大港油田大位移井井眼轨迹控制技术

刘恩山

摘要：本文分析了大港油田大位移水平井钻井技术难点，论述了实施中的井眼轨迹设计技术，导向马达结合PDC钻井技术、稳定器预测、最大安全钻压控制技术等。结合现场实践经验，利用软件的分析技术，论述了常规导淘技术钻大位移井的可行性，为大位移井钻井积累了宝贵经验。

关键词：大港油田;大位移井;井眼轨迹控制

前言

大港油田平台大位移井由于剖面轨道设计及防碰预斜需要一般在100—200m左右，上部疏松地层不适合刚性强旋转导向设备的造斜施工。由于上部井眼扩大及井眼支撑能力弱，影响常规旋转导向增斜侧向力，无法保证一个正常的造斜率，影响整个井眼剖面的符合率，导致大井眼的控制失败。通过经验总结，大港油田通常在3300m左右上部采用常规导向组合控制轨迹，而在下部弯曲井眼无法滑动作业时采用旋转导向作业取得了较好的效果。

1大位移井眼轨迹控制难点

1.1地层因素

以大港油田埕海地区为例，部分浅层的大位移并靶点垂深埋深为明化馆陶组1050-1550m左右，埕海二区深层沙河街地层目标靶点埋深2600一2800m，上部明化馆陶地层较软岩性胶结为泥质含量为1-15%，地层渗透率较高油层超过1000md属于高渗透地层。平均空隙度超过35%。由于上部地层浅造浆力强加之大排量冲蚀，井眼扩大严重，实钻施工中地层支撑力不足因素会降低单弯钻具的侧向力，使上部地层软单弯接钻头稳定器发挥不出杠杆增斜效果，造成上部井段定向造斜造困难。

1.2设计因素

大位移井施工井设计造斜率相对国外标准井高，大位移稳斜井段长，采用双增剖面大位移井段控制时钻压传递困难。同时由于双增剖面第一次增斜井斜选择为40-60之间此井段易发生岩屑起下钻时雪蹦，及在大井眼钻井中大斜度钻井中排量不足岩屑固相往往超过7%容易在井眼下井壁沉积，造成托压、磨阻力增大、卡钻等复杂情况，更增加了轨迹控制中的钻压传递难度。针对以上问题，现场采取了分井段优化施工工艺措施上部采用滑动控制，下部弯曲井眼采用旋转导向施工，实现了钻压有效传递，保证了轨迹控制质量也控制钻井成本。

1.3弯曲因素

通常大位移井水垂比超过2，并且9-5/8”技套井眼下入较深的位置，确保下开井眼在上层套管保护下钻的更远。在大井眼中由于5-1/2钻杆与井眼之间的间隙大超过了井眼与接头差为129mm而手册上要求小于101mm，造成滑动加压时钻具与井眼的接触面积大摩阻相对大，由于其空间面积大，钻杆接头得不到井眼的支撑，钻具易产生弯曲造成大井眼划动困难。工具面不稳，实际施工中旌工人员耐心不足而加压300-500KN超过钻具螺旋弯曲值，而旋转导向钻进中加压靠经验加小了进尺缓慢，加大了钻柱产生弯曲直接导致钻具疲劳事故。

2轨迹控制的对策

大港油田部分大位移井的上部井眼为17-1/2”及12-1/4”井眼由于刚性、地层原因不适合旋转导向施工而由渤海钻探定向井技术分公司采用常规带地质导向的LWD进行施工，通过使用国内生产的单弯矩弯矩马达产生较高侧向力特点，保证了上部疏松的平原、明化地层安全造斜，杜决了由于上部采用不合理的旋转造斜工具，无法依设计剖面线施工，而造成频繁起钻，下入大角度的造斜工具增大造斜率，使下部井眼轨迹起伏加大，造成大位移段剖面无法向前钻进延伸直接影响套管串的安伞的下入。

大位移井眼控制核心是狗腿角的控制及剖面符曲折度的合理控制。它包括井斜、方位的空间扭转度变化，直接影响～口井最终质量。实钻中严格滑动及转动的频率及时测斜，可产生平滑的小曲折度井眼降低井下事故减少钻具扭矩，并有利于减少滑动钻井中托压。利于马达及PDC钻头小钻压施工。

目前大港油田大位移井、定向井设计通常选择2.4°/30m～3°/30m的增斜率，由于国内大位移井设计剖面设计造斜率较高，造成滑动钻井困难。而采用国外旋转导向虽能解决钻具滑动弯曲问题，但由于此类钻具刚性强长达系统总长35～50m、稳定器扶正块长，易阻、卡。实钻证明对于311mm井眼旋转导向钻具往往难以通过超过4°/30m井眼直接导致此类钻具倒划眼，卡钻事故频繁，而采用常规导向组合由于下部刚性长度只有20m左右易通过造斜率高的曲率井眼，另外采用合理的欠稳定器可以通过钻压的改变可实现导向增降斜目标取得了一定效果，所以我油田上部地层造斜普遍采用此工具。

2.1选择小角度单弯马达造斜

由于大位移井设计目标垂相对深较浅，上部井眼造斜首先保证单弯马达能发挥正常的造斜率并且能呈受高达120～150mm顶驱钻速的需要，超过1.5°弯角的马达厂家不允许高转速，而常规1.25小角度马达在直斜段初期造斜率低较难达设计2～3°/30m要求。通过上部井眼的实钻分析发现短弯距及离近钻头稳定器螺杆钻具，保证在相同的马达角度及本体稳定器尺寸的情况下它们分别比正常产品距钻头的距离缩短0.4m及0.2m左右，获得一个相对高的造斜能力。

2.2选择与地层匹配定向PDC钻头

PDC钻头在砂泥岩地层机械钻速高、钻头工作寿命长、耐高温能力强于牙轮钻头，更适合定向井、水平井施工。在如何提高PDC钻头性能指标，优选PDC钻头设计开展了工作。随着机算机技术的成功应用，低速高功率的马达应用，PDC钻头显示出它的的优势。

定向井技术不断的发展，造斜钻头从平底、直刀冀外型、转换成短保径（增加侧向力）、螺旋刀冀（防反转）、适合定向的PDC钻头不断推出。最新方向盘式定向钻头的应用，解决了在硬地层超深井眼，工具面的控制问题，提高了滑动效率。通过对内、外锥的锥面高度及弧度长短，牙齿俯角及侧角度设计，及切屑齿材料更新及计算机力平衡排列、高效的泄流槽设计，彻底解决了定向造斜低效率的问题，根据上述原则接合上部东营以上地层特点滑动采用19mm牙齿五刀翼旋短保径的GPl9455EX取得较好效果。2.3优化稳定器尺寸

通过对大位移井一开、二开定向资料总结埕海444.5mm井眼一般钻至1200-1300m左右，311mm钻至3200-3400m上部地层为明化镇，针对大井眼降斜钟摆效应，分析总结出马达后面不下入稳定器，使钻具组合只是马达本体稳定器的單稳定器结构，有利于提高单弯马达实钻增斜，另外可以在稳斜旋转钻井时保持井斜稳定。对于311mm井眼明化镇、东营地层下入 284—267m稳定器由于泥岩吸水膨胀剥落井径较大超过6%，马达本体稳定器无法发挥正常杠 杆作用，虽然第二个稳定器尺寸较小但依然降斜。考虑钻具安全及防疲劳、振动对NWD及LWD不利影响，下入小尺寸第二个稳定器。

2.4采用5-1/2钻杆保证大位移井高扭矩作业

成功钻成一口大位移井，钻柱设计必须满足钻柱抗拉强度及高抗扭要求。由于大位移井普遍采用下入深技套，采用5-1/2”G105钻杆可高抗扭又增大钻杆内径降低循环泵压，保证大排量对井眼的清洁。

2.5严控制狗腿角防止侧向力超标造成钻井事故

定向井钻具事故主要发生在马达、无磁钻铤与加重钻杆之间的过渡带。上部井眼的狗腿度超标，导致高侧向力大于2000磅井段较长，因不同刚性钻具在旋转钻进中不同的角速度产生不同频率的侧向抖动;而高狗腿产生更强的横向振动;过渡带不同速度扭转应力的相互作用产生横向扭屈及震动导致钻具疲劳，丝扣脱落钻具落井。

因此最大可能控制井眼第一增斜段的狗腿角小于3°/30m，是成功钻大位移井的关键。而侧向力大小近似等于某点钻具正拉力与此点全角变化率正弦函数的乘积值，即造斜点越浅，下部钻杆的拉力越大，狗腿度越高侧向力值也高。

2.6优化钻井参数、钻具纽合保证下部钻具安全

大位移井旋转钻压应根据增斜段单位造斜允许的受压值及稳斜段单位钻具垂直分量值进行计算，而直井段钻具只能受拉不受压的原则，设计转盘钻井最大钻压量，保证钻杆在不产生弯曲的情况下安全钻进。

中国石油大港油田分公司第五采油厂 天津 300280