针对致密油水平井井眼轨迹控制难点分析及对策研究

陈东阳

摘要：致密油位于生油层系致密储层，不存在大规模长距离运移构成石油聚集。与生油层紧密相邻或共生呈大面积连续分布的石油资源，致密油覆压机制渗透率平均在0.1mD-0.2mD。致密油层存储位置相对较深，并且油层薄厚分布不均并且变化幅度大，使用常规的钻井技术开采致密油具有较大的入窗难度，同时存在井眼轨迹不光滑、局部造斜段全角变化率偏大等情况。常规钻井技术进入致密油长水平段以后容易导致钻具螺旋屈曲，由此造成钻具发生自锁、托压、定向困难，导致钻井速度与效率得不到本质提升。

为了提升致密油开采效率，需要对井身结构、井眼轨迹进行全面优化，同时结合造斜段、水平段选择使用不同的钻具组合与近钻头地质导向工具，从而根本上提升致密油水平井延伸长度与钻进速度。

关键词：致密油;水平井;井眼轨迹;钻具

引言

随着常规油的减产趋势加剧，现阶段对于致密油开采的力度不断加大。通常致密油田处于地质恶劣的环境，除层平面分布极为不稳定，并且物性度普遍偏差孔隙度≤10%，覆压机制渗透率平均在0.1mD-0.2mD，平均渗透率0.001-1mD，长水平段水平井与大规模压裂成为开采致密油的唯一方式。

使用常规钻井技术开采致密油入窗难度大、井眼轨迹粗糙、局部造斜段全角变化率大，导致钻具进入到长水平段以后容易因为螺旋曲度导致钻具自锁、托压、定向困难。

为了提升致密油开采效率，需要完善水平井井眼轨迹、井身结构控制，近钻头地质导向工具等技术可以有效提升致密油水平井延伸长度与钻进速度，从根本上降低致密油水平段复杂度。

1.控制难点

致密油埋藏位置深，同时储层物性差，长水平段水平井施工存在一系列难点：

1.1井眼轨迹控制难度大

致密油储层深度通常达到1800-2000m，水平段长度≥1000m，水平度：垂直度≈1：2。致密油埋深变化幅度大，且储层厚度不均匀，油层钻遇率提升难度大。斜井80°使用五段制井眼轨迹会存在局部稳斜段，并且目的层的提前会导致下部造斜段调整幅度过大，从而造成全角变化率偏大，致使频繁调整井眼轨迹，加大控制难度。

1.2井眼轨迹粗糙

井眼轨迹水平段长度大，局部全角变化率偏大，导致实际钻进过程中许多钻具与下井壁紧贴，无论是起钻、下钻都具有相对较大的摩擦阻力。结合实践经验表明，对于>1000m的水平段，后续的起钻、下钻摩擦阻力≥30t。

1.3井壁难稳定

个别致密油层与矿层交汇，对于这部分致密油的开采需要在钻进时穿过矿区，不过矿层地质遇水极易水化分散，容易出现井壁剥落、掉块、坍塌现象。与此同时长水平段井具有相对更长的施工周期，在长期的浸泡时间下，因为矿层坍塌容易造成致密油层井壁失稳。[1]

1.4井眼难以清洁

致密油水平井井眼局部存在全角变化率大的情况，如果出现井壁剥落、坍塌就导致井眼尺寸过大。因为水平井井眼轨迹水平段长，所以掉落的岩屑更容易停留在水平段，从而使钻具与井壁的摩擦阻力进一步增加。使用的泵如果排量、压力过小难以清除岩屑，排量、压力过大又会使井壁失稳的情况加重。

1.5钻压传递困难

水平井井眼轨迹的长度相对较长，且水平段控制点相对较多，由此导致井眼轨迹相对复杂，致使在后期的钻井作业过程中造斜段-直井段钻具极易发生螺旋屈曲，使直井段侧应力增加，分散力上部钻具传递下来的力，这些力大部分作用在井壁上，导致钻压无法有效传递，钻具自锁，水平段无法有效延伸钻进。

2.水平井井眼轨迹控制措施

2.1转盘钻为主的水平井井眼轨迹

水平井眼轨迹转盘钻具有高度的安全性，首先可以有效确保施工人员的人身安全，不过需要消耗大量的经济成本。为了最大限度上减少经济成本，需要将原本的双层套管转盘钻井身结构进行简化，即将单一增斜井段改用为单一的经验尺寸。

为了确保铅直避免偏斜，通常使用高压直喷技术或专业防斜打直技术，即在每一段发生偏移之前会存在一个水平井段与一个被标记的造斜点，在造斜点之前依照相关规定在允许范围内进行水平打直，由此确保井段质量。[2]

使用专业的防斜打直工具最大限度上将倾斜度控制在合理范围内，动力钻、弯接头、弯套动力钻具均是常用的防斜打直工具，在规定角度（10-15°）范围内改用转盘钻进，以此来最大限度上确保造斜段相关系数的稳定性。

对增斜率进行设计时建议结合实际情况选择合适的钻具组合，并且提前对相应的井段参数进行设计，确保实际钻井数据与计算设计数值尽量接近。

2.2转盘钻增斜井段井眼轨迹控制

转盘钻增斜井段井眼轨迹控制可以完成普通定向井所无法完成的工作，二者在标准的情况下，钻井效果几乎一致，不过在长半径水平井钻进，甚至长半径水平井增斜井段的斜度≥70时使用普通定向井就无法达到预期要求。

结合实际情况，以转盘钻为主选择合适的钻具组合可以有效提升钻进效率。这一过程中要求各岗位人员实现密切配合，确保井下频繁发生的参数变化对钻具组合进行及时调整，并且这也是致密油水平井井眼轨迹的控制难点。

3.水平井井眼轨道控制方案

3.1造斜能力分析与井眼轨迹预测

确定合适的钻具组合以后，结合实际的钻具组合受力情况对钻具组合的造斜能力进行分析，随后结合实际造斜率计算数据明确钻头位置，确保钻遇层位精确性。实际钻进过程中结合造斜率方程对导向工具的刚性、变形条件下的通过能力进行全面分析。[3]实钻螺杆角度需要大于设计角度1.5倍，以此追求大限度上适应钻井需求，防止因为频繁更换螺杆带来不必要的麻烦。

实际钻进过程中钻头与随钻进测量仪二者之间依然存在一定距离，对井眼轨迹进行预测对于明确实际底层位置有所帮助。不过预测井眼轨迹是一项复杂的工作，预测过程中需要结合钻具组合、地质特点、钻井参数等多方面进行，截至目前为止自然参数法构建模型对井眼轨迹进行预测并结合实际情况进行适当修正是较为常用的方法。

3.2直井纠斜打直

深层水平井造斜点位置较深，为了确保后续施工的正常进行，需要控制直井段较小的井斜角与水平位移。[4]在选择合适的钻具组合、钻井参数基础上，对单点进行预测进而得到实际井眼轨迹。

3.3钻具组合

结合致密油钻进平均数据，最终确定一套实用度较高的钻具组合：

造斜段：5刀翼PDC钻头代替牙轮钻头，钻具组合：⌀215.9mmPDC 钻头+⌀172mm单弯螺杆（1.5°）+⌀172mm浮阀+⌀172mmLWD+⌀165mm无磁钻铤×1 根+⌀165mm螺旋钻铤根+⌀127mm 加重钻杆×6 根+⌀127mm 钻杆×45 根+⌀127mm 加重钻杆×24 根+⌀127mm 钻杆。

结 论

通过明确合适的钻具组合、明确致密油水平井的实际情况实现对井眼轨迹的有效控制是提升致密油水平井井眼轨迹效果的关键。在正式钻进之前需要对井眼轨迹情况进行预测，将转盘钻作为钻具组合的主要部分，确保水平井井眼轨迹数据与计算设计数据相匹配。

参考文献

[1]张政.Y142-FP1井井眼轨迹控制实践与认识[J].西部探矿工程，2021，33（06）：83-84+91.

[2]郭盛堂，孟祥波，陈嘉玉.Y142-FP6井井眼轨迹控制技术[J].石油和化工设备，2020，23（12）：123-125.

[3]刘桂君.杭锦旗区块水平井井眼軌迹控制技术[J].西部探矿工程，2020，32（06）：43-46+51.

[4]操延辉，余露，孙意博.勘探水平井地质导向难点及对策分析[J].石油地质与工程，2020，34（03）：92-94.