斜率，保证井眼轨迹圆滑，以减小钻柱的摩阻和扭矩，同时消除由于起下钻而形成键槽的可能性；随时进行待钻井眼的校正设计，入靶前加密测点，确保A点的矢量中靶。
本井自垂深2600m开始采用LWD随钻地质导向系统，随钻测量自然伽马、电阻率曲线、自然电位。根据随钻测井，确定目的层顶界深度，跟踪调整井眼轨迹；采用MWD随钻监控井眼轨迹；根据实际情况采用滑动钻进和复合钻进两种方式施工，随时调整井斜方位。
LWD下钻前钻井液性能稳定，达到设计要求，净化设备运转正常；泥浆混入润滑剂，采取大排量定期清洗井眼等措施，消除岩屑床，确保井眼畅通和稳定。采取短程起下钻和提前倒装钻具，确保大斜度井段钻压的有效传递；采用柔性钻具组合通井。
2.钻井液技术
2.1钻井液体系及配方
上部：钻井液体系：聚合物防塌钻井液：（0.3-0.5）%PAM+（0.5-1）%NaOH+（0.5-1）%NPAN+（1-2）%KFT+（0.5-1）%抗盐增粘降滤失剂
下部：铝胺基钻井液：按井浆总量+（0.5～0.7）%PAM+（2～2.5）%胶乳沥青+2%改性沥青+（2～3）%磺化酚醛树脂+（0.5～1）%SF-1+（1～1.5）%AP-1+（0.5～1）%铝基聚合物+2%乳化石蜡+1.5%磺酸盐共聚物+（2.5～3）%超钙+（6～15）%原油
2.2井壁稳定技术措施
2.2.1馆陶组地层防缩径、防泥糊井眼，具体技术措施：
大循环钻进至1200m改小循环，钻进期间不断补充清水和PAM干粉胶液，尽量使该井段钻成“开放式井眼”，为后期施工留下“防糊”的空间。
其次，使用扩大器对反复800—1300m井段进行“扩眼”，以达到预防该井段缩径的目的。
2.2.2进入东营组，增强钻井液的悬浮能力，防沉砂卡钻，采取以下技术措施：
正常情况下保持钻井液粘切45-50s，根据井下情况及时调整，逐步降低钻井液失水，保持合适的切力，严防沉砂卡钻。
2.2.3沙河街组的防塌技术措施
A：提高钻井液的抑制防塌和封堵防塌能力，选用胺基聚醇和聚合物配合，不仅具有良好的抑制能力，同时也具有较好的防塌效果，配合SMP-Ⅱ及磺化沥青等防塌剂，提高钻井液的封堵防塌能力。遇易塌地层保持适度的泥浆密度，在有破碎带地层提高钻井液粘度至60s以上，避免紊流钻井液对井壁的冲刷。做到钻一段地层封固一段地层，保证所钻井眼的井壁稳定。
B：控制较低的HTHP失水，尽量减少钻井液滤液进入地层，同时控制薄而韧的高温高压下的泥饼，提高钻井液的防塌造壁能力。在砂岩中钻进时可采用紊流流型钻井液粘度55-60s，若出现泥岩则应提高钻井液粘度，并减少紊流对井壁的冲刷，保持井壁稳定，降低井径扩大率。
C：严格控制密度，在钻进及钻井作业过程中不要波动太大，以免引起液柱波动造成井壁失稳。
2.3润滑防卡技术措施
2.3.1保证钻井液体系的强抑制性，防止泥页岩因水化膨胀而发生粘卡。润滑材料采用无水多元醇和原油，在钻进中及时补充以降低钻具摩阻；
2.3.2使钻井液具有合理的流型，提高钻井液的携岩洗井能力，降低井筒内的岩屑浓度，能有效地降低钻具摩阻。
2.3.3勤搞短起下，破坏岩屑床的形成。
2.3.4严格控制API和HTHP失水，改善泥饼质量。
2.3.5搞好固相控制，控制适当的泥浆密度，在水平段施工中振动筛使用150目筛布，间断使用使用离心机及时清除劣质固相。
三、施工效果
通过优化工程及钻井液技术措施，满足了该井的施工要求，克服了地质条件复杂带来的不利影响，钻井过程顺利，摩阻低，砂样代表性好，无坍塌，井眼稳定。本井起下钻都非常顺利，未出现阻卡、划眼现象，下至井底开泵畅通，，完井电测及下套管均一次成功。
四、结论与体会
1.通过优化定向技术措施，实钻定向井段狗腿度仅为6.56度/100米，水平段狗腿度仅为7.69度/100米，井径扩大率仅为1.1%，为油层套管的下入打下了良好地基础。
2.通过短程起下钻，清除岩屑床带来的危害，保证了井眼的畅通。有机胺（铝胺基）封堵防塌钻井液的使用，有效提高钻井液抑制性和封堵性，解决了破碎带井壁稳定问题。
3.通过使用倒装钻具，和提高钻井液的润滑能力降低钻具摩阻，解决了水平段长带来的拖压问题。
4.通过实施本井钻井技术，大大提高了钻井速度，井眼质量好，钻进、起下钻正常顺利、下套管全部一次成功及固井顺利，固井质量优良。为以后同类型井的施工积累了丰富的经验。
关键词：非常规 长裸眼 水平井 铝胺基聚合物防塌钻井液
一、引言
1.工程简况
樊116-1HF井井构造位置位于济阳坳陷东营凹陷博兴洼陷北部樊116-20块，该井2263.59m开始定向，垂深2814.10m，水平位移1405.45m，最大井斜角92.2°，水平段长918.08m。
2.技术难点
2.1地质方面技术难点
2.1.1馆陶组地层水敏性强，易缩径，易泥糊井眼。
2.1.2裸眼段长，造斜点深，地层复杂。施工中轨道调整频繁，滑动钻进所占比例大，要求钻井液具有更好的润滑防卡性能解决脱压和防卡问题。
2.1.3沙河街组地层容易坍塌掉块，根据樊116块区地质提供油层原始压力系数1.34，邻井完钻密度1.20g/cm3，借鉴樊154区块非常规井实钻钻井液密度，根据高压低渗储层裸眼段越长、后效越严重的压力特性，以及钻遇断层破碎带井壁稳定性，确定二开完钻密度为1.35g/cm3。
2.1.4进入水平段，一旦钻遇泥岩，极易发生垮塌现象，从而造成起下钻遇阻遇卡，甚至卡钻等危害。
2.2工程方面
2.2.1为保证油层套管的顺利下入，对井深轨迹要求高，要求狗腿度小于20度/100米，水平段不超过10度/100米，井身轨迹控制难度大。
2.2.2要求井径扩大率不超过5%，施工难度大。
2.2.3随着水平段的延长，钻具摩阻逐步增大，钻进中“拖压”现象严重，钻压传递困难。
2.2.4长裸眼水平段钻具躺在下井壁，钻具与井壁的接触面积大，致使钻井施工过程中摩阻升高、扭矩增大；管柱的摩阻摩扭会给施工带来较大困难。
2.3钻井液方面
地质条件复杂、钻井工艺复杂对钻井液体系提出了很高的技术要求。需要钻井液具有超强的抑制性；优良的钻井液性能及稳定性；良好的携岩洗井能力；润滑防卡；预防坍塌稳定井壁；保护油气层；以及保证油层套管的顺利下入等方面都提出了很高的要求。
二、现场施工
1.工程技术措施
由于造斜点深，开始造斜时适当控制排量，确保钻压及工具面的稳定，有利于造斜率的控制。
严格控制工具的造斜率，保证井眼轨迹圆滑，以减小钻柱的摩阻和扭矩，同时消除由于起下钻而形成键槽的可能性；随时进行待钻井眼的校正设计，入靶前加密测点，确保A点的矢量中靶。
本井自垂深2600m开始采用LWD随钻地质导向系统，随钻测量自然伽马、电阻率曲线、自然电位。根据随钻测井，确定目的层顶界深度，跟踪调整井眼轨迹；采用MWD随钻监控井眼轨迹；根据实际情况采用滑动钻进和复合钻进两种方式施工，随时调整井斜方位。
LWD下钻前钻井液性能稳定，达到设计要求，净化设备运转正常；泥浆混入润滑剂，采取大排量定期清洗井眼等措施，消除岩屑床，确保井眼畅通和稳定。采取短程起下钻和提前倒装钻具，确保大斜度井段钻压的有效传递；采用柔性钻具组合通井。
2.钻井液技术
2.1钻井液体系及配方
上部：钻井液体系：聚合物防塌钻井液：（0.3-0.5）%PAM+（0.5-1）%NaOH+（0.5-1）%NPAN+（1-2）%KFT+（0.5-1）%抗盐增粘降滤失剂
下部：铝胺基钻井液：按井浆总量+（0.5～0.7）%PAM+（2～2.5）%胶乳沥青+2%改性沥青+（2～3）%磺化酚醛树脂+（0.5～1）%SF-1+（1～1.5）%AP-1+（0.5～1）%铝基聚合物+2%乳化石蜡+1.5%磺酸盐共聚物+（2.5～3）%超钙+（6～15）%原油
2.2井壁稳定技术措施
2.2.1馆陶组地层防缩径、防泥糊井眼，具体技术措施：
大循环钻进至1200m改小循环，钻进期间不断补充清水和PAM干粉胶液，尽量使该井段钻成“开放式井眼”，为后期施工留下“防糊”的空间。
其次，使用扩大器对反复800—1300m井段进行“扩眼”，以达到预防该井段缩径的目的。
2.2.2进入东营组，增强钻井液的悬浮能力，防沉砂卡钻，采取以下技术措施：
正常情况下保持钻井液粘切45-50s，根据井下情况及时调整，逐步降低钻井液失水，保持合适的切力，严防沉砂卡钻。
2.2.3沙河街组的防塌技术措施
A：提高钻井液的抑制防塌和封堵防塌能力，选用胺基聚醇和聚合物配合，不仅具有良好的抑制能力，同时也具有较好的防塌效果，配合SMP-Ⅱ及磺化沥青等防塌剂，提高钻井液的封堵防塌能力。遇易塌地层保持适度的泥浆密度，在有破碎带地层提高钻井液粘度至60s以上，避免紊流钻井液对井壁的冲刷。做到钻一段地层封固一段地层，保证所钻井眼的井壁稳定。
B：控制较低的HTHP失水，尽量减少钻井液滤液进入地层，同时控制薄而韧的高温高压下的泥饼，提高钻井液的防塌造壁能力。在砂岩中钻进时可采用紊流流型钻井液粘度55-60s，若出现泥岩则应提高钻井液粘度，并减少紊流对井壁的冲刷，保持井壁稳定，降低井径扩大率。
C：严格控制密度，在钻进及钻井作业过程中不要波动太大，以免引起液柱波动造成井壁失稳。
2.3润滑防卡技术措施
2.3.1保证钻井液体系的强抑制性，防止泥页岩因水化膨胀而发生粘卡。润滑材料采用无水多元醇和原油，在钻进中及时补充以降低钻具摩阻；
2.3.2使钻井液具有合理的流型，提高钻井液的携岩洗井能力，降低井筒内的岩屑浓度，能有效地降低钻具摩阻。
2.3.3勤搞短起下，破坏岩屑床的形成。
2.3.4严格控制API和HTHP失水，改善泥饼质量。
2.3.5搞好固相控制，控制适当的泥浆密度，在水平段施工中振动筛使用150目筛布，间断使用使用离心机及时清除劣质固相。
三、施工效果
通过优化工程及钻井液技术措施，满足了该井的施工要求，克服了地质条件复杂带来的不利影响，钻井过程顺利，摩阻低，砂样代表性好，无坍塌，井眼稳定。本井起下钻都非常顺利，未出现阻卡、划眼现象，下至井底开泵畅通，，完井电测及下套管均一次成功。
四、结论与体会
1.通过优化定向技术措施，实钻定向井段狗腿度仅为6.56度/100米，水平段狗腿度仅为7.69度/100米，井径扩大率仅为1.1%，为油层套管的下入打下了良好地基础。
2.通过短程起下钻，清除岩屑床带来的危害，保证了井眼的畅通。有机胺（铝胺基）封堵防塌钻井液的使用，有效提高钻井液抑制性和封堵性，解决了破碎带井壁稳定问题。
3.通过使用倒装钻具，和提高钻井液的润滑能力降低钻具摩阻，解决了水平段长带来的拖压问题。
4.通过实施本井钻井技术，大大提高了钻井速度，井眼质量好，钻进、起下钻正常顺利、下套管全部一次成功及固井顺利，固井质量优良。为以后同类型井的施工积累了丰富的经验。