伊朗北阿首口双分支井AZNN-022井眼轨道设计与控制

杨 晓 峰（中国石油长城钻探工程有限公司，辽宁盘锦 124010）

引用格式：杨晓峰. 伊朗北阿首口双分支井AZNN-022井眼轨道设计与控制［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：26-29.

伊朗北阿首口双分支井AZNN-022井眼轨道设计与控制

杨 晓 峰
（中国石油长城钻探工程有限公司，辽宁盘锦 124010）

引用格式：杨晓峰. 伊朗北阿首口双分支井AZNN-022井眼轨道设计与控制［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：26-29.

摘要：伊朗北阿油田自2011年进入了整体开发阶段，以savark3为目的层，钻成了大量水平井。已完钻的水平井井深均在4 000 m以上，平均钻井周期3个月以上。为了提高单井采收率，缩短钻井周期，部署第1口双分支井AZNN-022井，该井分支井眼的完钻层位与主眼不同，且水平偏移距短，曲率设计高，防碰施工难度大。采取开窗位置优选、轨道优化设计、精确轨迹控制、防碰扫描技术等措施，成功解决了上述难题，顺利地钻完分支井眼，实现了井下安全。这对于该区块的后续双分支井施工和斜井段开窗侧钻井的施工具有重要的借鉴意义。

关键词：轨迹控制；防碰扫描；钻具组合；地质导向；摩阻水力分析

伊朗北阿油田是一个平行于两伊边境宽20 km、长60 km北南方向的长轴型背斜，位于伊朗胡泽斯坦省阿瓦兹市西约80 km。AZNN-022井是部署在北阿油田北部构造高点的一口双分支井，根据开发方案的要求，在合同一期要在北阿油田钻52口井，其中包括7口双分支井。AZNN-022井是部署在该油田第1口双分支井，位于PAD12钻井平台［1］。

1　分支井眼轨迹设计难点与对策

1.1 开窗位置的选择

分支井眼设计在斜井段开窗，除了需要考虑常规开窗侧钻井要在岩性稳定、可钻性好的稳定地层，附近地层固井曲线显示良好，避免在套管接箍上开窗等条件以外，还要考虑开窗后轨迹的走向，以及如何实现与老井眼的安全分离。AZNN-022主井眼的部分实钻轨迹如表1。可以看出，测深2 586.26 ~ 2 615.09 m，狗腿度均在5（°）/30 m以下，观察井斜变化率，可以发现每个单根增斜略高于1°，比较适合于开窗。参考主井眼上下两段设计的造斜率为5.5（°）/30 m，如果分支井眼选择在主井眼造斜井段开窗，那么侧钻成功后就需要更高的造斜率，增加了后期筛管等作业的难度，而且施工起来也比较困难，滑动钻进多，井眼不规则［2］。根据套管磁定位接箍数据图，尽量避开套管接箍位置开窗，依据LWD设备测得GR曲线图，表明2 588~2 620 m无水层。综合以上因素，开窗点位置选择在2 596 m。

表1　AZNN-022井主井眼造斜段部分实钻轨迹数据

1.2 分支井眼轨迹设计难点与对策

主眼已钻完，轨迹已经确定，依据分支井眼的地质设计，进行分支井眼轨迹设计。主眼设计井斜85°，从savark1层穿越至sarvak6层，分支井眼设计井斜89.77°，一直稳斜在油层savark3钻进。分支井眼设计难点一是斜井段开窗，且目的层垂深浅，客观上导致造斜率设计要高于主井眼。二是要实现2条轨迹理论上的安全分离，先改变方位，从方向上避开主眼轨迹，之后再以更高的造斜率增斜，实现地质入靶。所以，分支井眼的造斜率和与主眼防碰是设计的难点［3］。

在实际的分支井眼设计中，从开窗后开始钻进的几个单根的轨迹走向十分关键，因为主眼2 596 m以后此时主要是造斜，井斜每根增1至1.5°，方位每根降1°左右。所以在分支井眼的设计中，侧钻后每根井斜增0.5°，方位变化0.5°，然后5个单根以后，井斜增1°左右，方位变化1.5至2°左右。侧钻后轨迹设计参考见表2。

表2　AZNN-022井分支井眼开窗后部分设计轨迹数据

这样从设计上导致开窗后几个单根垂深走的快，而方位变化慢导致向西走的多，而往南走的少，逐渐地就从主眼的右后方越走越远［4］。设计投影见图1和图2。

图1　 AZNN-022分支井眼设计垂直投影图

图2　 AZNN-022分支井眼设计水平投影图

2　分支井眼轨迹控制问题与措施

2.1 分支井眼轨迹控制难点分析

首先，全程使用LWD仪器跟踪轨迹，测斜盲区长达18 m，轨迹控制和预测的难度大。其次，导斜器坐封以后，导斜面方向有误差，开窗出去后位置不确定造成轨迹施工困难，与主井眼相碰风险大。再有，目的层Sarvak3南高北低，东西方向上地层有倾角，导致靶区垂深设计存在误差。实钻中如果LWD测井曲线结合地质录井捞砂，判断没有油气显示，就要根据地质要求更改轨迹设计，导致最后几个单根曲率很高，滑动钻进困难。最后，涉及到套管开窗，造斜段和水平段均为Ø152 mm井眼，所以裸眼段施工井段比普通水平井长［5］。AZNN-022井分支井段长达1 600 m，水平段钻进后期，摩阻扭矩很大，无论是滑动钻进还是复合钻进，都存在卡钻和断钻具的风险。

2.2 分支井眼轨迹控制措施

2.2.1 井眼轨迹精确控制和预测技术 是井眼轨迹控制的核心。由于LWD仪器的盲区长，一是依靠当前测得的井斜方位工具面数据，关键井段加密测斜，与设计轨道进行对比。二是结合钻进时的钻井参数和施工记录，对井底的井斜方位进行预测。三是利用LWD测得的伽马和电阻率数据，与主井眼和导眼进行地层资料对比，可以获得当前钻头准确的位置信息［6］。进入sarvak3目的层之前有1个laffan标志地层，及时地与地质监督进行沟通，提前把垂深和井斜调整到中靶的地质要求，同时参考主眼及临井的资料，利用地层自然造斜规律，尽量沿着油层走向复合钻进，提高了轨迹的控制精度。

2.2.2 井眼轨迹防碰扫描技术 开窗侧钻成功后，一是严格控制实钻轨迹符合设计；二是将分支井眼轨迹与主井眼进行防碰扫描，认清井眼的走向和制定下步施工方案；三是在钻台上监视钻井参数的变化，最大限度地保证与主井眼的安全分离。施工中开窗后测斜发现实际井斜比设计的低，方位略低。考虑到主眼此时施工主要是造斜，井斜每根增1°至1.5°，方位每根降1°左右。为从方向上避开主眼，施工中没有急于增斜，仍然按照设计每根增0.5°，而方位0.5°变化，一直到分支井眼与主井眼逐渐安全分离［7］。分支井眼部分实钻数据见表3。

表3　分支井眼部分实钻数据

2.2.3 钻具组合优化和摩阻水力分析技术 考虑到造斜段水平段轨迹特点，采取了不同的钻具组合。造斜段施工中，采用倒装钻具组合来给钻头加压，提高钻进速度。水平段的施工中，采用稳斜钻具组合如下：Ø152.4 mmPDC钻头+Ø120 mm可调螺杆（1.25°）×5.62 m+Ø120 mm浮阀接头×0.51 m+Ø120 mm球形扶正器×1.06 m+Ø120 mmLWD×6.95 m +1根Ø120 mm无磁钻铤×9.19m+6根Ø88.9 mm加重钻杆+Ø120 mm机械震击器+2根Ø88.9 mm加重钻杆+168根Ø88.9 mm钻杆+36根Ø88.9 mm加重钻杆+33根Ø88.9 mm钻杆+变扣（311×410）+Ø127 mm钻杆。采用该钻具组合大幅度地提高了复合钻进的比例，机械钻速达到3.5 m/h。分支井眼裸眼段长，施工摩阻和扭矩大于普通水平井，利用软件进行摩阻水力分析，通过输入钻具组合、井身结构、井眼轨迹，不断进行优化和分析，找到合适的钻井参数和水力参数来指导钻进。定向前充分划眼和循环，优先选择钻时快的地方定进，适当加入润滑剂，降低摩阻，提高机械钻速。根据钻井实际不定期进行短起下钻和循环，坚持使用除砂器和离心机，去除有害固相，优化钻井液性能，保证有效携带岩屑。根据摩阻水力分析技术和措施，AZNN-022分支井眼造斜段和水平段有效降低了摩阻，清除了岩屑床，确保了该井未发生任何事故。

3　结论

（1）双分支井分支井眼的轨道设计是关键，根据实际情况优选开窗侧钻点，做好理论上的最优化设计，使得分支井眼与主井眼的安全分离。

（2）双分支井分支井眼的施工，轨迹精确控制和预测技术是核心，只有保证实钻井眼轨迹严格符合设计，才能最大限度地保证井下安全。

参考文献：

［1］ 姜伟. 单筒双井钻井技术在渤海油田的应用［J］. 石油钻采工艺， 2000， 22（1）： 9-13.

［2］ 李凡，赵少伟，张海等. 单筒双井表层套管预斜技术及其在绥中36-1 油田的应用［J］. 石油钻采工艺， 2012，34（S0）： 12-15.

［3］ 王宇.辽河古潜山欠平衡钻井技术的应用［J］.特种油气藏，2004，11（11）：61-62.

［4］ 王万庆， 田逢军. 长庆马岭油田水平井钻井防碰绕障技术［J］. 石油钻采工艺， 2009， 31（2）： 35-38.

［5］ 孙晓飞， 韩雪银， 和鹏飞， 丁晓洁. 防碰技术在金县1-1-A 平台的应用［J］. 石油钻采工艺， 2013，35（3）：48-50.

［6］ 狄福春，等.提高薄油层水平井油层钻遇率的技术研究［J］.石油钻探技术，2008，36（2）：27.

［7］ 杨晓峰，杜晶晶.井眼轨迹连续控制钻井技术研究与应用 ［J］ . 石油钻采工艺， 2012，34（1）： 10-13.

（修改稿收到日期 2015-08-07）

〔编辑 薛改珍〕

Well path design and control of the first
double branch well AZNN-022 in Iran North Azadegan Oilfield

YANG Xiaofeng
（CNPC Great Wall Drilling Corp, Panjin 124010, China）

Abstract:Iran north Azadegan Oilfield entered integrated development stage in 2011, and a number of horizontal wells have been drilled targeted at Savark 3. The average depth of the drilled horizontal wells is over 4 000 m, and average drilling period was over 3 months. In order to improve oil recovery of single wells and shorten drilling period, the first double branch well AZNN-022 was planned. The final zone of the holes of this branch well is different from the target of the main hole, and its horizontal offset is short, its curvature is designed as high and it is difficult to prevent collision during drilling. This paper successfully addressed the above difficulty by optimizing the window cutting location, optimized trajectory design, accurate control of the trajectory, and anti-collision scan. The branch holes were successfully drilled and downhole safety was realized. This is of great guidance significance to subsequent drilling of double branch wells and sidetracking drilling in the deviated hole.

Key words:trajectory control; anti-collision scan; drilling tool assembly; geosteering; drag hydraulic analysis

作者简介：杨晓峰，1983年生。2006年毕业于大庆石油学院测控技术与仪器专业，现主要从事国内外各种MWD、LWD和钻井新技术的现场应用和技术推广工作。电话：13604274096。E-maill：yangxiaofeng2009@126.com。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.007

文章编号：1000 – 7393（2015）05 – 0026 – 04

文献标识码：B

中图分类号：TE243