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[分类号】TE245
概述
营691-1 HF井是中国石化胜利油田2012年依据《东辛油田营691斜8单元长井段水平井分段压裂试验方案》在东辛油田斜8区块布置的第一口非常规完井工艺水平井，本文对该井从地质油藏、工程设计、钻井完井等方面进行了介绍，通过对实钻过程中的领眼、水平段轨迹控制和地质导向、钻井液完井液、钻具组合和钻具使用的分析，给出在该区块实施水平井的認识和建议，为该区块水平井的布置和实施提供依据。
主题词：水平井 油藏 钻井 完井 轨迹
前言
东辛油田位于东营凹陷中央隆起带，东西长28km，南北宽7.7km，目前勘探面积为217km?，自下而上共发育沙三、沙二、沙一、东营、馆陶、明化镇等六组含油层系，区内共有断层210条，将东辛背斜划分为185个断块，其中含油的断块已发现125块，而面积在0.5km?以下的有95个【2】，共探明石油储量有2.24x108 t【3】。营691斜8单元区域构造处于济阳坳陷东营凹陷，东辛油田东营构造西南翼，营11区块西部，营691区块东部，主力含油层为沙三中下小层，油藏埋深2850-3230m，工区含油面积1.1Km2，地质储量为30×104t。
1工程设计
1.1井身结构设计
根据营691块地质特点、采油要求和钻井完井工艺技术要求，营691-1HF井采用三开井身结构设计。为确保大斜度段的施工安全，用表层套管封隔松散易漏、易塌地层，拟用φ444.5mm钻头钻进至301m，下入φ339.7mm表层套管至300m；
营691-1HF井为开发生产水平井，为给水平段钻进，简化完井管柱及工艺，保护油层创造条件，二开拟采用φ311.2mm钻头钻至2088m开始造斜，二开钻至2690m后，井斜达到39°，方位222°，水平位移270m后，将φ244.5mm技术套管下至2688m，将目的层与上部地层隔开。水平段拟采用φ215.9mm钻头钻进，采用φ139.7mm套管完井，为确定真实产能，取准地层静压及生产流压等压力数据，需合理设计压裂缝间距及缝长，套管水平井分6段压裂投产，压裂支撑半缝长100m。取准地层有效渗透率资料及其它资料。为准确掌握该块沙三中下原油的各项特征，确定投产参数以及未来转注时机，需要取样进行高压物性实验。在营691-1HF压裂时应进行压裂裂缝监测，以确定压裂裂缝长度、延伸方向及各段压裂效果，为本区下步待实施井提供设计依据。
1.2井身剖面
根据附近完钻井资料，营691-1HF井水平段设计目的层为沙三中下1小层，相当于临井营691斜8井电测深度3220-3224.3m井段。为了确保水平井具较高产能，该井部署在构造较高位置且油层有效厚度大于2m区域，因此该井平面位置优选在营691斜8井以北，水平井采取分段压裂的方式投产，邻块实测压裂裂缝方位为NE110°，水平井走向近垂直于人工压裂裂缝方向，设计水平井井身轨迹呈南北走向，为平面四靶点水平井，AB靶之间加K1、K2两个控制点。
2钻井完井施工情况
2.1井眼实施情况
营691-1HF井于2012年4月19日用φ444.5mm钻头一开，4月24日钻至井深301m处，下入φ339.7mm表层套管至300m。4月26日用φ311.2mm钻头二开，钻进至井深2690m下入φ244.5mm技术套管至2688.14m，2012年6月16日以φ215.9mm钻头三开钻进至3316m后，根据油层变化决定实施回填。
2.2回填井眼实施情况
井眼回填至2840m，2012年6月20日侧钻，6月23日钻至3730m，根据施工及电测结果显示油层穿遇率较低，油层段仅占水平段20%，电测后决定再次回填。
根据前2个井眼的钻进情况，确定水平段地质导向过程中以砂质泥岩、泥质粉砂岩、泥岩、灰质泥岩。细砂岩来确定油层深度；施工中选择沉积旋回中的砂岩段钻进。
3.水平段轨迹控制和复杂情况处理
营691-1HF井水平段设计长度762.5m，水平段井斜80.43°，采用LWD随钻地质导向。在水平段实际施工过程中，由于施工中存在油层尖灭现象，根据地质要求，水平段轨迹在钻遇泥岩后进行了两次回填调整，在水平段钻进过程中，根据测得的全烃值含量、岩屑录井和LWD随钻伽玛值进行综合判断，确定目前井眼轨迹在油层中的位置。
领眼钻进至3273m沙河街地层由于氯化钙侵造成井眼垮塌，后起钻至技术套管内，加入WNP-1，DSP-2，乳化沥青，超细碳酸钙等药品控制钙离子含量，并稳固井壁，利用乳化石蜡封堵防塌井段。
通过前两个领眼施工情况和采取的措施分析，所钻地层含有较高浓度的氯化钙，打开地层后进入钻井液，破坏钻井液的性能，同时井壁稳定性变差，导致反复划眼，通过后期钻井液体系转为抗钙体系和提高钻井液密度至1.75g/cm3后，井内的情况有所好转，但是不能完全克服地层的垮塌，故在打第三个井眼时，考虑适当提高钻井液密度至1.8g/cm3 ，修正井眼轨迹使其平稳，减小狗腿度，工程方面在定向钻进过程当中频繁活动钻具，防止粘附卡钻，及时进行短起下，提高钻井液粘度和切力，清理岩屑床。
4.钻井液完井液技术
一开采用聚合物不分散钻井液体系，由于该井一开井眼与该区块其它井相比，井径大，存在携岩困难和井眼不清洁问题，土粉和聚合物配比能有效解决这一问题。二开直井段采用无固相聚合物钻井液，配比符合性能要求后开钻，钻进中根据情况适当调节聚合物比例补充钻井液。钻进至3100m时，由于先后由于钙侵发生井壁坍塌现象，并且多次短起下后发现井眼仍不够清洁，起下钻时阻卡严重，划眼困难，并有蹩泵现象，故决定钻井液体系改为饱和钙型。利用高粘度高切力钻井液将沉沙带出后再替入原钻井液进行钻进，适当提高钻井液密度保证井壁稳定，用硅氟将粘剂、石灰调整污染的钻井液。钻井液密度加至1.75g/cm3。粘土含量不低于60g/l。钻井液粘切要高，防止井壁冲刷。不能使用烧碱和褐煤类处理剂，用WNP-1护胶，降失水剂使用DSP-2、SMP-2。抑制剂继续使用AP-1、无水聚合醇。封堵防塌剂使用要求：2～3%CaCO3（2500目）；2～3%胶乳沥青（软化点100度）；2～3%乳化石蜡。
5.问题与建议
1、加强油藏地质精细描述，在水平井剖面设计时尽可能不钻领眼，在井斜接近84～86度时稳斜探靶，如果砂体预测的准确，则可继续水平段施工，如果有偏差，也只可以少量填井，不必浪费太多的井段。
2、井身结构的选择，在营691-1HF井施工中，采用三开井身结构，311mm井眼未能封住位于2910-3100一段的钙侵泥岩，导致三开后该井段复杂情况频发，造成钻井施工困难，可考虑适当增加技术套管的固封井段，即将9 5/8″技术套管深下。这样能够大大减少三开后在造斜段反复调整钻井液性能以及处理复杂情况的时间。
参考文献
{1} 陈志勇，巨满成.水平井钻井技术在苏里格气田的研究和应用.天然气工业，2002（6）
{2} 帅得福，王秉海，中国石油地质卷六-胜利油田[M].北京：石油工业出版社，1993：475
{3}
概述
营691-1 HF井是中国石化胜利油田2012年依据《东辛油田营691斜8单元长井段水平井分段压裂试验方案》在东辛油田斜8区块布置的第一口非常规完井工艺水平井，本文对该井从地质油藏、工程设计、钻井完井等方面进行了介绍，通过对实钻过程中的领眼、水平段轨迹控制和地质导向、钻井液完井液、钻具组合和钻具使用的分析，给出在该区块实施水平井的認识和建议，为该区块水平井的布置和实施提供依据。
主题词：水平井 油藏 钻井 完井 轨迹
前言
东辛油田位于东营凹陷中央隆起带，东西长28km，南北宽7.7km，目前勘探面积为217km?，自下而上共发育沙三、沙二、沙一、东营、馆陶、明化镇等六组含油层系，区内共有断层210条，将东辛背斜划分为185个断块，其中含油的断块已发现125块，而面积在0.5km?以下的有95个【2】，共探明石油储量有2.24x108 t【3】。营691斜8单元区域构造处于济阳坳陷东营凹陷，东辛油田东营构造西南翼，营11区块西部，营691区块东部，主力含油层为沙三中下小层，油藏埋深2850-3230m，工区含油面积1.1Km2，地质储量为30×104t。
1工程设计
1.1井身结构设计
根据营691块地质特点、采油要求和钻井完井工艺技术要求，营691-1HF井采用三开井身结构设计。为确保大斜度段的施工安全，用表层套管封隔松散易漏、易塌地层，拟用φ444.5mm钻头钻进至301m，下入φ339.7mm表层套管至300m；
营691-1HF井为开发生产水平井，为给水平段钻进，简化完井管柱及工艺，保护油层创造条件，二开拟采用φ311.2mm钻头钻至2088m开始造斜，二开钻至2690m后，井斜达到39°，方位222°，水平位移270m后，将φ244.5mm技术套管下至2688m，将目的层与上部地层隔开。水平段拟采用φ215.9mm钻头钻进，采用φ139.7mm套管完井，为确定真实产能，取准地层静压及生产流压等压力数据，需合理设计压裂缝间距及缝长，套管水平井分6段压裂投产，压裂支撑半缝长100m。取准地层有效渗透率资料及其它资料。为准确掌握该块沙三中下原油的各项特征，确定投产参数以及未来转注时机，需要取样进行高压物性实验。在营691-1HF压裂时应进行压裂裂缝监测，以确定压裂裂缝长度、延伸方向及各段压裂效果，为本区下步待实施井提供设计依据。
1.2井身剖面
根据附近完钻井资料，营691-1HF井水平段设计目的层为沙三中下1小层，相当于临井营691斜8井电测深度3220-3224.3m井段。为了确保水平井具较高产能，该井部署在构造较高位置且油层有效厚度大于2m区域，因此该井平面位置优选在营691斜8井以北，水平井采取分段压裂的方式投产，邻块实测压裂裂缝方位为NE110°，水平井走向近垂直于人工压裂裂缝方向，设计水平井井身轨迹呈南北走向，为平面四靶点水平井，AB靶之间加K1、K2两个控制点。
2钻井完井施工情况
2.1井眼实施情况
营691-1HF井于2012年4月19日用φ444.5mm钻头一开，4月24日钻至井深301m处，下入φ339.7mm表层套管至300m。4月26日用φ311.2mm钻头二开，钻进至井深2690m下入φ244.5mm技术套管至2688.14m，2012年6月16日以φ215.9mm钻头三开钻进至3316m后，根据油层变化决定实施回填。
2.2回填井眼实施情况
井眼回填至2840m，2012年6月20日侧钻，6月23日钻至3730m，根据施工及电测结果显示油层穿遇率较低，油层段仅占水平段20%，电测后决定再次回填。
根据前2个井眼的钻进情况，确定水平段地质导向过程中以砂质泥岩、泥质粉砂岩、泥岩、灰质泥岩。细砂岩来确定油层深度；施工中选择沉积旋回中的砂岩段钻进。
3.水平段轨迹控制和复杂情况处理
营691-1HF井水平段设计长度762.5m，水平段井斜80.43°，采用LWD随钻地质导向。在水平段实际施工过程中，由于施工中存在油层尖灭现象，根据地质要求，水平段轨迹在钻遇泥岩后进行了两次回填调整，在水平段钻进过程中，根据测得的全烃值含量、岩屑录井和LWD随钻伽玛值进行综合判断，确定目前井眼轨迹在油层中的位置。
领眼钻进至3273m沙河街地层由于氯化钙侵造成井眼垮塌，后起钻至技术套管内，加入WNP-1，DSP-2，乳化沥青，超细碳酸钙等药品控制钙离子含量，并稳固井壁，利用乳化石蜡封堵防塌井段。
通过前两个领眼施工情况和采取的措施分析，所钻地层含有较高浓度的氯化钙，打开地层后进入钻井液，破坏钻井液的性能，同时井壁稳定性变差，导致反复划眼，通过后期钻井液体系转为抗钙体系和提高钻井液密度至1.75g/cm3后，井内的情况有所好转，但是不能完全克服地层的垮塌，故在打第三个井眼时，考虑适当提高钻井液密度至1.8g/cm3 ，修正井眼轨迹使其平稳，减小狗腿度，工程方面在定向钻进过程当中频繁活动钻具，防止粘附卡钻，及时进行短起下，提高钻井液粘度和切力，清理岩屑床。
4.钻井液完井液技术
一开采用聚合物不分散钻井液体系，由于该井一开井眼与该区块其它井相比，井径大，存在携岩困难和井眼不清洁问题，土粉和聚合物配比能有效解决这一问题。二开直井段采用无固相聚合物钻井液，配比符合性能要求后开钻，钻进中根据情况适当调节聚合物比例补充钻井液。钻进至3100m时，由于先后由于钙侵发生井壁坍塌现象，并且多次短起下后发现井眼仍不够清洁，起下钻时阻卡严重，划眼困难，并有蹩泵现象，故决定钻井液体系改为饱和钙型。利用高粘度高切力钻井液将沉沙带出后再替入原钻井液进行钻进，适当提高钻井液密度保证井壁稳定，用硅氟将粘剂、石灰调整污染的钻井液。钻井液密度加至1.75g/cm3。粘土含量不低于60g/l。钻井液粘切要高，防止井壁冲刷。不能使用烧碱和褐煤类处理剂，用WNP-1护胶，降失水剂使用DSP-2、SMP-2。抑制剂继续使用AP-1、无水聚合醇。封堵防塌剂使用要求：2～3%CaCO3（2500目）；2～3%胶乳沥青（软化点100度）；2～3%乳化石蜡。
5.问题与建议
1、加强油藏地质精细描述，在水平井剖面设计时尽可能不钻领眼，在井斜接近84～86度时稳斜探靶，如果砂体预测的准确，则可继续水平段施工，如果有偏差，也只可以少量填井，不必浪费太多的井段。
2、井身结构的选择，在营691-1HF井施工中，采用三开井身结构，311mm井眼未能封住位于2910-3100一段的钙侵泥岩，导致三开后该井段复杂情况频发，造成钻井施工困难，可考虑适当增加技术套管的固封井段，即将9 5/8″技术套管深下。这样能够大大减少三开后在造斜段反复调整钻井液性能以及处理复杂情况的时间。
参考文献
{1} 陈志勇，巨满成.水平井钻井技术在苏里格气田的研究和应用.天然气工业，2002（6）
{2} 帅得福，王秉海，中国石油地质卷六-胜利油田[M].北京：石油工业出版社，1993：475
{3}