大位移井钻井技术在坪北油田的应用

郑双进，侯 炼 （长江大学石油工程学院，湖北 武汉430100）

黎 亮 （中石化江汉石油管理局钻井一公司，湖北 潜江433124）

坪北油田位于陕西省延安市安塞县境内，地处我国黄土高原中部，构造位置属陕北斜坡中部坪桥鼻褶带，为近南北走向倾角小于1°的西倾单斜，局部因差异压实作用发育着一些低缓的鼻状隆起，属特低渗、低压、低丰度、低产的难动用储量。在坪北油田钻大位移井，可以扩大油田的勘探开发面积，具有显著的综合经济效益。在P136平台上成功钻成的P76－106大位移井，完钻井深2417.52m，垂深1391.38m，水平位移1757.71m，造斜点深249m，稳斜段长1767.09m，最大井斜63.4°，位移垂深比达到1.26，是目前坪北油田位移垂深比最大的井，该井的成功完钻为大位移井在坪北油田的推广积累了大量施工经验。

1 大位移井钻井技术难点

结合坪北油田大位移井钻井实践，分析得知P136平台大位移井面临的技术难点主要体现在井眼轨迹控制难、井眼防碰难度大、井身质量难以保证及井下复杂情况多等几方面。

（1）井斜大、位移大、稳斜段长、井眼轨迹控制难。该井组最大位移垂深比1.26，水平位移1757.71m，稳斜段长1767.09m，无论采用何种钻具组合保持井斜角恒定都十分困难，加上地层的各向异性、地层走向以及地层的变换趋势导致方位忽左忽右，方位漂移不稳定［1］，使井眼轨迹控制难度更大。

（2）丛式井井网密集，井眼防碰难度大。P136平台是一个采油与钻井共用的老平台，井场面积狭小，施工井数多，井网密集，防碰技术要求严格，施工难度较大。

（3）靶区半径小，要求中靶精度高，井身质量苛刻。在P136平台施工的大位移井稳斜段长，靶区半径仅10m，井斜角控制范围为±1°，方位角控制范围为±2°，在长稳斜段的井眼轨迹控制中，稍不注意就会脱靶，因此必须全井随钻跟踪，才能确保井身质量合格。

（4）地层复杂层位多，钻井过程中易出现井壁坍塌、缩径、阻卡、井漏等复杂情况。

2 大位移井钻井技术措施

基于P136平台大位移井钻井面临的主要技术难点，结合坪北油田地质情况，采取如下技术措施，顺利完成了P76－106井钻井施工。

2.1 降摩减扭措施

摩阻扭矩问题是大位移井钻井面临的首要问题。由于大斜度井段岩屑的快速沉积，井眼低边部位易形成岩屑床下滑到井底，造成摩阻与扭矩增大，严重时造成环空憋堵、井漏、卡钻、垮塌等复杂情况，给钻井施工带来极大危害。

通过优化设计选择浅造斜点［2］、低造斜率和采用悬链线轨道或准悬链线剖面，并尽量简化下部定向工具结构 （尤其是减少钻铤数量及长度），采取正、倒划眼等措施，修整和平滑井眼，以降低摩阻和扭矩。

在大斜度井段，根据摩阻和扭矩情况适时采用润滑剂以提高钻井液的润滑性。如在钻井液中加入足量的原油、塑料小球、多功能润滑剂等进行降摩减阻。当泥浆中润滑剂含量达2%左右，摩阻仍超过150kN时，可考虑混油钻井液。

2.2 轨迹控制措施

井眼轨迹控制需掌握地层自然造斜规律和方位飘移规律，通过优选钻具组合和优化钻井参数，适时调整井斜和方位，使井眼轨迹沿设计井眼轨道钻进［3］。

坪北油田地层趋于平缓，地层倾角较小，方位飘移无规律，当井斜角小于30°时，方位忽左忽右，飘移不稳定。该井改变以往采用单点定向的钻井模式，采用MWD无线随钻跟踪和PDC＋导向钻井的定向钻井模式，实现一趟钻完成增斜、稳斜、降斜的定向模式，以实现井眼轨迹平滑，减少起下钻次数和缩短钻井周期的目标。

针对坪北油田的地层特点，综合分析P136平台已完钻井的钻井资料，确定该井井眼轨迹控制方案如下：

1）直井段 直井段采用塔式钻具组合钻进，使用电子多点测斜仪进行井眼轨迹跟踪监测，钻头出表层套管后采用小钻压 （20～30kN）吊打钻进，钻进至钻铤全部出套管后正常加压钻进，确保了直井段井身质量，最大井斜为1°，井底位移仅1.5m，为下部井段造斜和井眼轨迹控制奠定了基础。

2）增斜井段 增斜井段应用导向钻井技术，采用∅215.9mmSKH447G钻头＋∅172mm （1°）单弯螺杆＋无磁短节＋∅158.8mm无磁钻铤×1根＋∅127mm加重钻杆×16根＋∅127mm钻杆＋108mm方钻杆钻具组合，完成增斜段365m，滑动钻进与旋转钻进比例为1∶1.5，严格按照直井段＋增斜段＋稳斜段三段制设计剖面施工。施工过程中采用MWD无线随钻测斜仪跟踪轨迹，加密测点及时对井眼轨迹进行监控，并运用软件进行井眼轨迹预测，适时调整井斜、方位等施工参数，严格控制井眼轨迹变化趋势，使井眼轨迹沿设计轨道钻进。增斜段以滑动钻进为主，共完成648.75m，井斜60.12°，方位139.10°，井眼轨迹控制满足设计要求，增斜井段轨迹平滑，施工顺利。

3）稳斜井段 稳斜井段是该井组施工的重点难点井段，施工过程中要保证井眼轨迹的平滑，降低摩阻扭矩，还要预防富县组的垮塌、阻卡等复杂事故。该井段以旋转钻进为主，结合滑动钻进，采用PDC钻头＋1°螺杆钻具钻穿富县组，再用牙轮钻头配倒装钻具组合至完钻，钻井过程中采用MWD无线随钻仪跟踪测斜，钻至井深2417.52m，井斜63.40°，闭合方位138.5°，闭合距1757.71m，达到设计要求，顺利完钻。

2.3 井眼净化措施

该井选择淡水钻井液体系，一开使用膨润土浆钻井，二开使用钾基聚合物防塌钻井液。钻井过程中精细维护钻井液性能，增大泵排量，提高环空返速，并改善流型，以满足携砂和清除井底岩屑的要求。

在适时调整钻井液性能的情况下，采取如下措施实现井眼净化的目标：

（1）为了防止富县组地层坍塌，在保证动力钻具安全和地面机泵条件允许的情况下，增大排量至34～36L／s，保证环空上返速度在1～1.5m／s，以实现紊流携砂，改善井眼清洗效率。

（2）适当增大钻井液的动塑比和终切力，以满足悬浮岩屑和携砂的要求，钻井液的动塑比宜控制在0.25～0.5之间。

（3）根据情况坚持短程起下钻，一般每钻进100～150m短起下一次，每次短起300～450m，依靠短程起下钻清除岩屑床，保证井眼规则畅通。每钻进一根单根后上下活动钻具，在满足井眼轨迹控制要求的前提下增加旋转钻进的时间，以利于提高钻井速度和提高清岩、携砂效果。

（4）当返出岩屑较少，单根钻进困难时，使用高粘度、高切力的钻井液清洗井眼。（5）保证四级净化，确保固控设备的良好使用，充分清除砂子等固相颗粒。

2.4 井眼防碰措施

P136平台有10口重点防碰邻井，且地面井距仅4m左右，整拖方向一致，设计方位都在第二象限，井眼防碰难度较大。现场施工过程中同步开展对井眼轨迹的防碰监测和对下部待钻井眼轨迹的预测，实时预防井眼相碰。

钻井之前应用邻井实钻数据和该井设计数据进行防碰扫描，分析实钻轨迹和设计轨道的偏差距离、相对方位以及下段待钻井眼的变化趋势，绘制防碰部署图。由于实钻井眼轨迹防碰图是根据测斜数据处理结果而绘制，因此在钻井过程中应坚持勤测斜勤计算，应用实际计算数据与邻井实钻数据进行垂深、井斜和方位的对比，绘制实钻井眼轨迹，并预测下段井眼轨迹进行防碰扫描，了解正钻井与防碰井的相对井距和相对方位，为调整下部井眼轨迹奠定基础。

虽然防碰扫描可以解决已钻井段的相碰问题，但对于下一待钻井段，其井眼轨迹仍然受钻具性能、地质条件及钻井参数的影响。因此，在钻类似大位移小靶区丛式井的过程中，不要轻易改变钻具组合，以防止其影响井眼轨迹而导致复杂情况发生。

3 结 论

（1）开展大位移井优化设计是大位移井钻井施工的基础，优化设计选择浅造斜点、低造斜率和悬链线轨道或准悬链线剖面有利于降低大位移井钻井的摩阻扭矩。

（2）认识地层自然造斜规律和方位飘移规律，采用导向钻井技术和MWD随钻测量技术，适时优化钻井参数有助于提高井眼轨迹控制精度，准确钻达目的层。

（3）优选钻井液体系，精细维护钻井液性能，适当增大泵排量，提高环空返速，并坚持短程起下钻，保持井眼净化是大位移井钻井成功的关键。

（4）在丛式井钻井过程中，应同步开展对井眼轨迹的防碰监测和对下部待钻井眼轨迹的预测，实时预防井眼相碰。

［1］韩志勇 .定向井设计与计算 ［M］.北京：石油工业出版社，1989.

［2］卢明辉，管志川 .大位移井轨道设计中关键参数的确定 ［J］.石油钻探技术，2003，10（5）：31.

［3］钻井手册 （甲方）编写组 .钻井手册 （甲方）［M］.北京：石油工业出版社，1990.