元壩超深水平井井眼軌跡控制技術(shù)優(yōu)選

張 浩 （中石化西南石油工程有限公司臨盤鉆井分公司，山東 臨邑251500）

羅朝東 （中石化西南石油工程有限公司鉆井工程研究院，四川 德陽618000）

羅恒榮 （中石化西南石油工程有限公司臨盤鉆井分公司，山東 臨邑251500）

王旭東，王大勇 （中石化西南石油工程有限公司鉆井工程研究院，四川 德陽618000）

川東北元壩地區(qū)是中國石化南方海相重點勘探區(qū)域，天然氣資源豐富，區(qū)塊勘探、開發(fā)潛力巨大，為了高效開發(fā)元壩海相儲層，擬采用水平井鉆井技術(shù)增加產(chǎn)層的泄流面積。2009年川東北元壩地區(qū)部署6口水平井，2010年討論部署的5口開發(fā)井也是水平井［1］，都是以上二疊統(tǒng)長興組、下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組為主要目的層。主要的技術(shù)難點是造斜點深、裸眼斜井段長，鉆具柔性大，工具面難以擺到位；摩阻大，鉆壓不能有效傳遞到鉆頭上；井底預(yù)計最高溫度和最高壓力可能達(dá)到160℃和150MPa，而目前國內(nèi)定向儀器和工具比較成熟的應(yīng)用未超過150℃和125MPa，高溫、高壓容易導(dǎo)致定向儀器和工具的提前失效。下面，筆者通過對比分析旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向和滑動定向2種定向方式在元壩103H井和元壩121H井的應(yīng)用效果。

1 井眼軌跡控制技術(shù)

1.1 滑動定向

滑動定向方式即采用“螺桿＋MWD （Measure While Drilling，隨鉆測量）”組合，以滑動和復(fù)合2種方式交替鉆進(jìn)，通過調(diào)整滑動和復(fù)合的段長來調(diào)整造斜率，通過擺放工具面來調(diào)整井斜變化率和方位變化率。這種定向方式的主要缺點是在井較深、井斜較大時，工具面擺放困難、易托壓、滑動定向效率低。

1.2 旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向

旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向是在用轉(zhuǎn)盤旋轉(zhuǎn)鉆柱鉆進(jìn)時，隨鉆實時完成導(dǎo)向功能，是現(xiàn)代導(dǎo)向鉆井的發(fā)展方向。旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具以旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工作原理來分主要有2類：一是推靠式，其典型產(chǎn)品有Sehlumberger公司的Power Drive［2－3］：調(diào)制式全旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具，其造斜率大且伸縮巴掌與井壁動態(tài)接觸；Bakerhughes公司的Auto Trak［4］：它在不旋轉(zhuǎn)套筒上的變徑穩(wěn)定器與井壁靜態(tài)接觸。二是指向式，其典型產(chǎn)品為Halliburton的GeoPilot［5］：它在外筒內(nèi)有一靠機械力使之變形彎曲的內(nèi)軸迫使鉆頭有角位移，以使鉆頭定向造斜。

2 測量儀器和定向工具的選擇

2.1 抗溫性能的要求

元壩氣田長興組氣藏為常壓低地溫梯度氣藏，原始地層溫度與氣藏埋藏深度關(guān)系為：

式中，T為地層溫度；H為井深。

元壩103H井造斜點垂深為6370m，完鉆垂深為6847m，溫度預(yù)測范圍為147～157℃；元壩121H井造斜點垂深為6680m，完鉆垂深為7280m，溫度預(yù)測范圍為153～165℃；儀器和工具的抗溫性能要求160℃以上。

2.2 抗壓性能的要求

元壩103H和元壩121H井身結(jié)構(gòu)設(shè)計都是三開封至雷口坡頂，封隔上部高壓地層，四開鉆至A靶。四開設(shè)計最高密度為1.65g／cm3，元壩103H井A靶點垂深為6814m，預(yù)測液柱壓力為112MPa，考慮循環(huán)壓耗和安全系數(shù)，附加壓力30MPa，最高壓力可達(dá)142MPa。元壩121H井A靶點垂深為7145m，預(yù)測液柱壓力為118MPa，考慮循環(huán)壓耗和安全系數(shù)，附加壓力30MPa，最高壓力可達(dá)148MPa。

儀器和工具的抗壓性能要求150MPa以上。

2.3 儀器和工具的選擇

“高溫螺桿＋MWD”組合與旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向設(shè)備均選擇的國外公司產(chǎn)品，且在川東北均有施工業(yè)績?！案邷芈輻U＋MWD”組合抗溫指標(biāo)為175℃，抗壓指標(biāo)為172.4MPa；旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具抗溫指標(biāo)為175℃，抗壓指標(biāo)為206.85MPa。

圖1 定向段機械鉆速對比

3 應(yīng)用效果對比分析

3.1 機械鉆速

1）定向段機械鉆速對比 元壩121H井第1次側(cè)鉆定向段與元壩103H井定向段機械鉆速對比如圖1所示。從圖1中可以看出定向鉆進(jìn)時，元壩103H井旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向的機械鉆速要高于元壩121H井第一次側(cè)鉆造斜段螺桿的機械鉆速。這主要是滑動定向時，鉆頭轉(zhuǎn)速下降，且由于托壓的影響，定向效率低。以元壩121H井側(cè)鉆定向段7099～7187m為例，滑動時平均機械鉆速為1.55m／h，復(fù)合時平均機械鉆速為2.18m／h，滑動段長占整個段長的64%，鉆進(jìn)時間卻占了71.6%。元壩121H井第2次側(cè)鉆定向段與元壩103H井定向段機械鉆速對比如表1所示。從表1中可以看出，元壩121H井第2次側(cè)鉆造斜段6914～7170.95m，螺桿定向鉆進(jìn)的機械鉆速3.12m／h高于旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向機械鉆速2.21m／h，主要原因是更換的鉆頭對地層具有更好的適應(yīng)性，另一個原因是因為元壩121H井第2次側(cè)鉆鉆至6914m，進(jìn)入長興組頂部，四開完鉆，下入了?193.7mm套管，后續(xù)施工中降低了摩阻扭矩，提高了定向效率。

2）復(fù)合段機械鉆速對比 旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向不配模塊馬達(dá)的機械鉆速對比如圖2所示。從圖2中可以看出，螺桿滑動鉆進(jìn)機械鉆速不但高于常規(guī)鉆具，還要高于旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)方式，這主要是高溫螺桿鉆進(jìn)段為微增段，主要以復(fù)合為主。旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向段PDC（和高溫螺桿段配合使用的都是 聚晶金剛石復(fù)合片，Polycrystalline Diamond Compactbit）鉆頭，PDC的破巖方式為切削為主，適應(yīng)“高轉(zhuǎn)速＋低鉆壓”方式。旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆進(jìn)時，當(dāng)轉(zhuǎn)速和鉆壓較高時，設(shè)備負(fù)荷較大，因此一般控制頂驅(qū)轉(zhuǎn)速比較低，為80mg／L左右，鉆壓也一般為7t左右。而高溫螺桿復(fù)合鉆進(jìn)時轉(zhuǎn)速較高，PDC鉆頭上轉(zhuǎn)速在120mg／L以上，鉆壓為3～6t，更適應(yīng)PDC鉆頭破巖方式。

從以上的分析對比可以得知，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向由于能避免托壓，定向效率高，提高機械鉆速的優(yōu)勢主要在定向段。復(fù)合鉆進(jìn)時，由于螺桿能給PDC鉆頭提高的轉(zhuǎn)速，而旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向由于設(shè)備承載能力的限制，轉(zhuǎn)速比較低，機械鉆速反而會低于螺桿復(fù)合鉆進(jìn)。要解決這個問題，就要考慮引進(jìn)模塊馬達(dá)。

表1 旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向與滑動定向機械鉆速對比

圖2 元壩103H井斜導(dǎo)眼機械鉆速對比

旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向配合模塊馬達(dá)后的機械鉆速和螺桿復(fù)合鉆進(jìn)時的機械鉆速對比如表2所示。從表2中可以看出，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向配合模塊馬達(dá)后機械鉆速得到提高，和螺桿復(fù)合鉆進(jìn)機械鉆速差不多。

表2 旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向配模塊馬達(dá)機械鉆速對比

3.2 摩阻和扭矩

使用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井可以實現(xiàn)井斜角及方位角的精確控制，導(dǎo)向裝置的近鉆頭井斜測量單元離鉆頭只有1.3m距離，測量的及時性有利于提高井眼軌跡控制精度。且旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向為連續(xù)穩(wěn)定性造斜，鉆出的井眼軌跡平滑，有效地降低了鉆具摩阻和扭矩，提高了井下安全度。

圖3 實鉆摩阻隨井斜變化對比圖

圖4 實鉆扭矩隨井斜變化對比圖

從圖3、圖4中可以看出，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向所鉆井段的摩阻和扭矩要小于高溫螺桿＋MWD所鉆井段。

3.3 安全性

旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向是在旋轉(zhuǎn)中鉆進(jìn)造斜，將傳統(tǒng)滑動定向中的靜摩擦變成了動摩擦，避免了在滑動鉆進(jìn)中，因托壓越來越嚴(yán)重而導(dǎo)致的鉆具粘附復(fù)雜情況；旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向通過底部鉆具組合的鉆井動力學(xué)計算和工程參數(shù)的實時測量，可以及時調(diào)整鉆進(jìn)參數(shù)，防止鉆具屈曲和疲勞折斷，提高鉆井安全系數(shù)，減少井下事故；旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具中傳感器模塊 （Ontrak）可以對井底環(huán)空的鉆井液循環(huán)當(dāng)量密度 （ECD）進(jìn)行隨鉆檢測，幫助定向井工程師準(zhǔn)確判斷鉆井液的清潔程度和水平井段砂床的堆積程度，減少或避免由于砂床引起的井下復(fù)雜。

3.4 造斜能力

工具的造斜能力主要受鉆頭特性參數(shù)、井底鉆具組合結(jié)構(gòu)參數(shù)、井眼幾何參數(shù)、鉆井工藝參數(shù)和地層特性參數(shù)等因素影響。鉆頭的受力情況和姿態(tài)決定了造斜能力的強弱，工具造斜能力可以表征為鉆壓、鉆頭側(cè)向力和鉆頭傾角的函數(shù)。目前對螺桿鉆具造斜能力預(yù)測的理論計算方法研究已比較成熟，得到普遍應(yīng)用的有極限曲率法［6］、幾何造斜率［7］等。對旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向的力學(xué)特性分析也取得了一些成果［8－9］。

從實鉆效果來看，通常旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)在較硬地層造斜率約為5～6°／30m，在較軟地層可以達(dá)到7～8°／30m。螺桿鉆具相比于旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)，其側(cè)向力相對較大，造斜率更高，對應(yīng)不同的螺桿彎曲角度，造斜率選擇范圍很廣。

3.5 設(shè)備故障率

1）旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向設(shè)備故障率 旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向設(shè)備在元壩103H井和121H井施工中共下入16趟鉆，除去元壩103H井側(cè)鉆定向段第2趟純鉆時間173.9h，因設(shè)備故障起鉆12次，故障率高達(dá)75%，其中3趟鉆無進(jìn)尺。在元壩121H井斜導(dǎo)眼段更是連續(xù)5趟鉆設(shè)備故障起鉆，平均純鉆時間只有28.6h，只有更換為高溫螺桿＋MWD組合繼續(xù)鉆進(jìn)。

統(tǒng)計元壩103H井和元壩121H井施工中旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向儀器故障類型和比例如下：因高溫引起的旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向故障比例最高，為75%；OnTrack、ATK和BCPM是旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)中的3個薄弱環(huán)節(jié)，其中On－Track又是其中最薄弱的環(huán)節(jié)，故障率最高，為42%。因此，提高旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)中MWD抗高溫性能是降低旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向儀器故障率的關(guān)鍵。

2）高溫螺桿＋MWD組合故障率 元壩103H井和元壩121H井2口井的高溫螺桿成功率為100%，單根螺桿最高循環(huán)時間325.97h，純鉆時間244.79h，進(jìn)尺503.6m。

元壩121H井除去第1次側(cè)鉆定向在水平段卡鉆那次，施工過程中共下入25趟耐高溫MWD，7趟鉆出現(xiàn)MWD故障，其中6趟鉆無進(jìn)尺，儀器故障率為28%。MWD的故障也主要是由高溫導(dǎo)致的。

表3 元壩1031H和121H時效分析

3.6 時效分析

除去下套管固井時間和處理復(fù)雜情況時間，只計正常鉆井時間，元壩103H井側(cè)鉆定向段和水平段、元壩121H井2次側(cè)鉆定向段和水平段的時效分析如表3所示。從表3中可以看出，元壩103H井和元壩121H井第1次側(cè)鉆的純鉆時效基本一樣，元壩121H井第2次側(cè)鉆的純鉆時效要略高一些。這主要是因為旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向的設(shè)備故障率雖高，元壩103H井側(cè)鉆定向段和水平段的設(shè)備故障率為77.8% （包含一次模塊馬達(dá)失效），但是除了第1趟鉆進(jìn)尺為零，大都是在鉆進(jìn)一段后才發(fā)生的故障；元壩121H井第1次側(cè)鉆設(shè)備故障率的33.3%，但是因高溫MWD引起的4次故障的進(jìn)尺都為零；元壩121H井第2次側(cè)鉆設(shè)備故障率的30%，且3次因高溫MWD引起的故障中有一次也是在鉆進(jìn)一段后才發(fā)生的故障。

4 井眼軌跡控制技術(shù)優(yōu)選

從前面的分析可知，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向具有定向機械鉆速高、摩阻扭矩小、安全性高等優(yōu)點，但是存在高溫工作穩(wěn)定性差。高溫螺桿＋MWD組合高溫穩(wěn)定性較強，但是在水平段后期鉆進(jìn)時粘附托壓現(xiàn)象較為嚴(yán)重。綜合考慮各種因素，優(yōu)選定向方式如表4所示。

表4 優(yōu)選定向方式

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