减小北特鲁瓦油田大井眼水平井定向施工难度的探讨

王永统

摘要：针对哈萨克斯坦北特鲁瓦油田一体化水平井定向作业二开施工中的困难，在对H7605和H7607两口井施工过程分析后得出几点认识和结论，为后续一体化水平井大井眼定向施工提供些帮助。

关键词：定向钻井、造斜率、大井眼、单弯螺杆

北特鲁瓦油田油层薄，一般3-5米，最后10-15米，目前已开发进入中晚期，地层压力衰减严重，甲方为稳定产能，提高经济效益，针對性布置了一些数量的地质导向一体化水平井来完善井网开发来拟补产能产能下滑;一体化水平井大井眼定向作业特别是后期井斜大于45°后显得尤为困难，经常遇到定向钻进拖压严重、定向钻进无进尺;上提下放钻具挂卡严重、摩阻大;同时遇到通过上提和转盘同时工作来解除井下粘卡的复杂情况，大大增加了井下故障的概率。因此如何解决大井眼定向困难，如何提高造斜率是我们必须面对和立足现场实际情况要攻克的难题。

大井眼定向钻进一般在一开393mm或二开作业311.2mm井眼中进行作业，将面临井眼地质条件差，砂岩、泥岩、灰岩夹层较多，地层容易脱落和坍塌;前期定向作业泥浆性能性稳定性差，失水比较大、含油率较低，后期由于泥浆进一步调整性能趋于稳定，但由于井深加深，地层压力、岩性变化比较大泥浆比重相应调整也比较大，潜在的井下风险相对较大。

北特鲁瓦H7605井在311.2mm井眼的施工中从定向开始到达到预计设计目标用了16趟钻，其中主要原因有：

1、因为PDC钻头胎体长、刚性强、扭矩大不易吃入地层导致造斜率低更换牙轮钻头来定向钻进;

2、因为预留井段有限，造斜率低无法达到设计要求需要更换螺杆或调整螺杆度数来完成计划;

3、因为摩阻大调整简化钻具结构用来降低钻具的刚性和摩阻系数。

很多时候几种原因同时存在，需要现场技术人员认真分析、做出正确判断，采取针对性措施，才能达到预期的目标。比如我们在H7607井定向钻进至3334.98m，井斜71.89°，方位30.7°，继续定向钻进至3340m，测斜井斜71.89°，方位30.7°井斜未增长。钻进过程中每30分钟活动一次钻具，上提有挂卡，每次都需要开动转盘解卡。采取起钻更换1.5度螺杆与无磁加重钻杆的措施以提高造斜率和降低摩阻。更换钻具下钻后，钻进至3356.49m，期间测斜发现井斜达到设计要求。H7605井整个主眼钻进过程，进尺缓慢，初期由于使用PDC钻头定向，工具面不稳导致曲率低，使用1.75°螺杆增斜至轨迹正常。后下入1.5°螺杆钻进至3258m进入灰岩，进入灰岩后钻进更加困难，起下钻经常划眼（主要是3240m-3290m），定向钻进每3-10分钟活动一次钻具，由于裸眼段长，井下情况复杂发生过两次卡钻，均泡酸解卡;克服种种困难最终完钻井深3460m，井斜82.5°、方位18.8°完成工作计划。具体情况如下：

结论：

总结和吸取H7605井的经验与教训，在接下来的H7607井的仅用9趟钻就达到了预期目的，随着不断地总结和完善下一步将在现场进一步的推广使用优化的钻具结构和做法。

钻头+单弯螺杆+无磁钻铤+加重钻杆+钻杆。此钻具组合主要用于造斜井段，采用滑动钻进方式时为定向造斜，采用复合导向钻进方式时为微增斜，使用效果较好。

减少钻铤的使用，在滑动钻进时，下部钻具组合减少钻铤的使用，用加重钻杆代替，以减小钻具的重量以及与井壁的接触面积，降低摩擦阻力和发生托压的风险。在钻具组合中加装水力振荡器通过轴向振动减少井下侧向振动及黏滑振动，可以有效缓解滑动钻进时的拖压问题。

（2）钻头+单弯螺杆+扶正器+无磁钻铤+加重钻杆+钻杆。此类钻具组合主要用于稳斜，H7605井稳斜井段采用此钻具组合，使用效果较好。

（3）311.2mm以上井眼定向首先牙轮钻头，其次复合钻头，不推荐使用PDC钻头。牙轮钻头适合于高钻压钻进，而高钻压有利于克服更大的摩阻，从而在定向钻井中能够减少托压的发生;而且采用较高钻压钻进时的机械钻速相对较高，可以增加钻具活动的频率，从而减小滤饼对钻具的粘吸作用;由于钻头牙轮的滚动，加压到托压消除时，钻头上的扭矩较PDC钻头小得多，所以蹩转盘、憋泵和工具面波动的概率更小。螺杆使用方面根据设计造斜率进行调整，最好选用1.25-1.75°的单弯螺杆。钻具方面：由于螺杆扭矩较大，最好用203mm无磁钻铤，整个组合中根据井斜的情况需要倒装足够数量的的钻杆用来降低斜井段的摩阻和卡钻的几率。整个钻具组合中尽可能简化结构、变扣接头和不规则的钻具。井斜大于40°以后需补充润滑剂含量，使泥浆体系含油量大于60%。

参考文献：

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[2]薄玉冰. 定向钻井中托压机理分析及对策探讨. 石油钻探技术， 2017， 45（1）： 27-32.

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