六盘水煤田大倾角地层煤层气L型水平井钻完井技术.pdf

断块油气田第3 0 卷第4 期FAULT-BLOCKOIL&GAS FIELDdoi:10.6056/dkyqt202304013六盘水煤田大倾角地层煤层气L型水平井钻完井技术2023年7 月梁龙军1,2,陈捷1,2,颜智华1,高为1,2,易旺1,胡海洋1（1.贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心，贵州贵阳5 5 0 0 0 9;2.贵州省煤田地质局一五九队，贵州贵阳5 5 0 0 0 9)基金项目：贵州省科技计划项目“六盘水地区煤层气水平井抽采关键技术研究（2 0 2 0 2 Y028）、“贵州省煤层气（煤矿瓦斯)抽采提产增效关键技术及工程试验（2 0 2 2 ZD001)摘要针对六盘水煤田实施煤层气L型水平井时存在井位选择难、浅层漏涌严重、精准着陆难、水平段托压严重、储层污染、产套固井质量差等难题，从井位与钻机适配选型、封堵及钻井方式、轨道设计、钻具组合、钻井液、完井管串、固井配方及工艺等方面进行了研究。通过钻井设备优选，有效节约了用地面积；采用套管跟钻技术，有效解决了永宁镇组浅层漏涌同存的难题；采用六段制的轨道剖面及实时追踪对比技术，有效规避了单增单稳轨道调整后出现全角变化率急剧变化的现象，同时也提高了二开一次性着陆成功率；采用优配后的钻井液体系，有效降低了储层污染,增强了轨道润滑性；三开采用“两弹扶+一滚珠”间装扶正模式及固井三段法，保证了产套的固并质量；PZ-H井的成功实施，有效解决了该区水平井钻井所面临的难题，为后续煤层气水平井降本增效开发提供了宝贵的工程经验和技术支撑。关键词煤层气；L型水平井；六段制；三段制；六盘水煤田中图分类号：TE243Drilling and completion technology of L-shaped horizontal wells for coalbed methane in(1.Guizhou Provincial Coalbed Gas and Shale Gas Engineering Technology Research Center,Guiyang 550009,China;Abstract:In view of the difficulties such as difficult well location selection,serious shallow gushing,difficult precise landing,serioushorizontal section support pressure,reservoir pollution and poor cementing quality in the implementation of coalbed methane Ltypehorizontal well in Liupanshui coalfield,this paper studies the adaptation and selection of wellocation and drilling rig,plugging anddrilling mode,track design,dilling assemby,diling fluid completion pipe string cementing fomula and technology,etc.Drilingequipment optimization can save land area effectively.The problem of shallow leakage and gushing in Yongningzhen Formation waseffectively solved by using the technology of casing and drilling,Using the six-stage system orbit profile and realtime tracking andcomparison technology,it can effectively avoid the phenomenon that the dog leg changes sharply after the adjustment of the singleincrease and single stability orbit,and also improve the success rate of one time landing of second spud.The optimized drilling fluidsystem can effectively reduce reservoir pollution and enhance track lubrication In the third spud,two bullets+one ball is used to installthe centralizing mode and threestage syetem of cementing to ensure the cementing quality of the production casing.The successfulimplementation of the well PZ-H effectively solves the difficulties faced by horizontal well drlling in this area,and provides valuableengineering experience and technical support for the subsequent development of the horizontal well of coalbed methane with costreduction andefficiency improvement.Key words:coalbed methane;Lshaped horizontal well;sixstage system three-stage syetem;Liupanshui coalfield六盘水煤田位于贵州省西南部，面积约1 0 0 0 0.0 0km，煤层埋深小于2 0 0 0 m的含煤面积为6 1 5 4.3 5km。含煤地层主要为龙潭组，埋深一般为2 0 0 2 0 0 0m。该区煤层气资源量为1 3 8 9 5.2 6 x10m，平均煤层气引用格式：梁龙军，陈捷，颜智华，等.六盘水煤田大倾角地层煤层气L型水平井钻完井技术 J.断块油气田，2 0 2 3,3 0（4）：6 1 6-6 2 3.LIANG Longjun,CHEN Jie,YAN Zhihua,et al.Drlling and completion technology of L-shaped horizontal wels for coalbed methane in high-dipformation in Liupanshui coalfieldJ.Fault-Block Oil&Gas Field,2023,30(4):616-623.文献标志码：Ahigh-dip formation in Liupanshui coalfieldLIANG Longjun,CHEN Jie,YAN Zhihua,GAO Wei2,YI Wang,HU Haiyang2.No.159 Team,Guizhou Coalfield Geology Bureau,Guiyang 550009,China)收稿日期：2 0 2 3-0 1-2 8；改回日期：2 0 2 3-0 5-0 6。第一作者：梁龙军，男，1 9 8 7 年生，工程师，现从事非常规油气钻完井工作。E-mail:。通信作者：陈捷，男，1 9 8 7 年生，高级工程师，硕士，主要从事非常规天然气地质评价与勘探开发。E-mail：Ji e c h e n 7 1 4 1 6 3.c o m。第3 0 卷第4 期资源丰度为2.2 6 x10m/km,资源量丰富。煤层气水平钻井是结合常规油气钻井技术和煤层实际地层特征发展起来的一种钻井技术 1 ,该技术能有效地解决低渗煤层采用直井、定向井存在的泄压面积小、采收率及产量低的问题。根据六盘水煤田土城向斜区块前期勘探开发效果，直井/定向井平均单井产气量达2 2 0 0 m/d,是六盘水煤田内中高阶煤煤层气开发的甜点区，但相较于直井和定向井，水平井日产气量净增加5 0 0 0 6 0 0 0 m，能更好地满足后期规模化开发需求。六盘水煤田地表大部分属于喀斯特地貌，在井位选择时较为困难，一开在永宁镇组浅层灰岩层中钻进时易漏失和涌水。同时，该区块构造复杂、煤层多且薄，上覆地层可追踪标志层少，进而导致二开精准着陆难度大。由于该区块煤系地层属于欠压一常压地层，储层压力系数普遍在0.8 1.1，渗透率介于0.0 5 1 0-3 0.1 6 10-m,在目标煤层水平段钻井过程中常采用低固相聚合物钻井液体系，水平段后期滑动钻进时托压严重，井壁稳定性差且钻井液漏失后对储层污染严重。由于水平段固井产套居中度低、水泥浆离析水及高密度水泥浆返深过高后常压漏地层等原因，固井质量难以保证。为此,PZ-H井的成功实施，有效地克服了该区煤层气L型水平井钻井所面临的难题，为后续煤层气的高效开发提供了理论和技术支撑。1煤层气L型水平井钻完井难点目前，在贵州地区实施的煤层气L型水平井多为三开结构，主要分布在织纳煤田和六盘水煤田，由于六盘水煤田煤系地层构造复杂、地层倾角大及煤层多且薄等特点，L型水平井与该区地质条件的适配性相对差 2 。在六盘水煤田采用L型水平井开发煤层气时，面临以下难点：1)地面平均海拔在1 4 0 0 1 9 0 0 m，地表沟壑纵横，选择适宜井场困难。该区地表大部分属于典型喀斯特地貌，表层洞缝发育，钻井时漏失及涌水严重，从该区块前期钻井资料统计显示，表层堵漏、封涌占钻井周期的3 0%4 0%，最终移井位约占统计井数的2.0%。2)构造复杂，地层倾角大，一般在1 8 3 0。在综合考虑地层倾角、地应力、割理及综合渗透率等因素时，水平段方位设计难度大。3)该区实施L型水平井目的煤层相对较薄（厚度介于1.5 3.0 m），加之上覆地层标志层比较少及地层变化的不确定性 3 ,二开一次性精准入靶成功着陆的难度大。4)水平段后期滑动钻进托压严重，尤其是在水平梁龙军，等.六盘水煤田大倾角地层煤层气L型水平井钻完井技术617段追求煤层钻遇率及高水垂比时，实钻最大井斜角一般大于9 0 4-5 ,且轨迹多呈现“波浪 形,水平段钻进时钻具偏心平躺在下井壁，容易形成砂桥，钻柱摩阻及反扭矩大。5)煤系地层多具有低渗、欠压、煤体结构破碎等特点，三开水平段井壁稳定性差，成井难度大 6 。6)煤层易污染，储层保护难度大。该区块煤系地层具有双低特点（低压力、低渗透率），同时煤层内表面积一般为2 8 4 0 m/g，吸附能力强，极易受到钻井液和高密度水泥浆中固相颗粒的侵人伤害。实验表明，在正压差3.5 MPa、5 0 和2 h的实验条件下，经过4.0%的随钻堵漏剂或CMC-HV浆伤害后的煤样，气测渗透率降低了6 5.0 3%。由于煤层本身脆性大、结构力差，一旦受到侵害，不仅堵塞了气体的渗流通道，而且还会影响后期煤层解吸。7)水平段产套固井采用常规定密度固井模式 7 ,不仅储层近井地带污染严重，还极易压漏储层，降低产套固井质量。2水平井钻完井关键技术优化2.1并位及设备目前，六盘水煤田土城向斜区块煤层气开发的主要煤层垂深介于6 0 0 1 2 0 0 m，水平井完钻井深一般小于2 2 0 0 m，水平段5 0 0 1 0 0 0 m不等。一般常采用石油ZJ20,ZJ30,ZJ40钻机施工，但该地区受地面条件制约，要选择满足上述钻机施工的井场极为困难。从经济性考虑,为有效地节约钻前工程及施工成本，根据不同井轨道设计参数、完钻井深等，利用Landmark模拟计算出钻井和下套过程中的最大扭矩及载荷，附加1.2 1.3动负荷安全系数，优选出车载或拖挂式钻机 8 ,该类型的钻机较常规石油钻机具有循环固控系统简约、占地面积小等优点，优选结果见表1。2.2表层钻进堵漏、堵涌工艺技术六盘水煤田表层多为第四系或下三叠系的永宁镇组,以发育灰岩为主。该段大多出露地表，受地表水长期侵蚀的影响，浅层溶洞、裂缝及地下暗河较为发育，浅层局部地区存在地层漏涌同存的情况，采用常规的钻井技术钻进较为困难，而常规堵漏材料封堵漏失涌水层时消耗量较大,成本高，且堵漏成功率也低。针对六盘水煤田土城向斜矿区表层洞缝和地下暗河发育的特点，一开钻井优化提出如图1 所示的“空气钻+套管跟钻”堵漏技术。即一开采用444.5mm空气锤钻进，在钻遇漏层或涌水层时，起出空气钻，采用444.5mm空气锤+钻杆外套入套管跟钻钻进 9 。依据漏涌点及对618应深度和上部灰岩地层岩性稳定不易塌的特点，套管外壁采用多层海绵纱布缠绕多处，用以封隔漏失或涌水层，井口采用套管专用吊卡悬挂套管，海绵纱布、棉絮和防渗布等密封井口套管外环空即可下人空气锤相关参数钻机型号车载类型127.0mm钻杆名义钻深/m最大提升力/kN最大给进力/kN最大扭矩/(kNm）钻机功率/kW套管接箍海绵纱布漏层管涌水层海绵纱布岩屑及空气返出方尚一图1 表层封堵示意Fig.1 Schematic diagram of surface plugging2.3方位优化设计该区地质构造复杂，地层倾角一般在1 8 3 0，最大主应力Smx方向为北东3 0 3 5，褶皱、小断层等发育，深部区块钻井几乎为空白，勘探程度较低，实施L型水平井风险大。井眼轨迹方位设计时，需要综合考虑地层倾角、地应力、割理发育方向、综合渗透率等因素，也要考虑后期更好排水采气要求,水平段轨迹常设计为上翘型。根据水平井渗流机理、压裂起缝特征及储层的非均质性，水平井井筒与储层综合渗透率K和最大主应力方向的夹角越大，水平井压后增渗效果越好，所以水平井眼方位应尽可能垂直于最大主应力，与综合渗透率夹角大于6 0 为宜（见图2,其中8 mim为最小主应力,MPa)。(1)(2)+=T/2(3)式中：K,为最大水平渗透率，1 0-m;K,为最小水平渗断块油气田钻进（见图1）。当钻穿漏失或涌水层后，套管无需继续下放，采用空气钻继续钻进，一开完钻后将空气锤及套管起出，下入表层套管，在漏失和涌水段采用穿靴戴帽的方式正注和反挤水泥浆固井。表1 钻机技术参数Table 1 Technical parameters of drilling rigs德国宝峨美国雪母RB-T100T200XD拖挂式自走式3 00025001 00090720014546.024.0708567口吊卡空气进人方向空气锤K=K,+k,2023年7 月意大利先科瑞典阿特拉斯HH102PREDATOR拖挂式自走式2.9002.435100091020023035.340.0575698透率，1 0 m；W为水平井眼设计方位，（)；为综合渗透率与最大水平渗透率方向的夹角，（）；为水平井眼与最大水平渗透率方向夹角，（）。煤层走向770m760m750m图2 煤层气藏水平井方位设计Fig.2 Orientation design of horizontal wells in coalbed methane reservoirs2.4米精准着陆设计由于该区块前期未开展二维、三维地震工作，仅依据周边煤勘孔或少量的煤层气参数井资料来推算着陆点坐标，从而导致推算的着陆点坐标在横向和纵向上存在一定误差,加之目的煤层厚度相对较薄,设计靶窗小,同时由于地层变化的不确定性，二开一次性入靶成功着陆难度大。实施L型煤层气水平井时，二开增斜常规工具为311.2mm钻头+216.0mm/197.0mm单弯螺杆（1.5）+172.0mm无磁钻+MWD，有时候，由于地层或工具的客观原因出现增斜不足的现象，后续需急增全角变化率。针对大井眼，强行增大全角变化率后会降低井眼轨迹的平滑度，增大入井钻具的摩阻，易发生井下复杂事故。基于上述问题，提出了动态着陆技术思路 1 0 ,即着陆点在纵向上存在5 1 0 m调整空间，而不是一个定值，二开设计采用“追踪对比+中长半径”的设计思路。例如，在黔北地区实施的一口L型二维水江苏天明TMC-135自走式3100135030037.5783Omin下底板等高线中煤科工10-3MM2Y-100自走式2.5001 00018030.0496第3 0 卷第4 期平井，由于上覆标志层少，二开造斜段也未设计简易介入，现场判层难度大。当实钻至井斜约7 0.0 0 时（设计着陆点井斜角约为9 1.0 0），推算出着陆点实际垂深提前了约6.0 0 m，为保证水平段轨迹平滑性，避免出现“勺子”轨迹，全角变化率必须从5.0 0/3 0 m提高到Table 2Changes in whole angle change rate adjustment with different advance values of vertical depth of landing point当前井斜/当前垂深/（）m70.00577.302.5降摩减扭优化设计2.5.1轨道剖面设计为追求大水垂比 1 和提高煤层钻遇率，在水平井三开常采用近钻头（伽马临长0.6 1.0 m）作为地质导向工具，这对人靶前的轨道控制提出了更高要求。根据六盘水煤田前期实钻情况统计分析，采用三段制（直一增一平)或四段制(直一增一稳一平)轨道剖面,后期调整窗口小，人靶精度要求高，轨道调整频繁，且有时现场必须整根滑动纠偏或增斜，导致在造斜段局部出现全角变化率变化大,使钻具摩阻大幅度增加。为此,将之前的单增或单增单稳设计轨道剖面优化为六段制(直一增一稳一增一稳一平)轨道剖面，即轨道设计为直井段一增斜段一稳斜段一增斜段一再稳斜段探着陆点一水平段，保证了全井轨道的平滑度，也极大地增大二开一次性着陆的成功率。同时保证了轨道的平滑度，真正实现了降磨减扭的目的，二开增斜段设计曲率采用中长半径的设计思路，在增斜方式上做了设计优化，使轨道更为平滑。对于造斜3 0 m段长，假设定向1 0 m全角变化率就可以满足设计要求。如图3 红色轨迹A所示，如采用连续“定向1 0 m+复合2 0 m的模式，可减少定向时间,缩短钻井周期,按3 0 m一个测点进行评估也满足设计要求,但采用每1 0 m一个测点,那么测点1 和2之间的全角变化率就严重超标。如按每根“定向3 4m+复合6 7 m的模式，如图3 蓝色轨迹B所示，1 0 m一个测点，那么测点1 和2 之间的全角变化率就都能满足设计要求，这种定向方式的井眼轨迹更平滑，可以大幅提高井身质量,其中,为井斜角增加值。2.5.2全角变化率优化设计L型水平井在水平段钻井时，钻具偏心平躺在下梁龙军，等.六盘水煤田大倾角地层煤层气L型水平井钻完井技术表2 着陆点垂深提前不同值后全角变化率调整变化值实际着陆点垂深/设计着陆点垂深/着陆点垂深提前值/设计全角变化率/调整全角变化率/m(30 m)598.000593.005.00598.00588.00583.006197.10/30m，加之钻至目的层上部泥页岩层段相对较软，出现增斜不足，导致该井眼钻至目的层后井斜角仅为8 1.0 0，为满足地质设计要求，只能回填侧钻。表2是该井实钻轨迹钻至井斜角约7 0.0 0 时，着陆点垂深提前不同数值后全角变化率模拟变化情况。备注mm10.0015.00井壁，易形成岩屑床，导致水平段后期滑动钻进时摩阻大。为此采用Landmark软件模拟研究了储层垂深在600m时,在水平段方位确定的前提下,均采用六段制轨道剖面，假设在相同工况条件下（套管内摩擦因数取0.30，裸眼段摩擦因数取0.3 5），模拟滑动钻进过程中不同全角变化率与摩阻的关系，得出在4.5 0 5.0 0/3 0m时,摩阻较小且轨迹平滑（见图4)。同时考虑靶前距、井下安全、着陆点变化和后期排采管柱对井身质量的要求，优化设计311.2mm钻头，二开全角变化率应设计在4.5 0 5.0 0/3 0 m。695井斜角&1705造斜段715轨迹B725F7350Fig.3Wellbore trajectory optimization diagram136132N卖1281241203图4 滑动钻进时全角变化率与摩阻的关系模拟Fig.4 Simulation of the relationship between whole angle change rate andfriction during sliding drilling(30 m)-)5.00.30m轨迹A稳斜段2井斜角1020水平位移/m图3 井眼轨道优化45全角变化率/（.（3 0 m）-1）5.006.609.7018.10306难度大76202.5.3井身结构优化设计根据六盘水煤田地质特征、前期实钻情况和后期下泵排采对完井管柱的要求，水平井常采用三开井身结构设计 1 2 。一开采用444.5mm(或406.4mm)钻头钻穿永宁镇组或第四系，进人飞仙关组稳定地层后，下入339.7mm表层套管，封固上部易漏涌地层。二开采用311.2mm钻头，增斜钻至着陆点。若从经济性考虑，二开244.5mm技术套管有时可不下人至着陆点，而是仅下入至飞仙关组二段底部灰绿色砂泥岩段即可。但当设计水垂比大于等于3.0 时，在相同井眼曲率条件下，利用Landmark软件模拟比较了技术套管下至一增段结束和二增段结束前的2 种情况，发现都需要额外施加不同压力才能保证套管下人到位，这时，二开技术套管下入位置应尽可能靠近着陆点，但为了防止固井时水泥浆污染煤层，技套下入的位置应距目的煤层上垂距1.5 3.0 m为宜 9 ；三开采用215.9mm钻头配合近钻头地质导向钻进，并在目的煤层中穿行，完钻后下人139.7mm生产套管。2.5.4钻具组合设计2.5.4.1钅钻头选型设计测井信息可以较好地体现岩石的物理机械力学特性,岩石的纵横波时差能反映出岩石的力学特性。收集分析整理了六盘水煤田以往钻井岩心岩石力学试验数据和测井、钻井资料，从理论上分析了该地区的岩石力学参数与测井数据AC,GR的相关性。对比发现,单轴抗压强度与纵波时差有显著的线性负相关。根据声波时差与单轴抗压强度相关性，对其进行反演，绘制该区地层可钻性剖面，从而得出普氏硬度曲线，进而指导钻头选型。六盘水煤田永宁镇组普氏硬度在8.5 0 1 8.2 0，飞仙关组普氏硬度在0.9 0 6.8 0，龙潭组普氏硬度在0.028.63，大部分地层属于软至中硬地层，在该区钻井时应优选5 7 刀翼的PDC钻头。2.5.4.2钻具组合设计针对L型水平井特别是大水垂比L型水平井，三钻井液配方强抑制剂体系：清水+6.0%KCl+1.0%液体防塌剂钾基低温胍胶聚合醇体系：清水+6.0%KCl+1.5%液体防塌剂+3.0%乳化石蜡+6.0%环保极压润滑剂+1.5%胍胶+4.0%聚合醇断块油气田开水平段后期滑动钻进摩阻及反扭矩大的特点，通过合理设计倒装钻具组合，能一定程度解决滑动钻进托压问题，同时也增强钻柱的抗扭能力。钻具组合设计遵循以下5 条原则：1)井底钻具组合主要包括钻头、稳定器、定向动力钻具、无磁钻挺等，其作用是控制井眼轨迹，该部分钻具重量大，设计时尽可能缩短该部分长度，对于降低摩阻和扭矩非常必要。2)必须要求钻压传递段负荷传递过程中不受破坏，加压后不产生正弦或螺旋弯曲，且产生的摩阻和扭矩最小。3)在井斜角在6 0 9 0 井段，钻柱主要承受剪切载荷、轴向载荷及弯曲负荷，由于井斜大，不仅不能产生较大钻压,反而会产生较大的正压力，为减小摩阻和扭矩，在满足各项负荷的前提下，该井段尽量使用较轻钻具组合。4)在井斜角小于6 0 井段，钻具加压时不发生正弦或螺旋弯曲。5)重量累计段能产生第4 部分以外的额外钻压，常在增斜段加入加重钻具。直井段所承受的拉伸载荷及剪切负荷相对较大，设计要能够满足其抗拉抗扭要求。2.6钻井液设计在煤层气水平井钻井过程中，水平段多在煤层或煤层顶底板穿行，当在煤层里穿行时，由于煤岩结构的特殊性和非均质性,井壁易缩径或垮塌。针对六盘水煤田土城矿区龙潭组上部3 号煤层的物性特征，优选了与储层物性特征相匹配的钻井液体系，有效降低了钻井液对储层的伤害，同时也保障了成井安全。由于该区煤系地层段平均地温梯度值为3.1 0 4.0 8/1 0 0 m，煤系地层地温属于高地温异常区。进行钻井液优化设计时，通过对比不同水基泥浆体系优选了钾基低温胍胶聚合醇钻井液体系 1 1 ,利用聚合醇成膜剂及钾离子在井壁表层形成渗透率为零的油膜达到防塌护壁、强抑制目的，也有效解决了钻井液对近井地带煤层污染的问题。室内4 6.9 下，做了煤岩浸泡实验，均取得较好的实验效果（见表3）。表3 煤层浸泡对比实验Table 3 Coal seam immersion comparison test温度/46.946.92023年7 月时间/d煤岩状态7存在掉块7未有掉块效果评价一般较好第3 0 卷第4 期2.7完井管串及固井设计优化针对六盘水煤田煤层低渗透性特点，后期均会对目标煤层进行压裂改造。同时为给后续压裂施工创造良好井筒条件，依据目标储层煤岩物性、埋深、压力等优化选择了高抗内压、抗剪、抗外挤的钢级P110p139.7mm产套，通过Landmark软件模拟井眼轨迹后可知生产套管每间隔2 5 3 0 m采取“两弹扶+一滚珠”的交替安装模式，保障人井水平段生产套管的居中度的同时也能保障产套的顺利入井 1 3 。固井设计采用三段法（前段漂珠低密度水泥浆+中段常规水泥浆+尾端高密度水泥浆)固井模式，即在中尾段水泥浆中加人0.8%1.0%中细颗粒堵漏剂和0.5%纤维架桥堵漏剂，实现随固堵漏的目的。水泥浆配方：变水灰比+1 5.5%测深/m井斜角/()00700.000822.6918.40848.6718.401 200.2577.001230.2577.001325.1292.181825.1292.181 828.9692.562 125.2092.562 145.0092.56注：靶窗纵偏移（半高）5.0 0 m，横偏移（半宽）8.0 0 m。一开：钻头：444.5mm/406.0mm424m套管：339.7mm423m水泥返深：地面二开：钻头：311.5mm1309m套管：244.5mm1307m水泥返深：地面图5PZ-H井完井井身结构示意Fig.5 Schematic diagram of the completion structure of well PZ-HPZ-H井一开采用444.5mm空气锤钻进，正常梁龙军，等.六盘水煤田大倾角地层煤层气L型水平井钻完井技术以保障产套固井质量。3水平井钻井工程实践该套优化后的技术体系在PZ-H井进行了成功的应用。本井优选宝峨RB-T100钻机完成钻井施工,和常规石油钻机井场相比，具有占地面积小、动迁便利等特点。其设计轨道数据如表4 所示，实钻井身结构如图5所示。表4 PZ-H井六段制轨道设计Table 4 Six-stage syetem track design for well PZ-H网格方位角/垂深/m（）00301.55301.53301.53301.53301.53301.53301.53301.53301.53621漂珠+6.0%微硅+2.5%低密度增强剂+2.8%早强剂+1.3%膨胀剂+4.8%降低失水剂+2.0%减阻剂+0.6%消泡剂 7 ,同时合理优化参数，将前置液及固井施工排量设计中高排量（6 0 0 7 0 0 L/min）,顶替设计低为排量（4 5 0 5 0 0 L/m i n），尽量让水泥浆在环空形成稳流态，北坐标/m东坐标/m0000820.5910.22845.2414.511 071.67144.651078.42159.941 087.34209.181 068.32470.431 068.16472.441 054.91627.181 054.02637.52三开：钻头：215.9mm2188m套管：139.7mm2183m水泥返深：9 6 0 m全角变化率/视平移/m(30 m)0000-16.6519.53-23.6427.74235.76276.60260.67305.83-340.95400.00-766.84899.64-770.12903.48-1 022.381 199.42-1 039.241 219.20钻至井深1 3.0 0,2 2.0 0 m处发现井口返屑偏少，且钻具有放空现象，继续钻进至井深4 5.0 0 4 6.0 0 m井段，地层涌水（涌水量3 5 m/h），决定采用“空气钻+套管跟钻”堵漏技术继续钻进，最终套管下深6 6.8 2 m，保证了后续一开顺利完钻。该井采用六段制(直一增一稳一增一稳一平)轨道剖面设计，特别是二开采用“追踪对比+中长半径”的动态着陆技术思路，保障了该井二开一次性成功着陆，图6为实钻过程中上覆飞仙关组地层动态对比。设计轨道与实钻轨迹水平投影图重合度达8 0%以上（见图7），特别是在入靶前实钻轨迹与设计轨道重合度高，探出标志层后利用稳斜段对轨道进行微调，避免出现“麻花 形井段，有效地降低摩阻扭矩，同时也体现出六段制轨道在L型水平井应用中的优越性。段长/m004.5005.0004.8003.0000备注700.00KOP122.69增斜25.98稳斜351.58增斜30.00稳斜94.87着陆点500.003.84296.2419.80完钻点622700W/(+)非(-)率5253501750-1225-1050Fig.7Trajectory comparison该井通过合理设计钻具组合，特别是在三开水平段设计采用倒装钻具，保证了该井的优快钻进。在土城井段空气钻：311.2mm空气锤+159.0mm钻链+127.0mm钻杆一开常规钻具：444.5mm/406.4mm钻头+p244.5mm单弯螺杆（1.2 5）+386.0mm扶正器+203.2mm无磁钻+203.0mm钻链+177.80mm钻链+127.00mm钻杆二开直井段311.2mm钻头+244.5mm单弯螺杆（1.2 5)+203.2mm无磁钻链+177.8mm钻链+165.0mm螺旋钻链+127.0mm钻杆311.2mm钻头+216.0mm单弯螺杆（1.5 0）+172.0mm无磁钻链+MWD+127.0mm加重钻杆+127.0mm斜坡钻杆+127.0二开增斜段mm加重钻杆+127.0mm钻杆215.9mm钻头+近钻头+127.0mm无磁钻杆+MWD+钻具止回阀+127.0mm加重钻杆+127.0mm斜坡钻杆若干+旁通阀+三开水平段127.0mm斜坡钻杆若干+127.0mm加重钻杆+127.0mm钻杆密度/漏斗段动切力/Pa初切力/Pa终切力/Pa失水量/mL泥饼厚度/mm(gcm)黏度/s二开直井段1.051.09二开造斜段1.081.12三开1.081.16断块油气田1号参数井2号参数井井深/mGR/API0120副面200300400T,f2500600700800T.f-875西(-)东(+)位移/m图7 轨迹对比Table5Optimization design of bottom hole assembly表6 钻井液性能基本参数Table 6 Basic parameters of drlling fluid performance40452.03.040433.04.535432.04.02023年7 月PZ-H#岩件井深/m0350450:550650-750850950图6 上覆飞仙关组地层动态对比Fig.6 Stratigraphy dynamic correlation of overlying Feixianguan Formation区块实施L型水平井，首次实现三开水平段“一趟完钻+零事故 的高效钻井突破，钻具组合见表5。一设计轨迹实钻轨迹-700-525GRIAPI160副面T,f?T.f-350-175表5 钻具组合优化设计钻具结构优化设计1.03.07.010.01.03.02.06.00.30.50.52.0岩性为保证生产套管顺利下入设计位置，对实钻井眼轨迹的摩阻系数进行校正，充分考虑水平段轨迹频繁调整对下套管的影响,将裸眼段摩阻系数调整为0.3 5，留足工程余量。为最大限度保护煤储层，三开采用钾基低温胍胶聚合醇钻井液体系，利用暂堵剂在煤层近井地带形成一层保护膜，防止近井地带储层污染，保证后0续压裂后的增产效果，其配方为：生产水+0.0 1%纯碱+10%KCl+1%CMC-HV+1%胍胶+0.1%8 0 A51+0.1%聚丙烯酸钾+1%白油+3%聚合醇+1%2%液体防塌剂+3%乳化石蜡+6%环保润滑剂等。优化完井管串及固井液体系后，该井固井质量优秀率达8 2.6 1%。二开三开钻井液基本性能参数如表6 所示。固相质量摩阻系数pH值分数/%分数/%10150.58120.5570.30.5井深/m400500600-700-800-9001 000T,f1100-GR/API120韵面泥质灰岩砂岩f2泥岩泥质砂岩泥岩标志层异常标志层地层界线砂质量0.080.100.20.30.070.090.20.30.050.060.20.3岩性灰岩8.09.010.011.58.510.0464634第3 0 卷第4 期4结论1)“空气钻+套管跟钻”的堵漏封涌技术易操作，有效解决了该区表层漏涌同存、常规堵漏成本高、钻井液易污染地下水源的难题。2)设计水平井眼方位应尽量垂直于最大主应力方向，与综合渗透率夹角大于6 0 为宜，轨道设计用六段制剖面。同时针对二开311.2mm井眼，建议设计全角变化率控制在4.5 5.0 3 0 m，对降摩减阻及构造复杂区块实施L型水平井人靶精度要求高的地质导向具有很好的适应性。3)在该区块钻井二开、三开建议采用5 7 刀翼PDC钻头，针对水垂比大于或等于3.0 的水平井，二开技术套管不能省，技套下深以距目的煤层垂深以上1.5 3.0m为宜。水平段在煤层里穿行时建议采用“钾基低温胍胶聚合醇钻井液体系”,增加润滑性的同时也有效降低煤层污染。4)水平段套管入井采取“两弹扶+一滚珠”的间装模式，解决了水平段产套偏心及入井问题。同时建议今后在工程设计中充分考虑造斜段、水平段轨迹实钻过程中频繁调整对下套管摩阻的影响，适当调高裸眼段摩阻系数，为后续调整留足余量。5)水平段固井采用“三段法+随固堵漏”的固井技术，科学优化配方，合理优化参数，尽量让水泥浆进人环空形成稳流态，保证水平段固井质量。参考文献1李进步，崔越华，黄有根，等.鄂尔多斯盆地低渗一致密气藏水平井全生命周期开发技术及展望 J.石油与天然气地质，2 0 2 3,4 4(2)：480-494.LI Jinbu,CUI Yuehua,HUANG Yougen,et al.Life cycle developmenttechnology and prospect of horizontal wells in low permeability andtight gas reservoirs of Ordos BasinJJ.Oil&Gas Geology,2023,44(2):480-494.2李传武，兰凯，杜小松，等.川南页岩气水平井钻井技术难点与对策J.石油钻探技术,2 0 2 0,4 8(3：1 6-2 1.LI Chuanwu,LAN Kai,DU Xiaosong,et al.Technical difficulties andcountermeasures of horizontal well drlling for shale gas in southSichuanJJ.Petroleum Drilling Techniques,2020,48(3):16-21.3林昕，苑仁国，谭伟雄，等.地质导向钻井着陆关键