塔河构造艾—桑油田位于新疆塔里木盆地沙雅隆起，1996年、1997年先后实钻了一批探井和评价井，取得较为详实的实钻资料。tk104h井是为完善开发井网，验证该构造开发方案中水平井的经济评价而设计的第一口水平井。该井于1998年6月19日开钻，同年9月29日钻至井深5 095m完钻。10月12日顺利下入φ177.8尾管至井深4 719.06m(斜深，井斜角87.80°)并固井成功，开创了塔里木盆地φ215.9井眼内下φ177.8套管至水平段的先例。该井完钻最大垂深4 581.78m，总水平位移635.44m，钻穿油层的井段长为405m，平均增斜率22.05°／100m，最大增斜率42°／100m，最大井斜角92.1°。
1 设计简况
1.1 地质设计
tk104h井位于新疆塔里木盆地沙雅隆起塔河ⅰ号构造，目的层为三叠系下油组。靶点a、b垂深为4 580.54m，方位角96.29°，井斜角90°，水平位移635m，水平段长365m。
中靶要求：轨迹上下摆动不得超过2.0m，a点半宽10m，b点半宽20m，水平段前后摆动控制在10m以内。
1.2 钻井工程设计
1.2.1 井身剖面设计
本井为长裸眼水平井，为安全、高效施工，井身剖面设计为直—增—增—增—稳五段制剖面(剖面数据见表1)。
表1 tk104h井设计井身剖面数据
井 段
(m) | 钻达垂深
(m) | 造斜率
(°／100m) | 井斜角
(°) | 位 移
(m) |
| 0～4320．08 | 4320．08 | 0．00 | 0．00 | 0．00 |
| 0～4420．08 | 4415．57 | 30．00 | 30．00 | 25．59 |
| 0～4675．16 | 4572．53 | 16．47 | 72．00 | 219．41 |
| 0～4726．59 | 4580．54 | 35．00 | 90．00 | 270．00 |
| 0～5091．59 | 4580．54 | 0．00 | 90．00 | 635．00 |
1.2.2 井身结构选择
综合考虑生产后期斜井段作业，降低钻井成本，本井采用φ215.9钻头一气钻穿斜井段和直井段下φ177.8套管至a点的井身结构(见表2)。
表2 tk104h井设计及实际井身结构数据
钻头
尺寸
(mm) | 钻达井深
(m) | 套管
尺寸
(mm) | 套管下深
(m) | 水泥返高
(m) |
| 设计 | 实际 | 设计 | 实际 | 设计 | 实际 |
| 444.50 | 902.00 | 898.00 | 339.70 | 900 | 895.21 | 地面 | 地面 |
| 311.15 | 4252.00 | 4252.00 | 244.50 | 4250 | 4250.31 | 4250～3250 | 窜槽 |
| 1500～50 | 地面 |
| 215.9 | 5092.00 | 5095.00 | 177.80 | 4100～4726 | 4112.24～4719.06 | 4726～4100 | 4719.06～4112.24 |
139.70
割缝衬管 | 4726～5091.59 | 4719.06～5093.19 | 管外封隔 |
2 井眼轨迹控制技术
水平井成败的关键是能否控制井眼轨迹的变化。斜井段是水平井轨迹控制的基础井段，只有把斜井段的轨迹控制好，才能保证水平井顺利完成。在本井实际施工过程中，根据井眼轨迹变化，及时调整钻具组合和钻井参数，采用与导向钻井系统接近的动力钻具和转盘钻进结合的井眼轨迹控制方式和钻井模式，使井眼轨迹得到了较好的控制。现将各井段施工情况介绍如下。
2.1 直井段
为减少定向造斜施工难度和时间，有利于下部井眼的轨迹控制，在直井段施工中，采用每钻进300m单点测斜，每两趟钻测一次ess，多点数据监控、间隔吊打和大钟摆钻具组合钻进等防斜打直技术措施，有效地控制了直井段井斜。造斜点井斜角0.6°，位移4.03m。直井段钻具组合见表3。钻井参数：φ444.5井眼钻压100kn～270kn，转速80r/min，排量50l/s，泵压8.5mpa；φ311.15井眼钻压270kn～280kn，转速70r/min～80r/min，排量40l/s～42l/s，泵压17mpa～19.5mpa；φ215.9井眼钻压100kn～120kn，转速75r/min～80r/min，排量28l/s，泵压18mpa。
2.2 增斜井段井眼轨迹控制技术
定向造斜段选用1°×1．25°双弯螺杆钻具组合(见表3序号4)，配ms3有线随钻测斜定向系统随钻监测。定向初始工具面角控制在96.29°的设计线上。由于在小井斜角时方位漂移不易控制，造斜开始以增斜为主，允许方位在83°～96°之间漂移，随着井斜的增加(大于6°)，方位趋于稳定，工具面角转为高边工具面定向钻进，这样既便于方位控制，又能在较短时间内获得预期的增斜率和井眼轨迹。从井深4 320m定向钻进至4 403.06m，钻压50kn～100kn，排量28l/s，井斜由造斜点的0.6°增加到29°，方位91°，增斜率34.19°/100m，基本达到设计要求。
进入第二增斜段按设计要求组合转盘增斜钻具(见表3序号5)入井钻进。钻井参数钻压100kn～135kn，转速70r/min，排量27l/s～30l/s，泵压16mpa～18mpa钻至井深4 427.97m，随钻测得井斜为30.7°，增斜率仅6.82°/100m，远低于设计16.47°/100m的增斜率。改变钻井参数，钻压由100kn增至135kn，到180kn时螺杆出现自锁现象，排量由30l/s降至27l/s钻至井深4 440.43m，井斜增加到31°，方位降至87.30°，仍没有达到预期效果。分析其原因可能为：
(1)地层可钻性好，钻时极快，增斜困难。
(2)地层岩性疏松，钻头近井底(小于5m)循环或排量大时，受钻井液冲蚀影响，在钻头处形成“大肚子”井眼。继续钻井时，稳定器不能起到“满眼”、扶正作用，导至方位漂移。
鉴于上述分析，决定起钻换动力钻具修正井斜和方位。6号钻具组合下钻到底即控制工具面角225°增方位钻进，钻至井深4 456m，井斜角33.3°，方位角98.7°。继续控制工具面角200°增井斜微增方位钻进，钻压90kn～100kn，钻至井深4 475m，井斜角由33.3°增至38.5°，方位角由98.7°增至101.9°。之后控制工具面角170°钻压110kn～120kn全力增斜钻进至井深4 514.20m，井斜由38.5°增至45.8°，方位角100．3°，闭合方位94°，垂深4 488.96m，水平位移80.15m，实钻剖面已靠近设计剖面，达到了预期目的。换7号转盘钻钻具组合钻至井深4 542.57m，井斜角由45.8°增至46.2°，方位角100°(基本未变)。起钻换mwd无线随钻替下ms3有线随钻进行井眼轨迹监控，组合8号动力钻具入井调整井斜，从井深4 542.57m钻至4 593.53m，井斜角由46.2°增至63.2°。由于该井段已进入中油组，是目的层下油组入靶点的标志层位，改用9号钻具组合调整钻进，以便及时获得目的层入靶点的相对位置。根据经验钻至井深4 630m，过中油组油层底界15m进行地质层位对比电测。这时井斜角为65.4°(设计井斜角72°～78°进行对比电测)。钻至井深4 643m，井斜角降至64.8°。起钻用动力钻具钻至井深4 728.08m随钻测得井斜角85.5°，经待钻井眼设计预测井底井斜已达到入靶要求(mwd短节距井底13.67m)。ess电子多点测斜仪复测，入靶数据为：井深4 728.08m，井斜角90.70°，入靶垂深4 579.52m，闭合方位96.09°，水平位移268.93m。增斜段转盘钻井参数：钻压120kn～140kn，转速60r/min～65r/min，排量28l/s～30l/s，泵压14mpa～15mpa；动力钻具钻井参数：钻压100kn～120kn，排量27l/s～29l/s，泵压14mpa～16mpa。
2.3 水平井段轨迹控制技术
水平井段以转盘钻配小角度单弯动力钻具组合为主要钻进方式，使用了江汉系列牙轮钻头和一只pdc钻头，采用倒装钻具组合。通过调整和控制工具面及调整钻井参数实现微增、微降、调整方位，有效地将井眼轨迹严格控制在设计靶区范围内。采用大排量循环提高钻井液悬浮性、携砂性，以转盘钻、短程起下钻、正划眼等方式清除下井壁岩屑床，较好地完成了水平段施工。图1、图2分别是tk104h井实钻轨迹的垂直剖面和水平投影图。
图1 tk104h水平井实钻垂直剖面图
图2 tk104h水平井实钻水平投影图
3 水平段钻进中出现的问题及处理
(1)进入水平段钻进，下入1°单弯螺杆钻具，旨在用转盘钻和螺杆钻具交替钻完水平段。钻具到底后先用转盘钻钻进，希望井斜有所下降。钻井参数：钻压30kn～50kn，转速40r/min，排量30l/s，泵压17mpa。钻至井深4 751m，井斜不降，由井深4 728.08m处的90.7°增加到91°。控制工具面角(左偏)120°钻至井深4 767.30m测得井斜角(4 754m)为91.9°，降斜不成功起钻换降斜钻具组合划眼降斜。为控制井眼轨迹和井斜，从井深4 728.08m至4 800.46m共下入4次钻具组合(含井深4 780.77m卡钻而起钻一趟。
(2)井深4 780.77m定向钻进时卡钻，原因之一是钻压传递困难，岩屑床的存在导致钻速较低(1m/h左右)，每隔20分钟提起钻具3m～4m活动一次不足以解除钻具伸长掩盖下的钻具被粘的可能性。
(3)稳定器、钻头磨损严重。牙轮钻头巴掌整体磨损，接近牙轮根部尤其严重。新钻头入井只能工作15～20小时，原因是稳定器形状不能很好地解决钻压传递问题，容易在下井壁啃出台肩，造成传压困难，钻头“原地”高速运转，牙轮在下井壁形成切削槽，牙轮“落”在槽内而造成巴掌磨损。
(4)所用钻具组合性能及效果(见表3)。
表3 tk104h井钻具组合及性能效果
| 序号 | 井 段
(m) | 性 能 | 造斜率
(°/100m) | 钻 具 组 合 |
| 1 | 0～898 | 垂直 | — | φ444.5牙轮钻头＋φ244.5钻铤3根＋φ203无磁钻铤1根＋φ203钻铤12根＋177.8钻铤6根＋φ127加重钻杆6根＋127钻杆 |
| 2 | 898～4252 | 垂直 | — | φ311.15牙轮钻头＋φ244.5钻铤3根＋φ203无磁钻铤1根＋φ203钻铤12根＋φ177.8钻铤6根＋φ127加重钻杆6根＋φ127钻杆 |
| 3 | 4252～4320 | 垂直 | — | φ215.9牙轮钻头＋φ159无磁钻铤1根＋φ159钻铤1根＋φ215稳定器＋φ159钻铤3根＋φ127加重钻杆19根＋φ127钻杆 |
| 4 | 4320～
4403.06 | 第一增斜 | 34.19 | φ215.9牙轮钻头＋φ165双弯螺杆（1°×1.25°)＋φ159定向接头＋φ159无磁钻铤1根＋φ159钻铤3根＋φ127加重钻杆19根＋φ127钻杆 |
| 5 | 4403.06
～4440．43 | 第二增斜 | 6.42 | φ215.9钻头＋φ215双母稳定器＋φ127无磁承压钻杆1根＋φ159无磁钻铤1根＋φ215稳定器＋φ127加重钻杆15根＋φ127斜坡钻杆70根＋φ127钻杆 |
| 6 | 4403.43～
4513.60 | 第二增斜 | 19.68 | φ215.9牙轮钻头＋φ165双弯螺杆(1°×1°)＋φ159定向接头＋φ159无磁钻铤1根＋φ127无磁承压钻杆1根＋φ127加重钻杆15根＋φ127斜坡钻杆70根＋φ127钻杆 |
| 7 | 4513.60～
4542.57 | 第二增斜 | 1.04 | φ215.9牙轮钻头＋φ215双母稳定器＋φ127无磁承压钻杆1根＋φ127加重钻杆15根＋φ127斜坡钻杆70根＋φ127钻杆 |
| 8 | 4542.57～
4593.53 | 第二增斜 | 33.56 | φ215.9牙轮钻头＋φ165双弯螺杆(1°×1．25°)＋φ159定向接头＋φ159无磁短钻铤×6m＋mwd短节＋φ127无磁承压钻杆1根＋φ127加重钻杆15根＋φ127斜坡钻杆70根＋φ127钻杆。 |
| 9 | 4593.53～
4630 | 第二增斜 | 5.48 | φ215.9牙轮钻头＋φ215双母稳定器＋φ159无磁短钻铤×6m＋mwd短节＋φ127无磁承压钻杆1根＋φ127加重钻杆15根＋φ127斜坡钻杆70根＋φ127钻杆 |
| 10 | 4630～4643 | 第三增斜 | －4.61 | φ127牙轮钻头＋φ215双母稳定器＋φ159无磁短钻铤×6m＋φ127无磁承压钻杆1根＋φ127加重钻杆15根＋φ127斜坡钻杆70根＋φ127钻杆 |
| 11 | 4643～
4677.95 | 第三增斜 | 22.03 | φ215.9牙轮钻头＋φ165双弯螺杆（1°×1.25°)＋φ159定向接头＋φ159无磁钻铤×9.01m＋mwd短节＋φ127无磁承压钻杆1根＋φ127斜坡钻杆15根＋φ127加重钻杆15根＋φ127斜坡钻杆55根＋φ127钻杆 |
| 12 | 4677.95～
4702.67 | 第三增斜 | 32.36 | φ215.9牙轮钻头＋φ165双弯螺杆（1°×1°)＋φ159定向接头＋φ159无磁钻铤×9．01m＋mwd短节＋φ127无磁承压钻杆1根＋φ127斜坡钻杆15根＋φ127加重钻杆15根＋φ127斜坡钻杆55根＋φ127钻杆 |
| 13 | 4702.67～
4728.08 | 第三增斜 | 40.14 | φ215.9牙轮钻头＋φ165双弯螺杆(1°×1.5°)＋φ159定向接头＋φ159无磁短钻铤×6m＋mwd短节＋φ127无磁承压钻杆1根＋φ127斜坡钻杆×70根＋φ127加重钻杆15根＋φ127钻杆 |
| 14 | 4728.08～
4767.30 | 水平段 | －3.31 | φ215.9牙轮钻头＋φ165单弯螺杆（1°)＋φ215稳定器＋φ159定向接头＋φ159无磁短钻铤×6m＋mwd短节＋φ127无磁承压钻杆1根＋φ127斜坡钻杆70根＋φ127加重钻杆15根＋φ127钻杆 |
| 15 | 4767.30～
4772.30 | 水平段 | －12.00 | φ127牙轮钻头＋φ159无磁钻铤1根＋φ159无磁短钻铤×2.91m＋φ215稳定器＋φ127斜坡钻杆70根＋φ127加重钻杆15根＋φ127钻杆 |
| 16 | 4772.30～
4780.77 | 水平段 | 5.9 | φ215.9牙轮钻头＋φ165单弯螺杆（1°)＋φ159定向接头＋φ159无磁短钻铤×6m＋mwd短节＋φ127无磁承压钻杆1根＋φ127斜坡钻杆70根＋φ127加重钻杆15根＋φ127钻杆 |
| 17 | 4780.77～
4800.46 | 水平段 | 1.5 | φ215.9牙轮钻头＋φ159无磁短钻铤×2.91m＋φ215稳定器＋φ159无磁短钻铤×6m＋mwd短节＋φ127无磁承压钻杆1根＋φ127斜坡钻杆70根＋φ127加重钻杆15根＋φ127钻杆 |
| 18 | 4800.46～
4836.98 | 水平段 | 11.5 | φ215.9pdc钻头＋φ165单弯螺杆（1°)＋φ159定向接头＋φ215稳定器＋φ159无磁短钻铤×6m＋mwd短节＋φ127无磁承压钻杆1根＋φ127斜坡钻杆70根＋φ127加重钻杆15根＋φ127钻杆 |
| 19 | 4836.98～
4964.33 | 水平段 | －1.72 | φ215.9牙轮钻头＋φ165单弯螺杆（1．15°）＋φ159定向接头＋φ215稳定器＋φ159无磁短钻铤×6m＋mwd短节＋φ127无磁承压钻杆1根＋φ127斜坡钻杆70根＋φ127加重钻杆15根＋φ127钻杆 |
| 20 | 4964.33～
5005.79 | 水平段 | 0.48 | φ215.9pdc钻头＋φ165单弯螺杆（1．15°）＋φ159定向接头＋φ215稳定器＋φ159无磁短钻铤×6m＋mwd短节＋φ127无磁承压钻杆1根＋φ127斜坡钻杆70根＋φ127加重钻杆15根＋φ127钻杆 |
| 21 | 5005.79～
5095 | 水平段 | 1.45 | φ215.9牙轮钻头×φ165单弯螺杆（0．64°）＋φ159定向接头＋φ215稳定器＋φ159无磁短钻铤×6m＋mwd短节＋φ127无磁承压钻杆1根＋φ127斜坡钻杆70根＋φ127加重钻杆15根＋φ127钻杆 |
认识与结论
(1)塔河ⅰ号构造造斜点深度在大于4 300m以上的水平井施工中，定向造斜结束后，受地层因素影响，转盘钻增斜率低，方位易漂移。第二增斜段钻进，建议采用转盘钻钻低增斜井段作调整段和定向钻进两种方式交替进行。
(2)转盘钻具组合辅助进行通井、调整造斜率，能有效清除岩屑床，调整动力钻具造斜率的偏差和调整井眼垂深，是水平井安全钻进的有效措施。
(3)科学而又合理的通井钻具组合和通井措施是钻井成功的关键，为完井作业的成功奠定了基础。
(4)利用转盘钻对井壁划眼，可改变已钻井眼的造斜率。刚钻完的单根，对其上部进行划眼可提高造斜率，对其下部进行划眼可降低造斜率。
(5)斜井段钻进，岩性未变而钻速迅速降低要及时活动钻具。钻具提起高度应不少于一单根长度。
(6)使用正电胶混油钻井液，井壁稳定、润滑性好、井眼干净，可有效地保护油气层和防漏堵漏。
(7)采用割缝筛管加管外封隔器完井工艺，避免了常规固井施工对油层的损害并增加了泄油面积。
