元壩超深水平井井眼軌跡控制技術優選

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）

川東北元壩地區是中國石化南方海相重點勘探區域，天然氣資源豐富，區塊勘探、開發潛力巨大，為了高效開發元壩海相儲層，擬采用水平井鉆井技術增加產層的泄流面積。2009年川東北元壩地區部署6口水平井，2010年討論部署的5口開發井也是水平井［1］，都是以上二疊統長興組、下三疊統飛仙關組為主要目的層。主要的技術難點是造斜點深、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；井底預計最高溫度和最高壓力可能達到160℃和150MPa，而目前國內定向儀器和工具比較成熟的應用未超過150℃和125MPa，高溫、高壓容易導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導向和滑動定向2種定向方式在元壩103H井和元壩121H井的應用效果。

1 井眼軌跡控制技術

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，以滑動和復合2種方式交替鉆進，通過調整滑動和復合的段長來調整造斜率，通過擺放工具面來調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 旋轉導向

旋轉導向是在用轉盤旋轉鉆柱鉆進時，隨鉆實時完成導向功能，是現代導向鉆井的發展方向。旋轉導向工具以旋轉導向工作原理來分主要有2類：一是推靠式，其典型產品有Sehlumberger公司的Power Drive［2－3］：調制式全旋轉導向工具，其造斜率大且伸縮巴掌與井壁動態接觸；Bakerhughes公司的Auto Trak［4］：它在不旋轉套筒上的變徑穩定器與井壁靜態接觸。二是指向式，其典型產品為Halliburton的GeoPilot［5］：它在外筒內有一靠機械力使之變形彎曲的內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井身結構設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。四開設計最高密度為1.65g／cm3，元壩103H井A靶點垂深為6814m，預測液柱壓力為112MPa，考慮循環壓耗和安全系數，附加壓力30MPa，最高壓力可達142MPa。元壩121H井A靶點垂深為7145m，預測液柱壓力為118MPa，考慮循環壓耗和安全系數，附加壓力30MPa，最高壓力可達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”組合與旋轉導向設備均選擇的國外公司產品，且在川東北均有施工業績。“高溫螺桿＋MWD”組合抗溫指標為175℃，抗壓指標為172.4MPa；旋轉導向工具抗溫指標為175℃，抗壓指標為206.85MPa。

圖1 定向段機械鉆速對比

3 應用效果對比分析

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時，元壩103H井旋轉導向的機械鉆速要高于元壩121H井第一次側鉆造斜段螺桿的機械鉆速。這主要是滑動定向時，鉆頭轉速下降，且由于托壓的影響，定向效率低。以元壩121H井側鉆定向段7099～7187m為例，滑動時平均機械鉆速為1.55m／h，復合時平均機械鉆速為2.18m／h，滑動段長占整個段長的64%，鉆進時間卻占了71.6%。元壩121H井第2次側鉆定向段與元壩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次側鉆造斜段6914～7170.95m，螺桿定向鉆進的機械鉆速3.12m／h高于旋轉導向機械鉆速2.21m／h，主要原因是更換的鉆頭對地層具有更好的適應性，另一個原因是因為元壩121H井第2次側鉆鉆至6914m，進入長興組頂部，四開完鉆，下入了?193.7mm套管，后續施工中降低了摩阻扭矩，提高了定向效率。

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

從以上的分析對比可以得知，旋轉導向由于能避免托壓，定向效率高，提高機械鉆速的優勢主要在定向段。復合鉆進時，由于螺桿能給PDC鉆頭提高的轉速，而旋轉導向由于設備承載能力的限制，轉速比較低，機械鉆速反而會低于螺桿復合鉆進。要解決這個問題，就要考慮引進模塊馬達。

表1 旋轉導向與滑動定向機械鉆速對比

圖2 元壩103H井斜導眼機械鉆速對比

旋轉導向配合模塊馬達后的機械鉆速和螺桿復合鉆進時的機械鉆速對比如表2所示。從表2中可以看出，旋轉導向配合模塊馬達后機械鉆速得到提高，和螺桿復合鉆進機械鉆速差不多。

表2 旋轉導向配模塊馬達機械鉆速對比

3.2 摩阻和扭矩

使用旋轉導向鉆井可以實現井斜角及方位角的精確控制，導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。且旋轉導向為連續穩定性造斜，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，旋轉導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

旋轉導向是在旋轉中鉆進造斜，將傳統滑動定向中的靜摩擦變成了動摩擦，避免了在滑動鉆進中，因托壓越來越嚴重而導致的鉆具粘附復雜情況；旋轉導向通過底部鉆具組合的鉆井動力學計算和工程參數的實時測量，可以及時調整鉆進參數，防止鉆具屈曲和疲勞折斷，提高鉆井安全系數，減少井下事故；旋轉導向工具中傳感器模塊 （Ontrak）可以對井底環空的鉆井液循環當量密度 （ECD）進行隨鉆檢測，幫助定向井工程師準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雜。

3.4 造斜能力

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

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

3.5 設備故障率

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

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

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%，單根螺桿最高循環時間325.97h，純鉆時間244.79h，進尺503.6m。

元壩121H井除去第1次側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MWD故障，其中6趟鉆無進尺，儀器故障率為28%。MWD的故障也主要是由高溫導致的。

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雜情況時間，只計正常鉆井時間，元壩103H井側鉆定向段和水平段、元壩121H井2次側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次側鉆的純鉆時效基本一樣，元壩121H井第2次側鉆的純鉆時效要略高一些。這主要是因為旋轉導向的設備故障率雖高，元壩103H井側鉆定向段和水平段的設備故障率為77.8% （包含一次模塊馬達失效），但是除了第1趟鉆進尺為零，大都是在鉆進一段后才發生的故障；元壩121H井第1次側鉆設備故障率的33.3%，但是因高溫MWD引起的4次故障的進尺都為零；元壩121H井第2次側鉆設備故障率的30%，且3次因高溫MWD引起的故障中有一次也是在鉆進一段后才發生的故障。

4 井眼軌跡控制技術優選

從前面的分析可知，旋轉導向具有定向機械鉆速高、摩阻扭矩小、安全性高等優點，但是存在高溫工作穩定性差。高溫螺桿＋MWD組合高溫穩定性較強，但是在水平段后期鉆進時粘附托壓現象較為嚴重。綜合考慮各種因素，優選定向方式如表4所示。

表4 優選定向方式

［1］劉匡曉，王磊，李文清 .元壩超深水平井提高隨鉆測量傳輸信號信噪比技術分析 ［J］.鉆采工藝，2011，34（3）：6－8.

［2］Calderoni A，Savini A，Treviranus J，et al.Outstanding economic advantages based on new straight－hole drilling device proven in various oilfield locations ［J］.SPE56444，1999.

［3］高德利，高寶奎，謝金穩，等 .鉆壓防斜技術的實踐與理論探討 ［J］.石油鉆采工藝，1995，17（6）：1－6.

［4］張紹槐 .現代導向鉆井技術的新進展及發展方向 ［J］.石油學報，2003，24（3）：82－85.

［5］楊劍鋒，張紹槐 .旋轉導向閉環鉆井系統 ［J］.石油鉆采工藝，2003，25（1）：2－5.

［6］蘇義腦 .極限曲率法及其應用 ［J］.斷塊油氣田，1997，18（3）：110－114.

［7］劉修善 .導向鉆具幾何造斜率的實用計算方法 ［J］.天然氣工業，2005，25（11）：50－52.

［8］趙金海，趙金洲，韓來聚 .推靠式旋轉導向鉆具力學性能研究 ［J］.石油鉆采工藝，2005，26（1）：13－15.

［9］段文廣 .旋轉導向鉆井工具導向能力及側向力作用點軌跡仿真 ［D］.西安：西安石油大學，2009.