大位移井鉆井技術在坪北油田的應用

鄭雙進，侯 煉 （長江大學石油工程學院，湖北 武漢430100）

黎 亮 （中石化江漢石油管理局鉆井一公司，湖北 潛江433124）

坪北油田位于陜西省延安市安塞縣境內，地處我國黃土高原中部，構造位置屬陜北斜坡中部坪橋鼻褶帶，為近南北走向傾角小于1°的西傾單斜，局部因差異壓實作用發育著一些低緩的鼻狀隆起，屬特低滲、低壓、低豐度、低產的難動用儲量。在坪北油田鉆大位移井，可以擴大油田的勘探開發面積，具有顯著的綜合經濟效益。在P136平臺上成功鉆成的P76－106大位移井，完鉆井深2417.52m，垂深1391.38m，水平位移1757.71m，造斜點深249m，穩斜段長1767.09m，最大井斜63.4°，位移垂深比達到1.26，是目前坪北油田位移垂深比最大的井，該井的成功完鉆為大位移井在坪北油田的推廣積累了大量施工經驗。

1 大位移井鉆井技術難點

結合坪北油田大位移井鉆井實踐，分析得知P136平臺大位移井面臨的技術難點主要體現在井眼軌跡控制難、井眼防碰難度大、井身質量難以保證及井下復雜情況多等幾方面。

（1）井斜大、位移大、穩斜段長、井眼軌跡控制難。該井組最大位移垂深比1.26，水平位移1757.71m，穩斜段長1767.09m，無論采用何種鉆具組合保持井斜角恒定都十分困難，加上地層的各向異性、地層走向以及地層的變換趨勢導致方位忽左忽右，方位漂移不穩定［1］，使井眼軌跡控制難度更大。

（2）叢式井井網密集，井眼防碰難度大。P136平臺是一個采油與鉆井共用的老平臺，井場面積狹小，施工井數多，井網密集，防碰技術要求嚴格，施工難度較大。

（3）靶區半徑小，要求中靶精度高，井身質量苛刻。在P136平臺施工的大位移井穩斜段長，靶區半徑僅10m，井斜角控制范圍為±1°，方位角控制范圍為±2°，在長穩斜段的井眼軌跡控制中，稍不注意就會脫靶，因此必須全井隨鉆跟蹤，才能確保井身質量合格。

（4）地層復雜層位多，鉆井過程中易出現井壁坍塌、縮徑、阻卡、井漏等復雜情況。

2 大位移井鉆井技術措施

基于P136平臺大位移井鉆井面臨的主要技術難點，結合坪北油田地質情況，采取如下技術措施，順利完成了P76－106井鉆井施工。

2.1 降摩減扭措施

摩阻扭矩問題是大位移井鉆井面臨的首要問題。由于大斜度井段巖屑的快速沉積，井眼低邊部位易形成巖屑床下滑到井底，造成摩阻與扭矩增大，嚴重時造成環空憋堵、井漏、卡鉆、垮塌等復雜情況，給鉆井施工帶來極大危害。

通過優化設計選擇淺造斜點［2］、低造斜率和采用懸鏈線軌道或準懸鏈線剖面，并盡量簡化下部定向工具結構 （尤其是減少鉆鋌數量及長度），采取正、倒劃眼等措施，修整和平滑井眼，以降低摩阻和扭矩。

在大斜度井段，根據摩阻和扭矩情況適時采用潤滑劑以提高鉆井液的潤滑性。如在鉆井液中加入足量的原油、塑料小球、多功能潤滑劑等進行降摩減阻。當泥漿中潤滑劑含量達2%左右，摩阻仍超過150kN時，可考慮混油鉆井液。

2.2 軌跡控制措施

井眼軌跡控制需掌握地層自然造斜規律和方位飄移規律，通過優選鉆具組合和優化鉆井參數，適時調整井斜和方位，使井眼軌跡沿設計井眼軌道鉆進［3］。

坪北油田地層趨于平緩，地層傾角較小，方位飄移無規律，當井斜角小于30°時，方位忽左忽右，飄移不穩定。該井改變以往采用單點定向的鉆井模式，采用MWD無線隨鉆跟蹤和PDC＋導向鉆井的定向鉆井模式，實現一趟鉆完成增斜、穩斜、降斜的定向模式，以實現井眼軌跡平滑，減少起下鉆次數和縮短鉆井周期的目標。

針對坪北油田的地層特點，綜合分析P136平臺已完鉆井的鉆井資料，確定該井井眼軌跡控制方案如下：

1）直井段 直井段采用塔式鉆具組合鉆進，使用電子多點測斜儀進行井眼軌跡跟蹤監測，鉆頭出表層套管后采用小鉆壓 （20～30kN）吊打鉆進，鉆進至鉆鋌全部出套管后正常加壓鉆進，確保了直井段井身質量，最大井斜為1°，井底位移僅1.5m，為下部井段造斜和井眼軌跡控制奠定了基礎。

2）增斜井段 增斜井段應用導向鉆井技術，采用?215.9mmSKH447G鉆頭＋?172mm （1°）單彎螺桿＋無磁短節＋?158.8mm無磁鉆鋌×1根＋?127mm加重鉆桿×16根＋?127mm鉆桿＋108mm方鉆桿鉆具組合，完成增斜段365m，滑動鉆進與旋轉鉆進比例為1∶1.5，嚴格按照直井段＋增斜段＋穩斜段三段制設計剖面施工。施工過程中采用MWD無線隨鉆測斜儀跟蹤軌跡，加密測點及時對井眼軌跡進行監控，并運用軟件進行井眼軌跡預測，適時調整井斜、方位等施工參數，嚴格控制井眼軌跡變化趨勢，使井眼軌跡沿設計軌道鉆進。增斜段以滑動鉆進為主，共完成648.75m，井斜60.12°，方位139.10°，井眼軌跡控制滿足設計要求，增斜井段軌跡平滑，施工順利。

3）穩斜井段 穩斜井段是該井組施工的重點難點井段，施工過程中要保證井眼軌跡的平滑，降低摩阻扭矩，還要預防富縣組的垮塌、阻卡等復雜事故。該井段以旋轉鉆進為主，結合滑動鉆進，采用PDC鉆頭＋1°螺桿鉆具鉆穿富縣組，再用牙輪鉆頭配倒裝鉆具組合至完鉆，鉆井過程中采用MWD無線隨鉆儀跟蹤測斜，鉆至井深2417.52m，井斜63.40°，閉合方位138.5°，閉合距1757.71m，達到設計要求，順利完鉆。

2.3 井眼凈化措施

該井選擇淡水鉆井液體系，一開使用膨潤土漿鉆井，二開使用鉀基聚合物防塌鉆井液。鉆井過程中精細維護鉆井液性能，增大泵排量，提高環空返速，并改善流型，以滿足攜砂和清除井底巖屑的要求。

在適時調整鉆井液性能的情況下，采取如下措施實現井眼凈化的目標：

（1）為了防止富縣組地層坍塌，在保證動力鉆具安全和地面機泵條件允許的情況下，增大排量至34～36L／s，保證環空上返速度在1～1.5m／s，以實現紊流攜砂，改善井眼清洗效率。

（2）適當增大鉆井液的動塑比和終切力，以滿足懸浮巖屑和攜砂的要求，鉆井液的動塑比宜控制在0.25～0.5之間。

（3）根據情況堅持短程起下鉆，一般每鉆進100～150m短起下一次，每次短起300～450m，依靠短程起下鉆清除巖屑床，保證井眼規則暢通。每鉆進一根單根后上下活動鉆具，在滿足井眼軌跡控制要求的前提下增加旋轉鉆進的時間，以利于提高鉆井速度和提高清巖、攜砂效果。

（4）當返出巖屑較少，單根鉆進困難時，使用高粘度、高切力的鉆井液清洗井眼。（5）保證四級凈化，確保固控設備的良好使用，充分清除砂子等固相顆粒。

2.4 井眼防碰措施

P136平臺有10口重點防碰鄰井，且地面井距僅4m左右，整拖方向一致，設計方位都在第二象限，井眼防碰難度較大。現場施工過程中同步開展對井眼軌跡的防碰監測和對下部待鉆井眼軌跡的預測，實時預防井眼相碰。

鉆井之前應用鄰井實鉆數據和該井設計數據進行防碰掃描，分析實鉆軌跡和設計軌道的偏差距離、相對方位以及下段待鉆井眼的變化趨勢，繪制防碰部署圖。由于實鉆井眼軌跡防碰圖是根據測斜數據處理結果而繪制，因此在鉆井過程中應堅持勤測斜勤計算，應用實際計算數據與鄰井實鉆數據進行垂深、井斜和方位的對比，繪制實鉆井眼軌跡，并預測下段井眼軌跡進行防碰掃描，了解正鉆井與防碰井的相對井距和相對方位，為調整下部井眼軌跡奠定基礎。

雖然防碰掃描可以解決已鉆井段的相碰問題，但對于下一待鉆井段，其井眼軌跡仍然受鉆具性能、地質條件及鉆井參數的影響。因此，在鉆類似大位移小靶區叢式井的過程中，不要輕易改變鉆具組合，以防止其影響井眼軌跡而導致復雜情況發生。

3 結 論

（1）開展大位移井優化設計是大位移井鉆井施工的基礎，優化設計選擇淺造斜點、低造斜率和懸鏈線軌道或準懸鏈線剖面有利于降低大位移井鉆井的摩阻扭矩。

（2）認識地層自然造斜規律和方位飄移規律，采用導向鉆井技術和MWD隨鉆測量技術，適時優化鉆井參數有助于提高井眼軌跡控制精度，準確鉆達目的層。

（3）優選鉆井液體系，精細維護鉆井液性能，適當增大泵排量，提高環空返速，并堅持短程起下鉆，保持井眼凈化是大位移井鉆井成功的關鍵。

（4）在叢式井鉆井過程中，應同步開展對井眼軌跡的防碰監測和對下部待鉆井眼軌跡的預測，實時預防井眼相碰。

［1］韓志勇 .定向井設計與計算 ［M］.北京：石油工業出版社，1989.

［2］盧明輝，管志川 .大位移井軌道設計中關鍵參數的確定 ［J］.石油鉆探技術，2003，10（5）：31.

［3］鉆井手冊 （甲方）編寫組 .鉆井手冊 （甲方）［M］.北京：石油工業出版社，1990.