冀中南部地区多靶大位移井轨迹控制技术

屈向军

摘要：随着冀中南部地区大井斜、大位移、多靶点井的逐步增多，为解决钻井过程中存在托压，滑动钻进慢、井下易复杂，钻井周期长等问题。分析了地层规律，优化钻具组合、优选钻井参数及优化井身轨迹，总结一套较适合该地区的双靶点常规定向井的井眼轨迹控制技术的施工模式。

关键词：大位移；轨迹优化设计；简化钻具；

华北油田目前大多数区块进入开发后期，冀中南部地区由于地面条件限制和采油工艺的需求，采用多靶点定向井代替两口或多口单靶点直井井网分层系滚动开发。既避免了单靶直井发现油气层几率低，容易导致钻探落空，实施风险较大的危险，又节约钻井投资，提高了经济效益和社会效益。但钻井过程中存在托压现象明显，滑动钻进慢、井下易复杂，钻井周期长等难题。通过施工井总结一套较适合该地区的双靶点常规定向井的井眼轨迹控制技术的施工模式。

1 地层特点

上部地层以平原组、明化镇组为主，岩性疏松，胶结性差，可钻性好。馆陶组底砾岩厚度一般为30-70米为杂色砾岩，岩性较硬，对钻头损坏程度较大。东营组、沙河街组主要以泥岩、砂岩为主，胶结较好，为中硬地层，可钻性较好。个别区块存在油页岩，井斜易突降。沙河街组存在井漏、垮塌等复杂风险。

2 多靶点定向井施工难点

该地区多靶点定向井控制过程一般具有以下几方面的技术难点。

（1）直井段井眼轨迹质量高。造斜点一般不超过2500m，直井段0～1000m，井斜角要求不大于2°，全角变化率小于1.2°/30m；1000～2000m，井斜角要求不大于3°，全角变化率小于1.5°/30m；

（2）井眼轨迹控制难度大。滑动钻进、稳斜段长，由于该地区断块多的容易引起方位漂移，要做到不扭方位稳斜中靶，避免井深后扭方位带来井下的不安全，就得使实钻井眼轨迹控制得与设计轨迹基本吻合；另一方面，定向造斜井段要严格控制造斜率，确保造斜率小于4°/30m。

（3）斜井段长，井斜角大，摩阻较大，托压问题突出，不易调整井眼轨道的井斜和方位。一般当井斜增到20°后会出现托压现象，随着井斜的增大，井深的加深，滑动钻进托压越来越严重，当井斜大于40°的井段携砂更困难，容易形成“岩屑床”，从而导致传压更困难。

（4）井斜大于40°后钻具不能居中，同时加上岩屑的垂沉作用，造成岩屑上返困难，尤其是定向施工钻具不转动时，携砂难度更大。钻井液的携砂不好，井眼不干净，容易使下井壁形成岩屑床。

（5）沙河街组砂层孔隙发育，易发生井漏，预防难度大，而该地层如发生严重漏失，会给施工带来很大危害。

3 关键施工技术措施

3.1井眼轨迹优化设计和控制技术

目前一般采用简单的三段制或四段制井身剖面。在设计井眼轨迹时应该注意的问题是：造斜率不宜过高，完钻井深越深，位移越大，设计造斜率应该越低。大位移深井造斜率一般在2-3º/30m。较高的造斜率可以降低最大井斜角，有益于井眼清洁，但摩阻和扭矩会明显增大，而摩阻和扭矩是制约大位移井的关键因素。摩阻和扭矩的增加将严重影响后期的施工。

3.2 合理的钻具组合设计

3.2.1直井段钻具组合

由于丛式井防碰和钻进提速需要，二开直井段直接下入φ215.9mm钻头+φ172mm单弯螺杆+φ165mm无磁钻铤×1根+MWD短节+φ165mm无磁钻铤×1根+φ127mm加重钻杆+φ127mm钻杆的导向钻具结构。此钻具的优点在于可以根据防碰需要和井身质量要求及时调整，减少起下钻次数，提高钻井速度。

3.2.2定向段、稳斜段钻具组合

选择钻具组合时，力争通过改变欠尺寸稳定器尺寸和钻进参数，实现快速钻进的目的。综合考虑，现场采用1.25°双扶螺杆钻具组合，采用206-208mm上扶正器和近钻头210-212mm扶正器。全井全角变化率控制在2-3°/30m，井眼曲率圆滑，避免过大的井眼曲率给起下钻、电测、下套管等工作带来困难。

3.3钻头的优选和使用

华北冀中地区一般在馆陶底沙砾岩以上地层选用四刀翼的PDC钻头型号，东营组、沙河街地层优选五刀翼的PDC钻头型号，该地区馆陶底部一般都有砾岩，对有砾岩的地层使用牙轮钻头。

3.4降摩阻减扭矩措施

1、控制全角变化率均匀，降低钻具与井壁之间的摩阻。

2、调整好钻井液性能，及时补充润滑剂。控制失水，降低泥饼厚度。

3、改变钻具结构，减小钻具与井壁的接触面积。减少使用钻铤或不使用钻铤，而改用加重钻杆代替。

4、井深大于2800m，下入水力振荡器，可较好的解决托压问题，从而提高滑动钻进速度。

5、使用岩屑床破坏器，在下部钻具每隔150-200m加入一个，钻进中可有效的避免岩屑床的形成。

4 应用实例

路70-30X是一口四段制双增剖面的双靶点定向井，该井设计设计井斜深4336.10m，垂深3375.00m，井底水平位移2085.20，最大井斜58.89°，闭合方位101.02°。

4.3 实钻井眼轨迹技术

4.3.1 第一趟钻（601-2750m）

采用一趟钻完成直井段和双增定向段，尽量保持井眼轨迹的平滑。

钻具组合：215.9mm钻头+172mm1.25°螺杆（下扶212mm）+浮阀+螺杆扶正器（上扶208mm）+165mm无磁钻铤+172mmMWD短节+172mm无磁配合接头+165mm无磁钻铤+165mm配合接头+127mm加重钻+165mm配合接头+127mmDp

4.3.1第二趟钻（2750-3826m）

2700m后调整井斜比较困难，下入水力振荡器，降低滑动钻进出现“托压”现象

钻具组合：215.9mm钻头+172mm1.25°螺杆（下扶212mm）+螺杆扶正器（上扶208mm）+浮阀+165mm无磁钻铤+172mmMWD短节+172mm无磁配合接头+165mm无磁钻铤+165mm配合接头+127mm加重钻杆+随钻震击器+127mm加重钻杆+岩屑床破坏器+165mm配合接头+127mmDp（水力振荡器）+127mmDp

4.3.1第三趟钻（3826-4353m）

钻进至井深3826 m（垂深3090.73m，钻进断层13.34m）发生漏失，强行起钻过程中，井壁失稳造成卡钻。井队采取震击和浸泡解卡剂的方法解决卡钻。后续施工采用降斜段使用小钟摆钻具组合钻至4353m完钻。

钻具组合：215.9mm钻头+双母接头+浮阀+165mm托盘接头+165mm无磁鉆铤+扶正器（210mm）+165mm螺旋钻铤+165mm配合接头+127mm加重钻杆+随钻震击器+127mm加重钻杆+165mm配合接头+127mmDp

5 结论与建议

（1）、直井段严格控制，避免产生较大的位移，是井身轨迹的控制基础。在定向施工前要根据直井段的实际轨迹数据和地层变化规律做好待钻设计，预留好调整段。

（2）、科学的选取钻具组合，简化钻具刚性，减少钻铤数量，增加加重钻杆数量。选用良好钻井液体系，加足润滑剂，认真执行井眼净化措施，可减少摩阻及扭矩，防止井下事故的发生。

（3）、水力振荡器和岩屑床破坏器工具可以起到良好的作用，保证了井眼清洁，提高了钻井速度。

参考文献：

[1] 刘希胜，钻井工艺原理.石油钻采工艺，1984

[2] 苏义脑 窦修荣。大位移井钻井概况、工艺难点和对工具仪器的要求。石油钻采工艺.2003.01