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摘要：F13-ST1井位于伊朗阿瓦兹市东南部，是伊朗雅达项目的第一口水平井。属于套管开窗水平井，没有该地区的地质资料，需要先打一个导眼井，地层复杂，定向施工难点大。本文还介绍了该井的设计概况、轨迹控制措施、施工技术要点及主要措施等情况，总结出了该地区套管开窗水平井井身轨迹控制的特点，并给出了该地区套管开窗水平井施工的经验和总结，对该地区的定向井、水平井施工均有很大的指导意义。
关键词：轨迹控制 技术措施 钻井技术
1.概述
原井F13是一口井眼尺寸为8-3/8″的直井，于2011年7月16日开始施工，原设计井深4505m，钻至3478m时上返沥青，漏失溢流，经多次压井堵漏无效后，开始填井，水泥填至技套内，由于出现井下复杂情况及高含量硫化氢，决定改为开发Sarvak储层，采用水平井开发。根据现场情况，导眼必须和老眼离开一定的距离才能确保下一步施工时不出现复杂情况，但是也不能井斜过大，井斜过大会造成后面水平井的施工困难，综合考虑井斜在8-10°稳斜最合理，导眼设计开窗点1520m，设计井深为2999.2m，稳斜角为10°，稳斜段为1379m。水平井设计井深为3953.96m，造斜点为2480m，水平位移为1414.92m，水平段长为900.15m。
本井的难点如下：
1、本口井在井深1522m处开窗，套管外径为9 1/2in，套管钢级为T95-1，硬度大，套管壁厚，增加了开窗的难度。
2、本井是因井下出现复杂情况而改成的水平井，由于前期没有电测资料，也没有该区块的早期地质资料，需要先打导眼。根据现场情况，导眼必须和老眼离开一定的距离才能确保下一步施工时不出现复杂情况，但是也不能井斜过大，井斜过大会造成后面水平井的施工困难，综合考虑井斜在8-10°稳斜最合理。导眼的施工难度在于井斜比较小，而稳斜段有1300多米，不易控制。同时斜导眼也增加了水平井施工难度。
3、本井侧钻点2480以上有近1000m，井斜为8°-10°的稳斜段，给侧钻和水平井施工增加了难度。同时水平位移为1426m，水平段长为900m。位移大、水平段长，井眼尺寸较小，施工过程中，摩阻扭矩大，托压严重，水平段后期滑动钻进困难。
2. 导眼段施工
井深1547m-1620m ROP较慢，滑动钻进时钻时平均1m/h，复合钻进2m/h。该段地层含有灰白色硬石膏，可钻性比较差。滑动钻进时由于井斜小，PDC钻头工具面难以稳定，导致摆工具面时间较长，同时影响工具的造斜率，加大工作量，降低时效。最后采取常规钻具进行施工。
3. 水平井施工
3.1增斜段施工情况
钻具组合：8-3/8"SMD517×0.26m+6-3/4"动力钻具 （1.5°）（大港S/N：4727）×7.77m+6-3/4"浮阀（431*410）×0.37m+1x6-3/4"短无磁钻铤×4.39m+6-3/4"悬挂（MWD）×4.76m+1根 5"无磁承压钻杆×9.3m+1 根5"加重钻杆+6-1/2" 柔性短节×3.37m+6-1/2" 震击器×6.51m+31根5" 加重钻杆+5"钻杆。
施工时部分井段滑动钻进时出现严重脱压现象，复合钻进时正常，但扭矩增大达到4-6KN*M。经分析判断由于本井井眼尺寸为8-3/8"，6-3/4"LWD的耐磨环为189mm（LWD正常使用井眼为8-1/2"、9-1/2"、9-5/8"），同时螺杆弯度为1.5°，定向工具和井壁间间隙小，钻压加不到钻头上，大部分钻压加到LWD和扶正器上，同时LWD耐磨环较多增加了和井壁间的摩擦，侧向力大，导致钻压无法正常加到钻头上。决定起钻甩掉LWD，使用MWD钻至设计A点后，起钻换LWD补测上部地层资料，确定油层位置。
3.2水平段施工情况
钻具组合：8-3/8"M1665SS×0.29m+6-3/4"动力钻具 （1.5°）无扶（大港S/N：5855）×7.5m+6-3/4"浮阀（431*410）×0.37m+1x6-3/4"LWD×7.07m+6-3/4"悬挂（MWD）×4.76m+1根 5"无磁承压钻杆×9.45m+1 根5"加重钻杆+6-1/2" 柔性短节×3.37m+6-1/2" 震击器×6.51m+1 根5"加重钻杆+30柱5"钻杆+15柱5" 加重钻杆+5"钻杆。
水平段复合钻进时扭矩为6-9KN*M，上提钻具摩阻8T，下放钻具摩阻10-15T。复合钻进时由于扭矩较大钻压2-4T，钻时为6-8m/h，复合降斜降斜率为2-4°/100m。滑动钻进时出现严重脱压现象，脱压至20-30T，上提15T，有时钻压突然释放，导致螺杆制动蹩泵，频繁活动钻具，转动顶驱修复上部井壁，大距离上下活动钻具，均无效果，不能正常滑动钻进。通过分析随着水平段段长的不断增加，LWD对滑动钻进的影响越大，很难完成滑动施工，经和甲方协商，在油层判断准确情况下，先使用MWD钻进水平段，最后补测LWD测井资料。
4.经验总结
1）通过这口井导眼和水平井的施工，对地层岩性的可钻性有了一定的了解，页岩和泥灰岩可钻性差。导眼段在1920-1970m钻时很慢，螺杆压差很小，扭矩变化小，甲方认为是螺杆原因，起钻换螺杆后，钻时基本一致。结合雅达其他直井螺杆服务情况，以及该井老眼常规钻具钻遇该岩性情况，钻时慢是由于地层岩性可钻性的原因，坚持钻过该岩性后，钻时正常。在定向段2720-2760m，出现同样情况，这样基本摸清了以前直井螺杆服务时出现钻时慢，螺杆压差小，扭矩小，不是螺杆质量问题，而是因为地层岩性的可钻性。
2）螺杆扶正器对滑动钻进的影响。总结出了8-1/2"井眼造斜段使用扶正器尺寸? 210mm1.5°螺杆，8-3/8"井眼造斜段使用扶正器尺寸? 206mm1.5°螺杆比较合适，既较好解决了造斜段托压现象，同时对螺杆造斜能力影响不大。如果出现滑动钻进很困难的情况，可以使用1.5°无扶螺杆。
3）水平段施工时，8-1/2"井眼造斜段使用扶正器尺寸? 206mm1.25°螺杆，8-3/8"井眼造斜段使用扶正器尺寸? 205mm1.25°螺杆比较合适，可以通过钻压适当控制井斜，以减少滑动钻进，提高时效。到水平段后期，滑动钻进很难进行，钻压控制井斜效果不是很好的情况下，可以使用1.5°无扶螺杆。
参考文献
[1]沈伟 ，谭树人. 大位移井钻井作业的关键技术[J ]. 石油钻采工艺 ， 2000（06）.
[2]朱全塔.孤平1井超长水平段水平井钻井技术.石油钻探技术，2005，33（6）.
关键词：轨迹控制 技术措施 钻井技术
1.概述
原井F13是一口井眼尺寸为8-3/8″的直井，于2011年7月16日开始施工，原设计井深4505m，钻至3478m时上返沥青，漏失溢流，经多次压井堵漏无效后，开始填井，水泥填至技套内，由于出现井下复杂情况及高含量硫化氢，决定改为开发Sarvak储层，采用水平井开发。根据现场情况，导眼必须和老眼离开一定的距离才能确保下一步施工时不出现复杂情况，但是也不能井斜过大，井斜过大会造成后面水平井的施工困难，综合考虑井斜在8-10°稳斜最合理，导眼设计开窗点1520m，设计井深为2999.2m，稳斜角为10°，稳斜段为1379m。水平井设计井深为3953.96m，造斜点为2480m，水平位移为1414.92m，水平段长为900.15m。
本井的难点如下：
1、本口井在井深1522m处开窗，套管外径为9 1/2in，套管钢级为T95-1，硬度大，套管壁厚，增加了开窗的难度。
2、本井是因井下出现复杂情况而改成的水平井，由于前期没有电测资料，也没有该区块的早期地质资料，需要先打导眼。根据现场情况，导眼必须和老眼离开一定的距离才能确保下一步施工时不出现复杂情况，但是也不能井斜过大，井斜过大会造成后面水平井的施工困难，综合考虑井斜在8-10°稳斜最合理。导眼的施工难度在于井斜比较小，而稳斜段有1300多米，不易控制。同时斜导眼也增加了水平井施工难度。
3、本井侧钻点2480以上有近1000m，井斜为8°-10°的稳斜段，给侧钻和水平井施工增加了难度。同时水平位移为1426m，水平段长为900m。位移大、水平段长，井眼尺寸较小，施工过程中，摩阻扭矩大，托压严重，水平段后期滑动钻进困难。
2. 导眼段施工
井深1547m-1620m ROP较慢，滑动钻进时钻时平均1m/h，复合钻进2m/h。该段地层含有灰白色硬石膏，可钻性比较差。滑动钻进时由于井斜小，PDC钻头工具面难以稳定，导致摆工具面时间较长，同时影响工具的造斜率，加大工作量，降低时效。最后采取常规钻具进行施工。
3. 水平井施工
3.1增斜段施工情况
钻具组合：8-3/8"SMD517×0.26m+6-3/4"动力钻具 （1.5°）（大港S/N：4727）×7.77m+6-3/4"浮阀（431*410）×0.37m+1x6-3/4"短无磁钻铤×4.39m+6-3/4"悬挂（MWD）×4.76m+1根 5"无磁承压钻杆×9.3m+1 根5"加重钻杆+6-1/2" 柔性短节×3.37m+6-1/2" 震击器×6.51m+31根5" 加重钻杆+5"钻杆。
施工时部分井段滑动钻进时出现严重脱压现象，复合钻进时正常，但扭矩增大达到4-6KN*M。经分析判断由于本井井眼尺寸为8-3/8"，6-3/4"LWD的耐磨环为189mm（LWD正常使用井眼为8-1/2"、9-1/2"、9-5/8"），同时螺杆弯度为1.5°，定向工具和井壁间间隙小，钻压加不到钻头上，大部分钻压加到LWD和扶正器上，同时LWD耐磨环较多增加了和井壁间的摩擦，侧向力大，导致钻压无法正常加到钻头上。决定起钻甩掉LWD，使用MWD钻至设计A点后，起钻换LWD补测上部地层资料，确定油层位置。
3.2水平段施工情况
钻具组合：8-3/8"M1665SS×0.29m+6-3/4"动力钻具 （1.5°）无扶（大港S/N：5855）×7.5m+6-3/4"浮阀（431*410）×0.37m+1x6-3/4"LWD×7.07m+6-3/4"悬挂（MWD）×4.76m+1根 5"无磁承压钻杆×9.45m+1 根5"加重钻杆+6-1/2" 柔性短节×3.37m+6-1/2" 震击器×6.51m+1 根5"加重钻杆+30柱5"钻杆+15柱5" 加重钻杆+5"钻杆。
水平段复合钻进时扭矩为6-9KN*M，上提钻具摩阻8T，下放钻具摩阻10-15T。复合钻进时由于扭矩较大钻压2-4T，钻时为6-8m/h，复合降斜降斜率为2-4°/100m。滑动钻进时出现严重脱压现象，脱压至20-30T，上提15T，有时钻压突然释放，导致螺杆制动蹩泵，频繁活动钻具，转动顶驱修复上部井壁，大距离上下活动钻具，均无效果，不能正常滑动钻进。通过分析随着水平段段长的不断增加，LWD对滑动钻进的影响越大，很难完成滑动施工，经和甲方协商，在油层判断准确情况下，先使用MWD钻进水平段，最后补测LWD测井资料。
4.经验总结
1）通过这口井导眼和水平井的施工，对地层岩性的可钻性有了一定的了解，页岩和泥灰岩可钻性差。导眼段在1920-1970m钻时很慢，螺杆压差很小，扭矩变化小，甲方认为是螺杆原因，起钻换螺杆后，钻时基本一致。结合雅达其他直井螺杆服务情况，以及该井老眼常规钻具钻遇该岩性情况，钻时慢是由于地层岩性可钻性的原因，坚持钻过该岩性后，钻时正常。在定向段2720-2760m，出现同样情况，这样基本摸清了以前直井螺杆服务时出现钻时慢，螺杆压差小，扭矩小，不是螺杆质量问题，而是因为地层岩性的可钻性。
2）螺杆扶正器对滑动钻进的影响。总结出了8-1/2"井眼造斜段使用扶正器尺寸? 210mm1.5°螺杆，8-3/8"井眼造斜段使用扶正器尺寸? 206mm1.5°螺杆比较合适，既较好解决了造斜段托压现象，同时对螺杆造斜能力影响不大。如果出现滑动钻进很困难的情况，可以使用1.5°无扶螺杆。
3）水平段施工时，8-1/2"井眼造斜段使用扶正器尺寸? 206mm1.25°螺杆，8-3/8"井眼造斜段使用扶正器尺寸? 205mm1.25°螺杆比较合适，可以通过钻压适当控制井斜，以减少滑动钻进，提高时效。到水平段后期，滑动钻进很难进行，钻压控制井斜效果不是很好的情况下，可以使用1.5°无扶螺杆。
参考文献
[1]沈伟 ，谭树人. 大位移井钻井作业的关键技术[J ]. 石油钻采工艺 ， 2000（06）.
[2]朱全塔.孤平1井超长水平段水平井钻井技术.石油钻探技术，2005，33（6）.