摘要： 本文结合胜利油田最大的海油陆采钻井平台，中国石化重点产能建设项目老168海油陆采丛式井组钻探施工过程中井身质量如何控制的问题，介绍运用QC方法提高井身质量，有利于老168井区后期的钻探开发。
Abstract： The paper is about the largest sea-land mining oil drilling platform of Shengli Oilfield， how to control the Quality of Casing of extended reach cluster wells on the land to produce the oil in the ocean in the LAO 168 Well Area in the focus of productivity construction projects of Sinopec， it helps to drilling development of the LAO 168 well area in the later.
关键词： 丛式井；井身质量；QC
Key words： the cluster wells；the quality of wellbore；QC
中图分类号：TE2 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2012）30-0047-02
1 工程概况
为响应油田2009年加强重点基层建设项目的号召，合理开发老河口油田老168新区，渤海钻井一公司承担了老168区块平台大型密集式大位移丛式井组的钻探施工。老168区块位于老河口油田的北部，其南与桩106块相邻，东部为老163块，区域构造位于埕东凸起北部缓坡带上。其钻探目的主要是为了开发老168区块馆陶组上段稠油层。
老168海油陆采丛式井组是胜利油田重点部署的大型海油陆采井组，也是中国石化重点产能建设项目，预计井区共有52口定向井与水平井，其中水平井12口，分支水平井2口，定向井38口。现已有定向井开钻38口，完井35口，累计进尺78931m。该项目技术要求高，施工难度和风险都很大，在施工过程中主要存在井眼密度大，防碰难度大、造斜点浅、造斜率高、大尺寸井眼定向斜井段长、油气层保护要求高等技术难点。
2 选题理由
在老168区块钻探施工过程中若井身质量不能得到有效控制将会导致如下后果：①延长钻井周期，增加钻井成本；②加速海水钻井液体系对油气层的污染；③井口偏移，井口活动；④丛式井钻探过程中极易与临井相碰，钻穿套管；⑤影响丛式井寿命和后期排采生产成本的巨额投入（如全角变化率超标，井眼轨迹不平滑可导致采油管杆偏磨，缩短检泵周期，使生产套管受力不均，降低油层套管的抗挤强度，使套管提前失效，减短油水井生产寿命；油层段井径不规则，变化率超过13%，可导致固井时水泥第二胶结面胶结变差，致使管外油气水串槽等）[1]。
所以我们一定要对如何控制及提高老168海油陆采丛式井组井身质量高度重视，特选择本课题开展QC小组活动。
3 现状调查
通过对已经完井35口定向井从现场到完井资料进行调查和分析，发现老168海油陆采丛式井组井身质量存在着一定的分井段井斜超标、最大全角变化率超标、最大井径扩大率超标等问题，课题组对影响35口井井身质量的因素进行了统计分析，如表1所示。
从表1可以看出工程因素、地质因素是影响井身质量的主要因素。
4 活动目标
①严格控制老168海油陆采丛式井组井身质量，100%符合中华人民共和国石油天然气行业标准钻井井身质量控制规范SY/T5008-2008；②严格控制老168海油陆采丛式井组井身质量，提高钻井速度，缩短建井周期，达到较高的技术经济效益；③严格控制老168海油陆采丛式井组井身质量，满足采油工程的要求。
5 原因分析
从表1可以看出，工程因素、地质因素是造成井身质量不达标的主要原因。针对目前我们井身质量控制过程中存在的一些问题，我们QC小组成员集体分析讨论整理出了井深质量超标因素：
5.1 地质因素
①老168区块地层层系主要特点为明化镇组、东营组含大段泥岩地层，水敏性强，易吸水膨胀，分散造浆，易泥糊井壁，造成缩径。②浅层稠油油藏岩石胶结疏松、欠压实，地层易破碎，钻头侧向力低，全角变化率偏小；③地层成岩性较差、岩石骨架胶结在外力作用下很容易破碎，甚至在一定水力破岩条件下即可造成岩石破碎，因此井径扩大率较大；④造斜段在非常规大井眼的疏松地层，地层易垮塌，造斜困难，定向增斜井段易形成键槽。
5.2 工程因素
①造斜点在表层以内（或浅表层二开大井眼定向），在起下钻或钻进过程中易形成软键槽，在起钻的过程中，当钻铤或扶正器经过造斜点时易发生井下复杂和卡钻；
②水平位移大，最大井底位移（3549.46m），滑动钻进困难，托压严重，钻井轨迹难以控制；
③特殊井段长，大井眼深，大斜度稳斜井段长，清洗效果差，钻井液携岩能力低，极易形成岩屑床，造斜困难（如起下钻井斜下降、松软地层造斜率无法准确预测等困难）；
④保证井下安全的常规措施（如划眼、加大排量等）也与设计的高造斜率相矛盾；
⑤老168井区布井水平位移大，且单台控制井密，考虑到防碰要求，造斜点需相互错开，井斜角较大；
⑥丛式井间距均≤5m，相距较近。钻进过程中，直井段防斜打直非常重要，必须保证相邻两口井不相碰。
6 要因验证
针对以上这8个末端具体因素，采用0/1打分法，对影响老168海油陆采丛式井组井身质量的5个主要因素进行了确定：
①井底位移大，钻井轨迹难以控制； ②老168井区考虑到防碰要求，造斜点需相互错开，井斜角较大；
③丛式井间距均≤5m，相距较近，必须保证相邻两口井不相碰；
④造斜段地层易垮塌，定向增斜井段易形成键槽，造斜困难；
⑤地层成岩性较差引起井径扩大率较大。
7 制定实施对策
7.1 井眼轨迹防碰技术
①利用计算机防碰软件，对已钻井的实钻数据及待钻井的设计剖面数据进行防碰扫描，绘制出防碰图，可以为实钻防碰绕障提供可靠依据；
②表层实施深度错开、防串做法；
③小井距密集型井组打直、防碰及防串技术。表层直井段轻压慢转，直井段采用随钻测量跟踪井身轨迹，确保直井段钻直；表层直井段完成后用NEMS拉多点，跟踪扫描井眼轨迹，及时调整；
④按设计井组序号施工，造斜点浅、位移大的井先打，造斜点深、位移小的井后打；
⑤使用旋转导向钻井技术，保证较高的井眼符合率。
7.2 井眼轨迹控制技术
①大尺寸刚性钻具组合，采用FEWD无线随钻地质导向钻井，定向与复合钻进相结合，造斜率若大于设计造斜率，则采用复合钻进方式钻进，使整个井段的平均曲率接近设计曲率，使实钻轨迹尽量接近设计轨迹，保证轨迹控制精度。严格控制井眼狗腿度，及时调整钻井参数和钻进方式；[3]
②定段长短起下钻（200～300m）；
③优选排量，确保井眼规则；
④滑动钻进时，采用短井段、勤调整、小调整措施。
7.3 为保证地面井口及实施整拖技术的安全性与准确性，应考虑在平台作业范围内打水泥稳定基础并安装整拖导轨。
7.4 井下事故与复杂情况预防
①选用尺寸合适、性能可靠的防磨接头，防止磨坏井口及套管，同时可降低钻具在技术套管内的摩阻；
②在定向井段下入欠尺寸扶正器或破键器，以起到破键修壁作用，防止键槽卡钻；
③选用优质泥浆体系，充分维护、控制好各性能，防止井壁坍塌或携岩差，造成大段划眼的复杂情况；[4]
④坚持使用好固控设备，尤其是离心机的使用，以降低固相含量，防止杂质固相粘糊井壁，造成起下不畅通，或起不出钻的情况。
7.5 减少井径扩大率技术措施
①缩短钻井周期，提高机械效率，减少起下钻对井壁屏蔽环的破坏；[5]
②采用强抑制性海水润滑钻井液体系，预防泥岩水化掉块造成大井径；
③严格控制滤失量，改善泥饼质量。钻进过程中，不断补充防塌剂，增强对泥页岩抑制性；
④易扩径井段采用小排量（24～26L/s），避免连续、定点冲孔，防止冲蚀井壁；
⑤起下钻操作平稳、控制速度，避免波动压力引起井壁失稳；
⑥防止钻具刺漏、断落问题，避免因此引起井壁受损问题。[2]
8 效果检查
我们QC小组活动进行了170多天，取得了令人鼓舞的效果，井身质量显著提高，钻机月速也相应提高。
9 巩固措施
在公司领导和各部门的大力支持下，我们QC小组全体成员经过不懈努力，提高老168海油陆采丛式井组井身质量活动目标得以实现，并取得了显著的经济和社会效益。为巩固所取得的成果，我们QC小组制定了以下巩固措施：①对本次QC小组的活动进行总结，找出其成功和不足，为开展下一步的活动提供经验；②继续努力，持续改进，保证井身质量的进一步提高；③将提高井身质量技术措施在老168平台大力推广。
10 遗留问题及下步打算
①遗留问题：目前的技术措施只适用于已完井的35口定向井，对于后期的大位移水平井如何提高井身质量，可能在钻探过程中还会出现新问题；
②下一步打算：我们将总结本次QC活动的经验和教训，在此基础上不断创新、总结新的提高井身质量技术措施，进一步指导老168井区海油陆采丛式井钻探开发。
参考文献：
[1]魏文忠，薄和秋.桩139平台丛式井组钻井技术[J].西部探矿工程，2004（10）.
[2]杨宝真.垦东12平台丛式井组钻井技术难点与对策[J].油气地质与采收率，2008（04）.
[3]刘瑞祺.关于提高钻井技术水平的几点看法[J].探矿工程（岩土钻掘工程），1982（01）.
[4]陈萍.《国外钻井液标准汇编》[J].探矿工程（岩土钻掘工程），1987（03）.
[5]赵国隆.中国大陆科学钻探工程发展历程（下）[J].探矿工程（岩土钻掘工程），2002（05）.
