華慶地區(qū)侏羅系油井水平井鉆井軌跡控制技術(shù)

周文兵，陳煉軍 李國(guó)宏 段成才，劉立鵬 周 禮 張 亞

(中石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，陜西 西安 710018) (中石油長(zhǎng)慶油田分公司工程技術(shù)管理部，陜西 西安 710018) (中石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，陜西 西安 710018) (中石油川慶鉆探工程有限公司川東鉆探公司，重慶 400021) (湖北江漢石油技術(shù)有限公司，湖北 荊州 434000)

華慶地區(qū)侏羅系油井水平井鉆井軌跡控制技術(shù)

周文兵，陳煉軍 李國(guó)宏 段成才，劉立鵬 周 禮 張 亞

(中石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，陜西 西安 710018) (中石油長(zhǎng)慶油田分公司工程技術(shù)管理部，陜西 西安 710018) (中石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，陜西 西安 710018) (中石油川慶鉆探工程有限公司川東鉆探公司，重慶 400021) (湖北江漢石油技術(shù)有限公司，湖北 荊州 434000)

以2011年實(shí)施的白246井區(qū)6口水平井為例，通過優(yōu)化軌跡剖面、加強(qiáng)軌跡控制、改變鉆頭尺寸解決托壓?jiǎn)栴}、使用雙扶鉆具提高儲(chǔ)層鉆遇率等技術(shù)措施，提出了華慶地區(qū)侏羅系油井水平井鉆井軌跡控制的建議，對(duì)今后該地區(qū)水平井的鉆井提速具有借鑒和參考意義。

白246井區(qū);侏羅系油井；水平井;軌跡控制

華慶地區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西南部，區(qū)域構(gòu)造為平緩的西傾單斜，局部構(gòu)造呈北東～南西走向。2011年華慶地區(qū)白246井區(qū)部署實(shí)施了6口延10油藏水平井，分別為懷平1井、懷平2井、懷平4井、懷平5井、懷平6井、懷平7井，實(shí)施基本情況見表1。

表1 2011年白246井區(qū)油井水平井實(shí)施基本情況表

注：考慮水平井井網(wǎng)注采要求，懷平5井設(shè)計(jì)水平段長(zhǎng)度240m，其余井均為300m；實(shí)鉆過程中，懷平1井

靶點(diǎn)處于油層剪滅位置，水平段實(shí)施215.04m提前完鉆，其余井按設(shè)計(jì)水平段長(zhǎng)度要求完鉆。

1 制約鉆井提速的技術(shù)瓶頸

(1)洛河組底界及洛河～安定交界面易斜，直井段防斜打直是重點(diǎn)。洛河組為塊狀和粉狀交錯(cuò)砂巖，安定組為泥砂巖互層，地層壓實(shí)程度差異大，導(dǎo)致洛河組底界～安定組層位可鉆性不一，井眼易斜。

(2)井場(chǎng)周圍老井眾多，防碰繞障形勢(shì)嚴(yán)峻。白246井區(qū)2010～2011年實(shí)現(xiàn)滾動(dòng)開發(fā)，水平井井場(chǎng)周圍老井眾多，井組內(nèi)和相鄰井組間水平井與定向井、水平井與水平井井眼防碰繞障工作難度越來越大。

(3)靶前距短，斜井段后期增斜率要求高，滑動(dòng)井段多。懷平4井靶前距240.87m，第1造斜率4～5°/30m，第2造斜率達(dá)到9°/30m。為達(dá)到增斜率要求，后期滑動(dòng)井段超過70%，嚴(yán)重影響鉆時(shí)的提高。

(4)大斜度井段及水平段滑動(dòng)托壓嚴(yán)重。斜井段后期鉆頭的偏磨嚴(yán)重，導(dǎo)致鉆頭外徑與螺桿扶正器外徑相當(dāng)，滑動(dòng)鉆進(jìn)時(shí)托壓?jiǎn)栴}明顯突出。水平段由于鉆具柔性增加，在井眼呈現(xiàn)嚴(yán)重的屈曲，鉆具加壓困難，托壓?jiǎn)栴}不可避免[1]。

(5)偏移距大，三維井施工風(fēng)險(xiǎn)增大。由于水平井井場(chǎng)受地理?xiàng)l件限制，井口復(fù)測(cè)坐標(biāo)與設(shè)計(jì)坐標(biāo)存在很大差距，井口位置和水平段設(shè)計(jì)方位線不在一條直線上，產(chǎn)生偏移距，形成三維水平井。三維水平井的施工風(fēng)險(xiǎn)在于斜井段增斜的同時(shí)又要大范圍的進(jìn)行扭方位操作，軌跡控制困難，井眼軌跡差，井身質(zhì)量不高，易埋下安全隱患[2]。

(6)靶點(diǎn)調(diào)整頻繁，地質(zhì)預(yù)測(cè)滯后，入窗著陸困難。地層起伏波動(dòng)大，油層實(shí)際位置與設(shè)計(jì)及解釋結(jié)果相差較大，致使入窗時(shí)軌跡調(diào)整困難。

(7)油層薄而不均，水平段軌跡控制困難。延10油層薄且均質(zhì)性差，純油層只有4～6m，油頂為純泥巖蓋層，且底水侵蝕嚴(yán)重，油水界面不確定。水平段鉆井液攜砂能力不強(qiáng)，巖屑床逐步增厚，井斜增加快且下壓困難。

2 工藝措施及解決辦法

1)直井段加強(qiáng)軌跡控制防斜、增加靶前距及解決防碰問題 直井段采用鐘擺鉆具(BHA：?222.3mm PDC+?172mm LZ(1.25°)+431×4A10SUB+MWD-SUB+?159mm NMDC+?209mm STAB+?159mm DC6根+4A11×410SUB+?127mm HWDP)可以有效地預(yù)防洛河組底界及洛河、安定交界面易斜的情況。在測(cè)量井斜超過1.2°時(shí)，加密測(cè)斜；測(cè)量井斜超過1.4～1.5°時(shí)，不“吊打”，及時(shí)滑動(dòng)糾斜，確保了直井段的防斜快鉆。針對(duì)設(shè)計(jì)靶前距小于250m的水平井，直井段堅(jiān)持走負(fù)位移，增加靶前距，降低斜井段增斜率。對(duì)于井場(chǎng)周圍老井眾多，或進(jìn)行第二口水平井施工的情況，直井段加強(qiáng)軌跡測(cè)量和控制力度，提前做好防碰工作。懷平6井施工井場(chǎng)存在4口投入生產(chǎn)的定向井和已完鉆的懷平5井，直井段加密測(cè)斜，及時(shí)控制其軌跡走勢(shì)，避免了其與老井相碰。

2)增斜率“上低下高”的剖面設(shè)計(jì)與鉆頭的合理化應(yīng)用 二開～中測(cè)一趟鉆是2011年侏羅系油井水平井實(shí)現(xiàn)鉆井提速的目標(biāo)之一，這就要求直井段施工完成后直接定向造斜進(jìn)行斜井段鉆進(jìn)。由于?222.3mm PDC鉆頭增斜率低，加上鐘擺鉆具為穩(wěn)斜～微增鉆具結(jié)構(gòu)，在剖面設(shè)計(jì)及軌跡控制上，前期設(shè)計(jì)和采用4～5°/30m的增斜率，確保PDC順利鉆進(jìn)至中途電測(cè)。

圖1 懷平2井垂直剖面圖

中測(cè)后根據(jù)水平井靶前距長(zhǎng)短可使用牙輪鉆頭或PDC。若靶前距<250m，中測(cè)～入窗段設(shè)計(jì)和采用7～9°/30m增斜率，可采用牙輪鉆頭；靶前距≥250m，設(shè)計(jì)和采用4～7°/30m增斜率，可采用牙輪或PDC。圖1顯示了懷平2井設(shè)計(jì)剖面及實(shí)際施工剖面。增斜率“上低下高”，確保了PDC鉆頭進(jìn)尺的最大化發(fā)揮，實(shí)現(xiàn)鉆頭的合理化應(yīng)用，減少起下鉆趟數(shù)。

3) 斜井段改變鉆頭尺寸緩解托壓?jiǎn)栴} 2010年部分井及2011年前期實(shí)施的懷平2、懷平4井斜井段采用?215.9mmBit+1.25°螺桿(螺桿扶正器外徑211～213mm)的鉆具結(jié)構(gòu)。由于鉆頭外徑相對(duì)螺桿扶正器較小(部分鉆頭因質(zhì)量問題外徑甚至小于215.9mm)，加之鉆井液固相含量較高，磨阻大，滑動(dòng)過程中托壓異常嚴(yán)重，鉆時(shí)慢。

懷平7井中測(cè)后試驗(yàn)?218.0mm鉆頭，托壓?jiǎn)栴}明顯好轉(zhuǎn)[1]，懷平5、懷平6井進(jìn)一步推廣應(yīng)用，滑動(dòng)鉆時(shí)顯著提高，平均鉆時(shí)提升至10～20mim/m。不僅能實(shí)質(zhì)性地緩解滑動(dòng)過程中的托壓?jiǎn)栴}，大大增加鉆頭的有效進(jìn)尺，而且能保證較高的增斜率。

4)小井斜復(fù)合入窗減少水平段滑動(dòng)降斜比例 在原有的復(fù)合入窗技術(shù)的基礎(chǔ)上，以83～85°探延10油層頂部，繼續(xù)降低入窗井斜，確保進(jìn)油層1.5～2.5m，井斜達(dá)到88.5～89.5°，以減少進(jìn)入水平段后滑動(dòng)降斜比例，有利于水平段延伸，提高施工效率。

5) 雙扶鉆具復(fù)合鉆進(jìn)水平段提高機(jī)械鉆速和儲(chǔ)層鉆遇率 2010年油井水平井水平段多采用?215.9mm PDC+?172mm 1.25° LZ(或1°)的鉆具結(jié)構(gòu)，主要存在的問題是必須采取小鉆壓復(fù)合、滑動(dòng)井段多，鉆時(shí)慢，軌跡控制難度大。懷平2井使用該鉆具結(jié)構(gòu)，水平段純鉆時(shí)間72.08h，機(jī)械鉆速只有4.16m/h。

懷平4井開始采用?215.9mm PDC+?172mm 1.25° LZ+?212mm STAB的雙扶鉆具結(jié)構(gòu)，通過控制鉆壓大小調(diào)節(jié)鉆具增降斜率，滑動(dòng)井段明顯減少，機(jī)械鉆速明顯加快，儲(chǔ)層鉆遇率明顯提高，后續(xù)水平井提速效果更加顯著(見表2)。從表2可以看出，水平段采用雙扶鉆具后，滑動(dòng)比例降至10%以內(nèi)，機(jī)械鉆速平均提高50%以上。

表2 油井水平井水平段部分技術(shù)指標(biāo)

6)三維水平井偏移距的解決 三維水平井的實(shí)施難度和風(fēng)險(xiǎn)在于井斜大時(shí)扭方位困難，靶前距短時(shí)增斜和扭方位兼顧不全。懷平5、懷平6井分別存在83.0、70.3m的偏移距(見圖2)。直井段施工中，在井斜不超標(biāo)的前提下，采取多滑動(dòng)，將方位控制在設(shè)計(jì)方位±90°左右，實(shí)現(xiàn)部分偏移距，減少斜井段施工難度。斜井段定向造斜時(shí)方位采用稍大于或小于設(shè)計(jì)方位，井斜增加過程中方位逐步向設(shè)計(jì)方位線靠攏，在井斜35～40°左右時(shí)2者保持一致(懷平5井、懷平6井水平投影圖見圖2)，避免了大斜度井段扭方位困難，使井眼軌跡更加平滑，確保了安全順利入窗。

圖2 懷平5、懷平6井水平投影圖

4 結(jié)論及建議

1)華慶地區(qū)油井水平井直井段采用鐘擺鉆具結(jié)構(gòu)，加強(qiáng)軌跡監(jiān)控，實(shí)現(xiàn)了防斜快鉆、防碰繞障的目的；水平段采用雙扶鉆具結(jié)構(gòu)，通過控制鉆壓大小復(fù)合鉆進(jìn)，減少了滑動(dòng)井段，提高了鉆井速度和油層鉆遇率。

2)斜井段應(yīng)用?218.0～222.3mm PDC+1.5°螺桿、?218.0～222.3mm牙輪+1.25°螺桿的鉆具組合，既滿足增斜率的要求，又極大緩解了滑動(dòng)托壓的問題，提高了機(jī)械鉆速。

3)針對(duì)三維水平井，通過提前在直接段實(shí)施偏移，以減少斜井段偏移距的長(zhǎng)度，緩解了斜井段增井斜和扭方位同時(shí)進(jìn)行的壓力。

4)靶前距短的水平井斜井段增斜率高，造成滑動(dòng)井段多，影響鉆時(shí)。建議直井段提前控制軌跡走向，實(shí)施負(fù)位移，緩解斜井段增斜壓力，達(dá)到提速目的。建議華慶地區(qū)油井水平井靶前距調(diào)整為250～300m。

[1]王同偉.長(zhǎng)慶油田胡尖山區(qū)塊水平井定向施工中拖壓的解決[J].礦業(yè)論壇，2011(3)：332，357.

[2]田逢軍，王萬慶，楊光，等.長(zhǎng)慶油田中半徑三維水平井環(huán)平3井鉆井技術(shù)[J].石油鉆采工藝，2009，31(6)：27-31.

[編輯] 洪云飛

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.06.020

TE243

A

1673-1409(2012)06-N061-03