摘要：与常规定向井相比，水平井具有明显的优势：单井产量高，可钻穿多个层位的气层，采收率高，开采时间长，综合效益高。所以，对于低产低渗透油层，水平井钻井具有极大的意义和价值。近年来，长庆油田水平并钻井数量迅速增加，为“三低”油气藏的高效开发提供了更为有利的技术手段。经过不断的摸索和实践，靖边气田的水平井钻井工艺技术，取得了一定的成果和经验。本文就此技术作简要介绍。
关键词：水平井;靖边气田;钻井技术
水平井作为油气田开发的一项成熟、适用技术，在世界范围内正日益得到推广应用。随着这项技术的突破性进展，综合钻井成本逐年下降，经济效益显著提高，水平井在不同油气藏开发中都得到广泛应用，作为提高钻井效率、增加石油产量的重要手段。实践数据表明，这项技术投入产出优势明显，单井平均产量是普通直井的2至5倍。目前长庆油田采气一厂实施完钻的水平井有4口。正在实施的水平井一口GP25—17。
1靖边气田水平井钻井工艺技术介绍
1.1地质导向
1.1.1地质导向简介地质导向就是利用近钻头地质、工程参数测量和随钻控制手段来保证实际井眼穿过储层并取得最佳位置。
测井导向具有直观准确的特点，随钻测井技术具有有效的地质导向作用。靖边气田目前应运比较成熟的是MWD无线随钻仪。MWD井下仪器总成安装在下部钻具组合的非磁钻铤内，其下井前要调整好工作模式和传输速度，并准确地测量偏移值，输入计算机。仪器在井下所测的井眼参数通过钻井液脉冲传至地面，信息经地面处理后，可迅速传到钻台。其中包括实时井深、井斜、方位角、工具面等。然而，在实际钻井作业中，MWD所测的工程参数实际上是仪器所处位置的参数，由于这一位置与钻头之问一般有10—15m左右的距离，仪器无法及时测量井底地质资料。目前靖边气田水平井地层识别上运用GR随钻测井仪器，延后钻头深度15m，当井斜较大时随钻GR测井作用增大。随钻测井对地质录井资料的准确性进行验证，经过综合分析判断，以保证钻头在气层中钻进【”。
在水平钻进过程中，根据实时钻井、录井资料、随钻测井综合分析判断井眼轨迹，进行地质预告，随时调整井斜角，优化井眼轨迹，保证准确顺利钻进。
1。1.2靖边气田地质导向应用
(1)龙平l井实施情况分析，龙平1井于2006年5月12日开钻;6月15日于石盒子组井深2998m处开窗造斜。
垂深3413.79in开始，岩性为灰褐色白云岩，钻时29—36min/m，全烃0.179%～0.973%，结合随钻GR判断进入马五。。小层。最终靶点，垂深3414.5in，井斜87.4。，靶前距449rn。
随后四开进行水平段钻进，录井显示地层出现异常，工程检查测斜仪器问题，井斜数据出现偏差，随后钻井进行调整，直到垂深3409.72in处轨迹井斜低于90。。后井斜以85。.陕速穿越上部地层。
垂深3431.7m处，岩性为灰褐色白云岩，钻时430min/m，全烃0.818%～3.554%，现场初步判断进入马五。
钻进垂深3440.89in，岩性为灰色灰质云岩，含灰性比较普遍，钻时12—33min/m，全烃0.059%～0.133%。现场分析为马五。考虑后续工程上施工安全，微增井斜继续钻进寻找目的层马五，从钻进情况来看，该井水平段后段地层倾角又变缓后段上翘。
垂深3436.6m，井斜97.0。，水平段长度1006.5rn，泵压出现异常，起钻检测钻具，发现螺杆下部连接部分断落。从现场资料来看，该井已完成1000m水平段钻进，录井显示，下古含气层视厚度339.0m，鉴于以上情况，该井以现井深完钻。
(2)靖平09—14井实施情况分析，靖平09一l4井于2007年9月15日开钻，l0月15日导眼井完钻，根据导眼井钻探情况，设计靖平09一l4井水平段方向为205。，水平段长度为800rn，以主力气层马五。，为目标层，靶点马五s顶部。2007年10月27日三开，在石盒子组2782m处开始造斜。
靖平09—14井垂深3164.5m(斜深3280m)进入马家沟组地层，井斜79.78。若不调整按设计钻进，斜深3280in时井斜达到85。，与导眼井相比，水平井本溪组增厚7.19m，水平井奥陶系顶海拔下降7.7m。奥陶系顶对比分析及后续微调：利用地质录井及随钻GR进行跟踪，钻至3174.84m后，马五，马五地层、自然伽玛与导眼井对比明显，此时井斜85.73。出现马五。顶含泥云岩段。
因导眼井马五顶部含泥云岩2.6m，最终确定在垂深3In内，将井斜调至89。人靶，垂深3177.56in，井斜89.03。，气测上升到0.4%以上，岩屑为深灰褐色含气细粉晶云岩，对比分析认为此时钻遇层位为奥陶系马家沟组马五。
1-2钻井液技术
靖边气田水平井主要是以古生界奥陶系马五1—3气藏为目的层，要钻穿该复杂地层，技术难度大，要求高。对钻井液体系也有特殊要求。下面以龙平一井为例来说明。
1.2.1地层地质特性
(1)表层黄土层欠压实，胶结性差，极不稳定，极容易发生漏失和窜漏现象;直罗组在长庆油气田的每个区块都是复杂地层，缩径与垮塌同时存在，解决缩径的同时要防止发生垮塌，在解决垮塌的同时要防止产生缩径，两个问题同时解决的安全限量很小，现场操作的难度很大。
(2)二开直井段的延安组、延长组高岭土含量高，易发生缩径阻卡;纸坊组地层分散造浆;刘家沟组存在区域性漏失，尤其在气田南部区块更为严重，龙平1井与严重漏失的陕l2井区相邻，发生漏失的可能性更大;“双石层”主要以硬脆性泥岩地层为主，该泥岩还存在有微裂缝，水进入后极容易破坏其原始力学稳定性，造成井壁失稳，进而发生垮塌，并且还处于斜井段位置，使发生垮塌的程度增加闭。
(3)山西组、太原组以及本溪组有多套煤层和炭质泥岩存在，受沉积环境的影响和煤层本身固有的不稳定性限制，首先存在很大的力!学不稳定性，以及煤层微裂缝中含有极少量的膨胀性极强的泥页岩或其它粘土物质，在泥浆滤液侵入后，进一步破坏了煤层的原始力学结构，发生垮塌的可能性更：大，尤其是太原组和本溪组的煤层相对发育良好，稳定性更差，同时该井段还处于大斜度增斜段，煤层暴露段长，力学稳定性差，更加剧了垮塌程度。
(4)目的层马五1—3的储层极薄，只有3.54m厚，且存在一定的坡降和地质小构造，上下界面都有泥岩存在，水平段钻进要穿行l000m，井眼轨迹控制难度很大，极易发生在上下泥岩中穿行，给井眼的稳定留下很大的安全隐患。
1.2.2龙平一井钻井液技术针对上述地层特性并结合长庆油气田钻井的多年经验和近年的科研成果应用情况，龙平一井在钻进过程中使用了两套钻井液体系即低固相不混油生物聚合物钻井液体系和用于水平段的无土相低伤害暂堵钻(完)井液体系。
(1)解决缩径与垮塌同层的技术思路与对策，龙平1井中，表层段直罗组缩径与垮塌同层存在，从钻井液角度讲，给解决地层缩径带来了极大的难度，难以两头兼顾，为此，选用抑制防塌性的清水聚合物钻井液体系，以其强的抑制防塌性来防止直罗组垮塌，同时以其良好的流变特性，配合形成紊流作用，使易缩径地层适当扩大，从而实现既防塌又解决缩径的目的。
(2)不混油低固相生物聚合物钻井液体系，不混油低固相生物聚合物钻井液体系具有较强的防塌能力、良好润滑性能及流变性能，能够有效防止“双石层”和煤层及炭质泥岩垮塌。通过实践证实，该泥浆体系能很好的满足斜井段钻进中泥浆技术要求。其主要优点如下：①井眼稳定;②润滑降摩阻防卡效果明显;③井眼净化效果良好[31。
(3)无粘土低伤害暂堵钻井液体系，无粘土低伤害暂堵钻井液体系具有稳定性良好、密度低、失水低、润滑防卡性能优良、能有效生物降解等特点，能够适应长水平段钻进，同时对气层暂堵性好，对气层伤害低，是一种新型高效的钻井液体系。目前暂堵钻井液体系已经为靖边气田水平井水平段钻进过程中所普遍使用。
2结论及建议
2.1结论
(1)引进新的地质导向仪器和技术(如LWD、FEWD等)，利用先进技术降低水平井的钻进风险。同时要求地质人员熟悉靖边气田的地质情况，将理论和经验结合起来保证水平井正常钻进。
(2)总结经验，不断地完善和改进钻井液体系。施工过程中要求钻井液技术与工程技术紧密结合、相互沟通，以保证水平井安全决速钻进。
2.2建议
(1)优选钻井液体系，在钻到山西、太原及本溪组地层时调整钻井液密度，使钻井液柱静压力有效平衡地层压力，减少钻井液失水量，保证安全钻进。
(2)目前，钻井液直罗段聚硅酸盐、全井段无粘土体系，符合长庆水平井钻井液体系发展的方向，但还需要不断地完善和改进。施工过程中要求钻井液与工程技术紧密结合、相互沟通，这样才能保证水平井安全快速钻进。
靖边气田水平井钻井工艺技术探讨相关期刊推荐：《钻井液与完井液》(双月刊)创刊于1983年，由中国石油天然气集团公司主管，华北石油管理局、华北油田分公司主办，中油钻井液有限责任公司协办。报道内容包括钻井液、完井液、酸化液、压裂液、修井液、射孔液、油井水泥浆等方面的科研生产新成果、新技术。读者遍及石油、地质、煤炭、化工、水电、冶金等行业。
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