冀东油田深层大斜度井井眼轨迹控制技术研究与应用

马海云，张军锋，贺铁柱，郭 华，郝文龙，戴南燕

(1.中国石油冀东油田分公司工程监督中心,河北唐山 063200；2.中国石油川庆钻探工程有限公司国际工程公司；3.中国石油渤海钻探工程有限公司井下作业分公司)

冀东油田深层大斜度井剖面有五段制，双增双稳和三段制等类型，在井眼轨迹控制过程中主要应用导向钻井和常规钻具钻井技术，关键是钻具组合的选配和钻井参数的设置。由于井深大(超过6 000 m)，井温高(最高超过200 ℃)，钻遇多套地层层系，并且探井、评价井要求钻井液荧光控制等因素，在井眼轨迹控制过程中钻具承受的摩阻、扭矩大,定向托压严重，无法有效控制轨迹。为此，需要对导向钻具和单扶钻具的造斜特性进行分析，并通过总结在实施过程中轨迹控制的具体情况，不断优化底部钻具组合和钻井参数，解决现场遇到的难题[1-3]。

1 现场深井轨迹控制施工分析

(1)对于深井(超过6 000 m)、水平位移大(超过4 000 m)的井，井眼清洁困难，钻具摩阻、扭矩大，托压严重，深层造斜困难；

(2)裸眼段长，地层自然造斜、方位漂移严重，长稳斜段复合钻比例低；

(3)井漏层位多，穿漏层无法使用导向钻具，影响轨迹控制；

(4)Φ311.1 mm井眼完钻井深均大于4 200 m，受设备限制，钻井泵排量不能满足要求，导致泥浆携砂困难，存在井下安全隐患，MWD仪器信号输出质量差。

(5)深井、超深井、超深水平井深层侧钻难度大；

(6)井温高(潜山试油最高达214℃)，对工具、仪器抗高温性能要求高。

表1中几口井的轨迹控制不好，扭矩大、稳斜段自然造斜率高，稳斜效果差。

表1 深井稳斜段自然增、降斜情况

2 地层自然造斜和方位漂移规律

通过对NP3-20、NP3-80、NP3-19等完钻井和NP3-81、NP3-82、NP36-P3001、NP36-P3002等正钻井实钻数据进行统计分析，得出地层自然造斜、方位漂移规律，见表2。

(1)新堡古2平台三开φ311.1 mm井眼垂深2 000～4 000 m井段一般地层规律为稳斜；

表2 南堡3号构造深井自然造斜和方位漂移规律

(2)东营组地层215.9 mm井眼自然降斜力较强，自然降斜率在-(1°～ 1. 5°)/30 m；

(3)东营组下部地层(井深≥4 100 m),215.9 mm井眼呈现增斜趋势，1.25°马达不加欠尺寸扶正器组合，实钻效果为：0.5°/30 m；

(4)沙河街组215.9 mm井眼呈现增斜趋势(0.5°～1°/3 0m)，1.25°马达+209 mm欠尺寸组合，实钻效果为0.3°/30 m；

(5)沙河街至徐庄地层215.9 mm井眼呈现降斜趋势(-1°/30 m左右)；

(6)新堡古2平台在设计方位90°以内的各井，钻井过程中实钻轨迹左漂(0.5°～1°/30 m)。

3 解决措施和现场应用情况

3.1 欠尺寸扶正器匹配

根据已钻井施工经验、地层自然造斜、方位漂移情况和欠扶组合受力分析结果，优化欠尺寸扶正器的大小、形状和安放位置，达到增斜、稳斜和降斜的效果。不同井眼和井段匹配情况及轨迹控制现场应用效果见表3。

表3 不同井眼和井段匹配情况及轨迹控制效果

3.2 常规单扶钻具组合优化应用

3.2.1 常规单扶钻具组合的使用条件

(1)南堡3号构造地层容易发生严重井漏，导向钻具无法实现随钻堵漏，如果发生失返性漏失，使用导向钻具风险很大，容易发生井下复杂情况，因此使用常规单扶钻具组合穿漏层井段；

(2)深层大段稳斜段或降斜井段滑动钻进托压严重、工具面不稳定，无法定向时，使用单扶钻具组合实现轨迹控制；

(3)探潜山面之前使用单扶钻具控制轨迹，避免之后发生井下复杂情况。

3.2.2 优化南堡3号构造单扶钻具组合

针对南堡3号构造深井多、井漏层位多，井下复杂的情况，按照在该区块统计分析的自然造斜和方位漂移规律，通过优化单扶尺寸与钻头的距离，调整钻头侧向力，实现轨迹控制要求。优化的单扶钻具组合如下：

稳斜钻具组合：φ215.9 mm钻头+浮阀+φ158 mm短钻铤×1根(2～3 m)+φ212 mm扶正器+φ158 mm无磁钻铤×2根+φ208 mm扶正器+φ127 mm加重钻杆+φ127 mm钻杆+φ139.7 mm钻杆。

微降钻具组合:φ215.9 mm钻头+浮阀+φ158 mm短钻铤×1根(2.7～5m)+φ212 mm扶正器+φ158 mm无磁钻铤×2根+φ127 mm加重钻杆+φ127 mm钻杆+φ139.7 mm钻杆。

强增钻具组合：215.9 mm钻头×0.3 m+214 mm双母稳定器×1.74 m+浮阀×0.59 m+ MWD短节×0.6 m+165无磁钻铤×17.96 m +165 mm钻铤+139.7 mm加重钻杆+139.7 mm钻杆。

3.2.3 现场应用情况

(1) 应用常规单扶增斜组合克服机泵条件不足的问题。NP36-P3001井造斜点在4 015 m，三开311.1 mm井眼钻进至井深4 001 m时，裸眼段长达到2 000 m，泵压达到额定泵压22 MPa时循环排量不足40 L/s，机泵条件不能满足施工要求。因此，采用单扶增斜钻具组合，提高循环排量的同时实现增斜目的。钻具组合：311.1 mm钻头+310 mm双母扶正器+203 mm无磁钻铤+无磁短节+203 mm无磁钻铤+203 mm钻铤×2根+139.7 mm加重钻杆×21根+139.7 mm钻杆。该钻具组合钻进至三开中完井深4 115 m井斜增至设计要求。轨迹控制情况见表4。

表4 NP36-P3001井造斜段单扶钻具控制轨迹

(2) 应用常规增斜组合克服机速慢定向托压问题。NP36-P3001井四开4 115～4 555 m沙河街组井段段长440 m,由于定向托压严重，导向钻具无法定向，且泵压高。因此，采用优化使用常规增斜钻具组合实现设计增斜要求，根据方位漂移规律，调整转速40～85 r/min，实现方位控制。该钻具组合为215.9 mm钻头×0.3 m+214 mm双母稳定器×1.74 m+浮阀×0.59 m+ MWD短节×0.6 m+165无磁钻铤×17.96 m +204 mm欠尺寸稳定器×1.55 m+165 mm钻铤×27.36 m+139.7 mm加重钻杆+139.7 mm钻杆。

4 南堡3号构造深井稳斜段轨迹控制效果

通过井眼控制技术的应用，南堡3号构造深井稳斜段复合钻比例大大提高，同时，机械钻速明显提高，井眼轨迹圆滑，降低了托压等轨迹控制难度，为后期施工创造了良好的井眼环境。井眼轨迹控制效果见表5。

5 结论与建议

(1) 导向钻具欠尺寸扶正器与地层匹配技术和优化的单扶钻具组合的应用能够实现深层大斜度井深部井段的井眼轨迹控制，大大提高深井长稳斜段的复合钻比例，降低了井眼曲率和卡钻、测井阻卡等复杂情况的发生，提高了钻井整体经济效益。

(2) 优化的常规单扶钻具组合的使用，在实现深井易井漏等复杂井段的井眼轨迹控制的同时，能随钻防漏、堵漏施工，避免了井下复杂情况和埋仪器、井控安全等风险。

(3) 深层大斜度井的井眼轨迹控制是一项系统工程，不能只靠导向和单扶钻具进行井眼轨迹控制，还需要各方的协调配合，需要优化剖面设计、优化钻井液体系和研究抗更高温度的螺杆和测斜仪器，来共同实现井眼轨迹控制。

(4) 不同区块、不同方向的地层自然造斜和方位漂移规律不一样，建议下步对不同区块，不同方向的钻井井眼轨迹控制开展针对性的研究。

[1] 李继丰.导向钻井技术现状及发展方向[J].采油工程,2005,(4):3-5.

[2] 楼一珊.柔性钟摆钻具纠斜的理论分析[J].钻采工艺,1996,19(5):12-13.

[3] 白家祉,苏义脑.井斜控制理论与实践[M].山东东营:石油大学出版社,1990：98-106.