川西氣田超深水平井隨鉆軌跡控制技術(shù)

陳瑤棋 楊 潔 何 焱

（1.中石化經(jīng)緯有限公司西南測控公司，四川 成都 610100；2.中石化西南石油工程有限公司鉆井一分公司，四川 成都 610100；3.四川長寧天然氣開發(fā)有限責任公司，四川 成都 610051）

0 引言

四川盆地西部地區(qū)（以下簡稱川西）三疊系雷口坡組海相碳酸鹽巖氣藏位于四川龍門山?jīng)_斷帶內(nèi)，天然氣資源量達1 764.97×108m3，是中石化天然氣勘探開發(fā)的重點領域。鉆遇地層自上而下為侏羅系蓬萊鎮(zhèn)組、遂寧組、沙溪廟組、千佛崖組、白田壩組，三疊系須家河組、小塘子組、馬鞍塘組、雷口坡組。根據(jù)中石化“十三五”規(guī)劃，該區(qū)塊計劃部署8個鉆井平臺29口大斜度定向井或水平井，建成天然氣產(chǎn)能30×108m3／a。目前，彭州氣田已完鉆9口井，通過對前期川西海相面臨的鉆井工程軌跡控制難點的攻關(guān)，形成了川西氣田超深水平井軌跡控制技術(shù)，實現(xiàn)了對鉆井工程的整體提速。

1 川西海相軌跡控制難點

川西海相雷口坡組碳酸鹽巖氣藏埋深為5 800～6 300 m，前期直井主要采用四開井身結(jié)構(gòu)，但后期大規(guī)模開發(fā)則采用三開井身結(jié)構(gòu)（圖1）。設計造斜點位于須家河組二段—小塘子組，增斜段鉆遇須二段、小塘子組、馬鞍塘組和雷口坡組等4套地層。鉆井工程軌跡控制方面主要存在以下技術(shù)難點:

圖1 川西海相超深井井身結(jié)構(gòu)圖

1）造斜點深，直井段防斜打直和防碰要求高。造斜點深為5 000～5 500 m，上部陸相井段易井斜，常規(guī)鉆井采取輕壓吊打來控制井斜，存在方位穩(wěn)定，但水平位移持續(xù)增大現(xiàn)象，需用螺桿控斜鉆進。目前雷口坡組氣藏每個平臺部署4～6口井，井口間距為12 m，直井段長度為4 300～5 300 m，直井段需保證井身質(zhì)量，先施工井為后期井留足余量，而且直井段位移過大不利于后期定向鉆井。

2）井眼軌跡控制難度大、井下風險高。二開長裸眼段（約3 000 m），摩阻扭矩大，施工周期長，鉆井液長時間浸泡后，易發(fā)生井壁失穩(wěn)，井下復雜風險高。增斜段鉆遇的須二段—小塘子組地層屬鐵質(zhì)膠結(jié)，石英含量達72%，鉆頭磨損快，機械鉆速低且單趟進尺低。須五段—馬鞍塘組地層含頁巖、煤層，井壁易垮塌。二開地層多壓力系統(tǒng)、井漏問題突出，部分地層“噴漏同存”，需簡化鉆具組合施工，增加了軌跡控制難度。三開雷口坡組地層破碎，井壁穩(wěn)定性差，井下復雜風險高。

3）旋轉(zhuǎn)導向工具抗溫性和抗震性不足，故障率高，嚴重影響鉆井時效。地層循環(huán)溫度介于118～143.7℃，其中彭州4-2D井最高循環(huán)溫度為143.7℃，下鉆過程中需要循環(huán)降溫，彭州4號、彭州7號和彭州6號平臺（6口井），共計使用旋轉(zhuǎn)導向工具19趟次，故障16趟次，故障率高達84.21%。

4）三開雷口坡組地層側(cè)鉆難度高。彭州4-5D井分別采用“PDC+1.75°單彎螺桿+MWD”、“PDC+直螺桿+2.5°彎接頭+回壓閥+MWD”和“三牙輪鉆頭+直螺桿+2.5°彎接頭+回壓閥+MWD”組合進行了3次側(cè)鉆。牙輪鉆頭使用壽命短，側(cè)鉆過程中需要嚴格控制使用時間，影響側(cè)鉆進尺。側(cè)鉆過程中巖屑含量肉眼觀察困難，錄井方結(jié)合Mg、Si及Ca元素分析幫助判斷側(cè)鉆是否成功。

2 川西超深水平井軌跡控制技術(shù)

2.1 直井段預彎曲動力學防斜打快

預彎曲防斜打快技術(shù)是利用預彎曲鉆具組合在井眼中的渦動特征，在鉆頭上形成一個遠大于鐘擺降斜力的防斜力，進而使井眼保持垂直狀態(tài)。這種鉆具組合主要是由單彎動力鉆具加扶正器組成（圖2），在復合鉆進過程中，利用動力鉆具的高速旋轉(zhuǎn)和鉆具組合的渦動效應，實現(xiàn)防斜打快的目標。

圖2 雙穩(wěn)定器預彎曲鉆具組合結(jié)構(gòu)示意圖

利用轉(zhuǎn)子動力學理論，建立了預彎曲動力學防斜打快鉆具組合三維動力學模型。通過模型計算結(jié)果表明，在小井斜情況下，預彎曲動力學防斜打快鉆具組合的降斜力是鐘擺鉆具組合降斜力的10余倍甚至幾十倍。

彭州4-2D、6-4D、7-1D等井直井段應用預彎曲動力學原理，分析不同角度螺桿降斜力變化規(guī)律，優(yōu)化穩(wěn)定器大小和安放位置，配合5～6刀翼PDC鉆頭+0.75°～1°單彎螺桿，充分釋放鉆井參數(shù)，實現(xiàn)防斜打快，鉆速提高80%，2 000 m以淺井斜普遍控制在2°以內(nèi)，彭州6-2D井直井段長為4550 m，最大井斜角為0.7°，最大閉合距為16.2 m，防斜打快效果較好。

2.2 軌跡剖面分層多增多調(diào)優(yōu)化設計

優(yōu)化造斜點，降低難鉆地層造斜率，利用復合自然增斜趨勢，快速鉆穿小塘子組高研磨性地層；利用馬鞍塘組可鉆性相對更好的特點，將原設計的穩(wěn)斜段優(yōu)化為微增斜段，縮短巖屑床井段段長；降低雷四段造斜率，減少破碎地層滑動進尺，提高安全性，同時利于目的層垂深調(diào)整。

以彭州5-2D井為例，原設計采用標準的“直—增—穩(wěn)—增—平”雙增剖面，造斜點井深為5 000 m，第一造斜段造斜率為14°／100 m，井斜角增至46.43°后穩(wěn)斜段長為452.85 m，第二造斜段造斜率為14°／100 m，井斜從46.43°增至85.34°，長穩(wěn)斜段控制難，頻繁定向鉆進影響機械鉆速。通過軌跡剖面分層優(yōu)化（表1），優(yōu)化造斜點至5 070 m，充分利用地層自然增斜率，采用復合鉆進方式把井斜角從33°增至68°，快速穿過小塘子組高壓復雜地層，提高機械鉆速降低井控風險，井眼軌跡更加平滑。彭州區(qū)塊須四段、須二段和小塘子組可能鉆遇多個異常高壓裂縫性氣層，而須二段和小塘子組裂縫氣層壓力存在差異，窄壓力窗口噴漏共存影響造斜段施工效率。對于小塘子組高壓地層，剖面軌跡設計上主動降低該段的造斜率，以便安全快速鉆過小塘子組高壓復雜地層。彭州3-5D井斜井段長度為1 475 m（4 650～6 125 m），定向進尺為202 m，復合鉆比例為86.3%；彭州8-5D井斜井段定向進尺為125 m，復合鉆比例為88.21%。

表1 多增多調(diào)優(yōu)化軌跡剖面數(shù)據(jù)表

實際鉆井過程中，在鉆遇雷口坡組破碎地層時，由于地層破碎，支撐力不足，導致軌跡造斜率不足，嚴重影響軌跡控制。彭州4-2D井從井深5 924～5 944 m采用貝克休斯旋轉(zhuǎn)導向工具全力增斜，井斜角未增加；彭州6-2D井井深為6 056～6 066 m，斯倫貝謝旋轉(zhuǎn)導向工具全力增斜，井斜角未增加；彭州5-2D井同層位鉆進過程中出現(xiàn)10 m方位突降10°情況；彭州3-5D井同層位鉆進過程中出現(xiàn)5 m井斜突降1.3°情況；彭州4-5D井井深5 922～5 986 m井段出現(xiàn)造斜率嚴重異常情況。針對雷口坡組破碎地層軌跡控制可能出現(xiàn)的異常情況，在進入雷口坡地層前，適當提高造斜段造斜率，設計以中上靶框為目標，降低軌跡控制難度。

通過現(xiàn)場實鉆數(shù)據(jù)，應用wellplan分析原設計、優(yōu)化設計及實鉆軌跡的摩阻扭矩，計算結(jié)果表明多增多調(diào)優(yōu)化剖面與原設計剖面摩阻扭矩相差4%。通過前期已完鉆的9口井中的應用，面對鉆遇各地層的不同特性，解決了造斜段軌跡控制的主要難點，形成了川西海相氣田分層多增多調(diào)軌跡控制技術(shù)。

2.3 鉆具組合效能分析

統(tǒng)計分析了已鉆9口井二開Φ241.3 mm井眼不同BHA鉆具組合、鉆井參數(shù)等對井眼軌跡控制影響規(guī)律。通過優(yōu)化扶正器大小和安放位置，選取與多增多調(diào)優(yōu)化剖面設計造斜率相匹配的鉆具組合，充分釋放鉆井參數(shù)，控制好井眼軌跡的同時大幅度提高二開機械鉆速和復合鉆進比例，二開定向段平均機械鉆速為2.99 m／h，復合鉆進比例在85.19%～96.04%之間。

通過對二開鉆具效能的分析（圖3），單扶正器鉆具組合復合鉆進時增斜率比雙扶正器組合大；雙扶正器組合，尾扶直徑越大復合鉆進增斜率越小。對鉆具組合復合鉆進增斜趨勢進行預測，并結(jié)合現(xiàn)場實際需要復合增斜率，最大化提高復合鉆進比例，達到提速提效。

圖3 各BHA組合復合鉆進造斜率與鉆壓之間關(guān)系圖

三開水平段，1.25°無扶正器螺桿穩(wěn)斜效果較好，增斜率在-2°／100 m～3°／100 m，通過鉆壓的調(diào)整，控制增斜率，穩(wěn)斜效果較好，避免水平段頻繁定向鉆進，保證井下安全快速鉆進。在彭州6-4D井、彭州6-2D井、彭州4-5D井應用效果較好，有利于軌跡控制且降低了三開小井眼井下安全風險。三開水平段應用1.25°無扶正器單彎螺桿，彭州6-2D井平均機械鉆速為7.04 m／h，彭州6-4D井平均鉆速為7.84 m／h。

2.4 三開雷口坡組側(cè)鉆技術(shù)

三開雷口坡組側(cè)鉆難度高，體現(xiàn)在側(cè)鉆點深，井斜角為55°～60°，原井眼軌跡處于增斜段，要采用增斜方式側(cè)鉆出新井眼，必須克服老井眼增斜率，施工難度非常大，要滿足中靶不能采取降斜方式側(cè)鉆，只能選擇增或降方位方式側(cè)鉆。彭州4-5D井先后分別采用“PDC+1.75°單彎螺桿+MWD”、“PDC+直螺桿+2.5°彎接頭+回壓閥+MWD”和“三牙輪鉆頭+直螺桿+2.5°彎接頭+回壓閥+MWD”組合進行3次側(cè)鉆才成功。彭州4-4D井采用“三牙輪鉆頭+直螺桿+2.5°彎接頭+回壓閥+MWD”組合經(jīng)歷3趟鉆成功側(cè)鉆。分析主要原因為：①PDC鉆頭側(cè)鉆過程中較牙輪鉆頭工具面不穩(wěn)定，變化幅度大，不得不上提活動鉆具重新擺放工具面；②1.75°單彎螺桿側(cè)向力不足，2.5°彎接頭+直螺桿側(cè)向力較強；③實鉆井眼軌跡與地層最大主應力方向垂直，不易形成新井眼；④原井眼擴大率較大，糖葫蘆井眼不規(guī)則，在邊界有可能鉆遇大肚子返回老井眼，不易形成新井眼。

通過彭州4-5D井、彭州4-4D井的經(jīng)驗技術(shù)總結(jié)，三開雷口坡組側(cè)鉆技術(shù)優(yōu)選“三牙輪鉆頭+直螺桿+2.5°彎接頭+回壓閥+MWD”組合，同時側(cè)鉆過程中巖屑含量肉眼觀察困難，錄井方結(jié)合Mg、Si及Ca元素含量分析幫助判斷側(cè)鉆是否成功。

3 旋轉(zhuǎn)導向與常規(guī)MWD定向?qū)Ρ葢?/h2>

彭州4-2D井、彭州7-1D井使用的貝克休斯旋導工具，彭州5-2D井、彭州6-2D井使用的斯倫貝謝旋導工具，都出現(xiàn)儀器不穩(wěn)定，故障率高的問題，導致純鉆時效低，嚴重拖緩施工進度。三開Φ 165.1 mm小井眼旋導工具抗溫到150℃，抗溫性能稍差，造成儀器不穩(wěn)定，儀器信號經(jīng)常丟失。而用常規(guī)MWD鉆進的彭州8-5D井，僅用4趟鉆25.27 d順利完成三開井段施工，平均機械鉆速為5.74 m／h。

從機械鉆速方面來看，使用旋導工具施工的井不占優(yōu)勢，和彭州3-5D相當，比彭州8-5D慢。從純鉆時效來看，旋導工具時效低，故障率高。工區(qū)僅彭州4-2D井全程完成旋導施工，其余井均提前終止。

4 結(jié)論

1）直井段預彎曲動力學防斜打快技術(shù)推廣應用效果較好。

2）分層多增多調(diào)軌跡優(yōu)化設計針對各層位地質(zhì)工程特點，考慮全面、精準設計，充分利用地層自然增斜率，降低定向段長，提高效率。

3）旋轉(zhuǎn)導向與常規(guī)定向相比，機械鉆速相當，故障率高，時效低，費用高。三開建議優(yōu)選常規(guī)MWD定向方式，旋轉(zhuǎn)導向工具備選。

4）通過分析多種鉆具組合效能，二開定向雙扶正器組合、三開小井眼無扶正器螺桿組合施工效果好。

5）三開雷口坡組側(cè)鉆技術(shù)優(yōu)選“三牙輪鉆頭+直螺桿+2.5°彎接頭+回壓閥+MWD”組合，同時輔以元素含量分析幫助判斷側(cè)鉆施工情況。