大位移井技術(shù)在渤海油田的應(yīng)用及發(fā)展

和鵬飛

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452)

大位移井技術(shù)在渤海油田的應(yīng)用及發(fā)展

和鵬飛

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452)

渤海油田在多個(gè)區(qū)域進(jìn)行了大位移井鉆井技術(shù)的應(yīng)用并逐漸推廣。針對(duì)大位移井的特點(diǎn)并結(jié)合渤海地區(qū)地層特點(diǎn)，從設(shè)計(jì)、軌跡控制、摩阻扭矩監(jiān)控、鉆柱優(yōu)化、鉆井液技術(shù)、井眼凈化、井壁穩(wěn)定、套管下入等方面進(jìn)行研究與鉆井實(shí)踐。運(yùn)用實(shí)時(shí)決策支持系統(tǒng)，探索出一系列適合渤海油田海上大位移井的鉆井技術(shù)，將渤海海上大位移井最大水垂比記錄提高至2.62。

大位移井；旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具；井眼軌跡；摩阻扭矩；實(shí)時(shí)決策

0 引 言

大位移井技術(shù)作為當(dāng)今世界鉆井技術(shù)的一個(gè)高峰，是斷塊及邊際油田勘探開發(fā)的重要手段，在降低地質(zhì)儲(chǔ)量的開發(fā)門檻、減少開發(fā)平臺(tái)數(shù)量、適應(yīng)高環(huán)保要求區(qū)域作業(yè)中優(yōu)勢(shì)日益凸顯[1-5]。1997年渤海油田首次在歧口17-2 油田以4 口水平井替代了原計(jì)劃用常規(guī)技術(shù)開發(fā)6 口井的東區(qū)平臺(tái)，省去了1 座井口平臺(tái)、1 條3.5 km海底管道和1 臺(tái)平臺(tái)修井機(jī)，開發(fā)效益顯著，但最大水垂比僅為1.94。之后渤海油田學(xué)習(xí)和引進(jìn)國外先進(jìn)技術(shù)，逐步形成淺層(目的層位于明化鎮(zhèn)組)和中層(目的層位于東營組)的大位移井鉆井技術(shù)，從2009年開始在渤中、錦州、金縣等區(qū)域大范圍應(yīng)用并逐漸推廣，截至目前累計(jì)實(shí)施近30口，水垂比從2.02到2.62不等，在QHD32-6油田將渤海油田大位移井水垂比記錄提高至2.62。

本文從設(shè)計(jì)、軌跡控制、摩阻扭矩監(jiān)控、鉆柱優(yōu)化、鉆井液技術(shù)、井眼凈化、井壁穩(wěn)定、套管下入等多個(gè)方面總結(jié)了大位移井技術(shù)在渤海油田的應(yīng)用，以期為將該技術(shù)更廣泛地應(yīng)用于我國海洋油氣資源開發(fā)提供參考。

1 渤海大位移井工程設(shè)計(jì)

渤海油田地質(zhì)特征差異較大，層序較多，長裸眼段井壁穩(wěn)定性差，叢式井布井比較密集，防碰問題突出，為本就難度較高的大位移井帶來了更大的困難。大位移井投資大、風(fēng)險(xiǎn)高、成本高，要求更加完善可行的設(shè)計(jì)方案，因此，設(shè)計(jì)成為了大位移井成功實(shí)施的關(guān)鍵一環(huán)。大位移井工程設(shè)計(jì)的具體內(nèi)容主要包括：定向井方案設(shè)計(jì)、井身結(jié)構(gòu)方案設(shè)計(jì)、鉆井液類型分析和選擇、基礎(chǔ)水力學(xué)計(jì)算、基礎(chǔ)鉆具組合分析、下套管與固井技術(shù)預(yù)案設(shè)計(jì)與分析、基礎(chǔ)鉆柱減阻降扭和降磨損預(yù)案選擇、裝備升級(jí)改造基本需求分析、科研和技術(shù)儲(chǔ)備以及項(xiàng)目簡(jiǎn)單預(yù)算編制、經(jīng)濟(jì)評(píng)估及可持續(xù)研究分析。

目前渤海油田主要依托Landmark軟件和E-Drilling軟件進(jìn)行方案可行性設(shè)計(jì)和施工詳細(xì)設(shè)計(jì)，重點(diǎn)是井眼軌跡設(shè)計(jì)、對(duì)應(yīng)的摩阻扭矩和水力分析、鉆柱力學(xué)分析、井眼清潔程度與巖屑濃度模擬、套管強(qiáng)度校核及力學(xué)分析、固井過程模擬計(jì)算等。通過軟件計(jì)算模擬，不斷調(diào)整優(yōu)化大位移井設(shè)計(jì)，盡量增大延伸距離，降低扭矩摩阻和套管磨損，提高管材、鉆具組合和工具的下入能力，應(yīng)重點(diǎn)關(guān)注井眼尺寸的選擇、井眼軌跡和剖面的設(shè)計(jì)、管串強(qiáng)度及下入計(jì)算、摩阻扭矩的計(jì)算和井眼清潔程度的計(jì)算等問題。

2 渤海油田大位移井鉆井關(guān)鍵技術(shù)

2.1 井眼軌跡控制技術(shù)

(1) 軌跡剖面及井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化。為節(jié)約開發(fā)成本，渤海油田均采用叢式井開發(fā)。根據(jù)叢式井鉆井原則優(yōu)選槽口，將大位移井放置在最外排槽口，在滿足油藏開發(fā)要求的同時(shí)通過靶點(diǎn)微調(diào)，避免碰撞風(fēng)險(xiǎn)，降低摩阻扭矩。

JX1-1油田淺層疏松并且處在流沙地層。在表層預(yù)斜過程中，地層坍塌壓力隨著井斜的升高而降低；另外，隔水導(dǎo)管入泥深度較淺，隔水導(dǎo)管鞋處地層極易沖蝕，造成井筒與海底串通，井口返出減少甚至失返。設(shè)計(jì)時(shí)在常規(guī)的24英寸(1英寸≈2.54 cm)隔水導(dǎo)管與13-3/8英寸表層套管之間增加一層18英寸套管，能夠有效地封隔流沙地層，提高表層承壓能力，避免了隔水導(dǎo)管與海面的竄漏及下沉，為后續(xù)作業(yè)提供安全保障。

(2) 高性能馬達(dá)+隨鉆測(cè)量(MWD)+可變徑扶正器井眼軌跡控制技術(shù)。大位移井上部穩(wěn)斜井段(一般井深不超過2 500 m)使用馬達(dá)+MWD作業(yè)，選用合適尺寸的扶正器，配合適當(dāng)?shù)膮?shù)調(diào)整，實(shí)現(xiàn)穩(wěn)斜快速鉆進(jìn)的效果。長穩(wěn)斜井段往往會(huì)因?yàn)榈貙臃蔷|(zhì)性或者巖性改變而造成軌跡增降斜趨勢(shì)變化，通過可變徑扶正器調(diào)整扶正器大小，可以有效抵消井眼軌跡自然漂移趨勢(shì)，盡可能減少滑動(dòng)鉆進(jìn)的同時(shí)實(shí)現(xiàn)長井段穩(wěn)斜，提高作業(yè)效率。

(3) 水力震蕩器的應(yīng)用。水力振蕩器配合高性能馬達(dá)(如等壁厚馬達(dá)、高扭矩馬達(dá)等)，通過水力振蕩器縱向振動(dòng)來提高鉆壓傳遞的有效性和減小鉆具與井眼之間的摩阻，既能提高機(jī)械鉆速又保持工具面穩(wěn)定，同時(shí)降低井下鉆具粘卡的可能性。

(4) 高精度陀螺測(cè)斜技術(shù)。叢式井作業(yè)尤其是進(jìn)入油田開發(fā)中后期，井眼防碰風(fēng)險(xiǎn)急劇增大，MWD隨鉆測(cè)量受鄰井套管磁干擾容易造成測(cè)量數(shù)據(jù)不準(zhǔn)確，使用高精度陀螺儀進(jìn)行軌跡復(fù)測(cè)能有效避免磁干擾，提高井眼軌跡的測(cè)量精度，有利于井眼軌跡的精確控制及井眼防碰。

(5) 旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井技術(shù)。渤海油田常用的旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)包括貝克休斯的AutoTrak、斯倫貝謝的Power Drive等，結(jié)合中海油自主研發(fā)的Welleader，形成了一整套齊全的旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具組合。斯倫貝謝公司的Power Drive Archer 系統(tǒng)(見圖1)是一種推靠式和指向式相結(jié)合的混合型旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)。秦皇島油田實(shí)鉆數(shù)據(jù)顯示，該工具在儲(chǔ)層疏松砂巖井段全力造斜，全角變化率可達(dá)到每30 m 7°～8°，局部井段可達(dá)每30 m 10°，且平均分布于造斜段，軌道相對(duì)平滑，平均鉆速由50 m/h提高到90 m/h[6-9]。

圖1 Power Drive Archer示意圖Fig.1 Diagram of Power Drive Archer

渤海油田JX地區(qū)東營組大套泥巖壓實(shí)程度較高，局部含灰質(zhì)，斜深較深，所以往往會(huì)出現(xiàn)用馬達(dá)鉆進(jìn)難以滑動(dòng)、軌跡控制難，用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆進(jìn)時(shí)鉆頭轉(zhuǎn)速低、進(jìn)尺不快、起鉆困難的問題。為此，在JX1-1B大位移井中引入了斯倫貝謝Xceed-Vortex動(dòng)力導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)。在金縣油田現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，該系統(tǒng)的總動(dòng)力達(dá)到133～257 kW，機(jī)械鉆速可提高30.34%～205.06%；最大扭矩由45 kN·m降至36 kN·m。

2.2 摩阻扭矩監(jiān)控

大位移井鉆井過程中的摩阻扭矩預(yù)測(cè)和控制是成功實(shí)施大位移井的關(guān)鍵和難點(diǎn)所在，貫穿設(shè)計(jì)及施工全過程。渤海油田開發(fā)了一套適合于大位移井鉆井軌跡優(yōu)化設(shè)計(jì)及摩阻、扭矩預(yù)測(cè)與分析的軟件。

金縣B28井在設(shè)計(jì)階段根據(jù)鄰井作業(yè)實(shí)際參數(shù)反向推算出裸眼摩擦系數(shù)，如圖2所示。Landmark軟件計(jì)算結(jié)果表明最大鉤載176.37 t發(fā)生在下9-5/8英寸套管時(shí)，最大扭矩35.92 kN·m發(fā)生在12-1/4英寸井段鉆進(jìn)時(shí)，為鉆井設(shè)備和鉆具滿足作業(yè)要求提供了有力的佐證。根據(jù)實(shí)測(cè)鉤載和扭矩實(shí)時(shí)驗(yàn)算、修正摩擦系數(shù)，反映出鉆井液潤滑性、井眼清潔、軌跡平滑等情況，并制定了針對(duì)性措施。

圖2 金縣B28井摩擦系數(shù)推算圖Fig.2 Estimation of friction factor of JX-B28 well

2.3 大位移井鉆井液技術(shù)

結(jié)合渤海油田大位移井基本情況，適合的水基鉆井液體系必須具備以下性能：(1)有效降低摩阻扭矩，潤滑性強(qiáng)；(2)防泥巖水化能力強(qiáng)，井壁穩(wěn)定；(3)高效攜砂，井眼清潔能力強(qiáng)；(4)流變性穩(wěn)定，體系抗巖屑污染能力強(qiáng)。

中海油服在渤海油田大位移井鉆井作業(yè)中，逐步摸索出合適的鉆井液體系：埋深淺、易水化膨脹的地層選用軟抑制性的PEC鉆井液，埋深較深、較穩(wěn)定地層主要使用強(qiáng)抑制的KCl聚合物鉆井液。通過提高鉆井液的封堵性能增強(qiáng)地層的承壓能力；通過聚合物材料降低失水，盡量控制最低失水。加入KCl、甲酸鉀等使井壁硬化以提高井壁穩(wěn)定性，保證起下鉆或下套管作業(yè)順利。鉆井液中加入潤滑減磨材料，如塑料小球、RT101，以降低鉆柱扭矩和摩阻。RT101鉆井液材料是中海油服針對(duì)大位移井扭矩高、摩阻大的特點(diǎn)所研發(fā)的高效潤滑劑，在渤中D6井實(shí)際使用表明，在鉆井液中加入1%的RT101后，扭矩可下降5 kN·m左右，摩阻可下降20 t左右，現(xiàn)已在渤海深井、大位移井中廣泛使用，潤滑效果顯著。

2.4 鉆柱優(yōu)化設(shè)計(jì)

大位移井下放懸重較小，井眼清潔困難，易發(fā)生粘卡等復(fù)雜情況或事故。一旦發(fā)生卡鉆，則由于下放懸重低，震擊器難以發(fā)揮下?lián)糇饔谩?/p>

鉆柱優(yōu)化思路主要著力于減少底部鉆具組合與井壁的接觸面積，提高鉆柱整體懸重，增強(qiáng)鉆具的抗拉抗扭性能，盡量使得震擊器在處理復(fù)雜情況時(shí)能夠動(dòng)作，從而降低鉆具粘卡的風(fēng)險(xiǎn)。

鉆具組合優(yōu)化措施具體如下：(1)優(yōu)選震擊器，使用摩阻扭矩分析軟件計(jì)算鉆柱懸重，調(diào)整震擊器的啟動(dòng)噸位，優(yōu)化震擊器加放位置；(2)使用大尺寸(5-7/8英寸、5-1/2英寸)高抗扭鉆桿，有利于降低泵壓和提高環(huán)空返速，增強(qiáng)鉆井液攜砂能力，防止鉆柱屈曲；(3)優(yōu)化鉆具表面形狀，減小鉆具與井壁的接觸面積，降低鉆具粘卡的風(fēng)險(xiǎn)；(4)鉆具倒裝，推薦加重鉆桿倒裝加放長度為400 m(約14柱)，加放位置為井口至井斜45°井段，這樣在風(fēng)險(xiǎn)較高的下部井段鉆進(jìn)時(shí)，鉆具懸重處于逐漸增加狀態(tài)(見圖3)；(5)使用鉆柱型防磨接頭，降低摩阻扭矩，減小對(duì)套管的磨損；(6)優(yōu)選旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向或地質(zhì)導(dǎo)向鉆具。

圖3 加重鉆桿的加放長度與懸重增加的關(guān)系圖Fig.3 Relationship between adding length and weight increase of weighted drill pipe

2.5 井壁穩(wěn)定技術(shù)

大位移井井壁穩(wěn)定的關(guān)鍵在于鉆井液的抑制防塌能力和井底當(dāng)量密度的控制。大位移井具有井斜較大、水垂比高的突出特征，井眼水力清潔指數(shù)較低，鉆井液密度安全窗口較窄，隨著井眼長度的增加，極易形成巖屑床。此外，起下鉆和開泵時(shí)引起的壓力激動(dòng)等因素均可能導(dǎo)致鉆井液井底當(dāng)量密度的變化，加之渤海油田構(gòu)造斷層發(fā)育，極易發(fā)生井壁失穩(wěn)或井漏等復(fù)雜情況[10-11]。

成膜封堵劑、頁巖抑制劑、井壁穩(wěn)定劑已經(jīng)廣泛應(yīng)用于渤海油田，有效地提高了鉆井液封堵性，降低了鉆井液失水，形成了高質(zhì)量的致密泥餅，增強(qiáng)了層的承壓能力，并拓寬壓力窗口。

旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具中帶有井底當(dāng)量密度(ECD)實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)功能，通過調(diào)節(jié)鉆井液流變性、排量等改變井底當(dāng)量密度以適應(yīng)狹窄的壓力窗口，維持井壁穩(wěn)定。適時(shí)增加循環(huán)攜砂和短起下鉆，確保環(huán)空暢通和井眼清潔，有利于控制井底當(dāng)量密度。優(yōu)化鉆具組合和鉆井參數(shù)，減小鉆具的擾動(dòng)和鉆井液對(duì)井壁的沖刷效應(yīng)，提高機(jī)械鉆速以縮短井眼的浸泡時(shí)間都有利于井壁穩(wěn)定。

2.6 井眼凈化技術(shù)

在井眼清潔方面，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具無需滑動(dòng)且鉆柱轉(zhuǎn)速高，能及時(shí)破壞巖屑床，提高井眼凈化效果。同時(shí)旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具ECD實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)功能能直接反映井眼的清潔程度，如果實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)ECD異常偏大，可增加循環(huán)時(shí)間或采用倒劃眼、短起下鉆等措施加強(qiáng)井眼清潔，配合高性能固控設(shè)備，清除鉆井液中的有害固相，確保鉆井液性能穩(wěn)定[12-13]。模擬綏中N19H井8-1/2英寸鉆進(jìn)工況下的井眼清潔情況，模擬設(shè)定機(jī)械鉆速為20 m/h，鉆進(jìn)排量為2.0 m3/min，結(jié)果顯示井筒中井斜角、井深各部分巖屑濃度和巖屑床高度情況，如圖4所示。

圖4 綏中N19H井8-1/2英寸井眼清潔模擬Fig.4 Simulation of borehole cleaning for SZ-N19 well in 8.5 inch hole

大位移井要根據(jù)井深和井眼軌跡及時(shí)調(diào)整鉆井液的攜砂能力以保證井眼清潔。調(diào)節(jié)井液流變性，提高環(huán)空返速，保持環(huán)空適當(dāng)?shù)牧魉俜植迹蛘呶闪鲾y砂，必要時(shí)用稀漿或稠漿段塞清掃井下鉆屑，配合高頂驅(qū)轉(zhuǎn)速、適當(dāng)?shù)难h(huán)和短起下鉆清除巖屑床。起鉆之前的循環(huán)，要保證大排量高轉(zhuǎn)速，至少應(yīng)該有4個(gè)循環(huán)周。在下套管以前通井，保證井眼干凈，同時(shí)調(diào)節(jié)泥漿性能，降低黏度、切力和固相含量，提高泥漿潤滑性，保證起下鉆及套管下入順利。

2.7 套管下入技術(shù)

套管漂浮下入技術(shù)是廣泛應(yīng)用于大位移井的一門技術(shù)。在套管串中連接漂浮接箍，使得漂浮接箍和盲板浮鞋封閉空氣或輕鉆井液，這部分套管在井眼中成漂浮狀態(tài)，減少下套管時(shí)的阻力，使套管順利下到設(shè)計(jì)深度。在套管內(nèi)不灌漿或注入輕質(zhì)物，使套管在管外鉆井液的漂浮下減少與井壁接觸力，從而降低套管下入過程的摩阻力。

為了進(jìn)一步降低摩阻、扭矩，使得套管下入順利，提高鉆井液潤滑性能，完鉆后利用短起下鉆通暢井眼，將鉆井液性能調(diào)整到位，向裸眼內(nèi)補(bǔ)充塑料小球或者高潤滑段塞。套管下入作業(yè)期間科學(xué)計(jì)算實(shí)際摩擦系數(shù)及套管下入懸重走勢(shì)，根據(jù)實(shí)際井況優(yōu)化剛性扶正器加放位置及數(shù)量，務(wù)必確保相關(guān)設(shè)備工具保養(yǎng)和調(diào)試良好。

用可旋轉(zhuǎn)尾管掛、可劃眼浮鞋、高抗扭套管可實(shí)現(xiàn)旋轉(zhuǎn)下套管作業(yè)，選用降摩阻的滾輪扶正器、擴(kuò)眼技術(shù)及尾管時(shí)倒裝加重鉆桿增加管柱的下放懸重等都有助于套管的下入。

秦皇島I37H井是一口三維大位移井，三開8-1/2英寸井眼裸眼段長達(dá)950 m，且穩(wěn)斜角80°左右，著陸段方位從192°增至221°，下入7英寸尾管的難度極大。根據(jù)實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)利用軟件隨鉆校正摩阻系數(shù)，三開8-1/2英寸井眼鉆進(jìn)過程中全井段平均摩擦系數(shù)0.30左右，與設(shè)計(jì)預(yù)測(cè)基本一致；考慮到下套管摩擦系數(shù)會(huì)偏大，對(duì)于9-5/8英寸套管內(nèi)摩擦系數(shù)0.35～0.45，裸眼摩擦系數(shù)0.35～0.50，進(jìn)行下7英寸尾管的敏感性分析:(1)全部使用5-1/2英寸鉆桿送入，下尾管懸重?zé)o法滿足要求；(2)倒裝600 m加重鉆桿，優(yōu)化加重鉆桿位置后，當(dāng)套管內(nèi)和裸眼摩擦系數(shù)均不大于0.4時(shí)，下尾管基本滿足要求，但若井眼摩擦系數(shù)大于0.4，套管可能會(huì)發(fā)生彎曲，形成自鎖，懸重也無法滿足下尾管要求。為保障下尾管作業(yè)順利，采用史密斯擴(kuò)眼技術(shù)將8-1/2英寸井眼擴(kuò)眼至9-1/2英寸，采用倒裝加重技術(shù)下尾管順利到位。

2.8 套管保護(hù)技術(shù)

大位移井鉆進(jìn)時(shí)間較長，且淺層造斜的全角變化率較大，與常規(guī)井相比，鉆進(jìn)時(shí)套管和鉆具的摩擦?xí)r間更長、鉆具的彎曲側(cè)向力更大，套管磨損問題突出。鉆井工程全過程中必須采取有效措施，提高固井質(zhì)量，有效保護(hù)套管。

鉆井過程中，渤海油田主要采用增加鉆井液潤滑性(如前所述)、使用滾輪式鉆柱減阻器、加裝高強(qiáng)度材料接頭保護(hù)套等方式減小套管磨損。滾輪式減阻器(見圖5)主要加放在造斜井段對(duì)應(yīng)的鉆柱位置，高強(qiáng)度復(fù)合材料鉆桿接頭保護(hù)套(見圖6)主要安裝在鉆桿接箍上。

圖5 滾輪式減阻器Fig.5 Roller type drag reduction device

圖6 高強(qiáng)度材料鉆桿接頭保護(hù)套Fig.6 Drill pipe joint protective cover made of high strength material

2.9 大位移井固井技術(shù)

渤海油田大位移井固井的主要難點(diǎn)在于尾管固井。由于一般大位移井穩(wěn)斜角大，巖屑攜帶困難，在尾管下到設(shè)計(jì)深度后，循環(huán)、坐掛、剪切球座，再次進(jìn)行循環(huán)時(shí)環(huán)空間隙小，殘留井內(nèi)的巖屑容易堵塞環(huán)空，循環(huán)壓力忽高忽低，返出忽大忽小，一旦提高循環(huán)排量就存在壓力迅速升高的現(xiàn)象[14-15]。目前采取的主要措施如下。

(1) 完鉆后或者通井循環(huán)時(shí)，采用分段循環(huán)、分段掃稠塞的辦法徹底清除井內(nèi)沉積的巖屑，達(dá)到起下鉆順暢的效果。

(2) 裸眼環(huán)空使用半剛性扶正器，井底以上100 m、油氣層段及其上下100 m井段，采用3根套管加2個(gè)扶正器，其他井段適當(dāng)加放；如果存在狗腿度超出設(shè)計(jì)規(guī)定或者存在縮徑丼眼時(shí)，扶正器可適當(dāng)減少；進(jìn)上層套管鞋位置加2個(gè)扶正器；尾管懸掛器以下連續(xù)加2個(gè)扶正器。

(3) 尾管下到設(shè)計(jì)深度后，如果能夠活動(dòng)尾管串，則上提下放活動(dòng)鉆具進(jìn)行循環(huán)，活動(dòng)距離逐漸加長，最大活動(dòng)距離不超過5 m。如果不能上提下放活動(dòng)管串，則在建立循環(huán)后，待壓力和返出正常，即在最短的時(shí)間內(nèi)進(jìn)行尾管懸掛器的坐掛與脫手作業(yè)，然后再進(jìn)行循環(huán)。循環(huán)時(shí)，先以0.1～0.2 m3/min開泵打通，等壓力和返出穩(wěn)定后再緩慢、逐級(jí)提高排量，采用分階段提排量循環(huán)到設(shè)計(jì)排量循環(huán)2個(gè)裸眼容積；之后再逐步提高泵排量到1.0～1.2 m3/min循環(huán)。在提排量過程中注意返出和壓力的變化，一旦返出和壓力異常，立即降排量進(jìn)行觀察。在第一循環(huán)周結(jié)束后，泵注設(shè)計(jì)好的泥漿稠塞(5～10 m3稠塞，具體量可以根據(jù)井況進(jìn)行調(diào)整)，循環(huán)直至稠塞完全返出井口，觀察振動(dòng)篩返出巖屑情況，直到返出口見到巖屑。

(4) 前置液設(shè)計(jì)。隔離液設(shè)計(jì)密度加重到與泥漿比重一致，粘度與泥漿粘度一致，采用石灰石或重晶石加重。沖洗液根據(jù)泥漿比重決定是否加重。泥漿密度超過1.35 g/cm3的井都使用加重沖洗液，密度等同泥漿密度，使用1 200目鐵礦粉加重。

(5) 水泥漿封固及長度要求。領(lǐng)漿的量占回接筒頂以上鉆桿與9-5/8英寸套管環(huán)空高度200 m。前100 m的水泥漿密度為1.75 g/cm3，后100 m的水泥漿密度為1.85 g/cm3。緩凝尾漿封固至回接筒頂，密度為1.90 g/cm3。速凝尾漿封固至油頂以上50 m，密度為1.90 g/cm3。在裸眼段標(biāo)準(zhǔn)容積的情況下，速凝尾漿不返到尾管掛以上。

2.10 實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)決策支持系統(tǒng)

近年來，隨著數(shù)字化油田的建設(shè)，渤海油田利用互聯(lián)網(wǎng)技術(shù)，將現(xiàn)場(chǎng)錄井參數(shù)遠(yuǎn)程傳輸至陸地?cái)?shù)據(jù)分析和實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)決策中心，決策中心擁有數(shù)據(jù)處理中心和在線鉆井曲線顯示。實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)系統(tǒng)使用挪威康斯伯格公司最新一代實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)系統(tǒng)Discovery Web系統(tǒng)，該系統(tǒng)已經(jīng)在全球300多個(gè)實(shí)時(shí)作業(yè)中心及20余家國際公司使用。無論是鉆井工程師、地質(zhì)工程師還是模擬計(jì)算工程師，都能快速使用Discovery Web系統(tǒng)來處理數(shù)據(jù)。系統(tǒng)支持實(shí)時(shí)效率分析，幫助用戶提供項(xiàng)目效率，減少成本，其界面如圖7所示。輔助決策系統(tǒng)使用挪威E-Drilling公司系統(tǒng)，可用于鉆井設(shè)計(jì)及施工階段，能完成施工過程中所涉及的所有計(jì)算，并有強(qiáng)大的分析能力，能預(yù)測(cè)鉆井過程中的事故，為井漏、卡鉆、鉆具失效等復(fù)雜情況的處理提供方案，保證鉆井施工的順利進(jìn)行，可預(yù)測(cè)鉆井過程中井下鉆具后100 m情況。

圖7 Discovery-web遠(yuǎn)程監(jiān)測(cè)界面Fig.7 Remote monitoring interface of Discovery-web

3 結(jié) 語

隨著渤海油田的深入開發(fā)，對(duì)于邊際油田的開發(fā)以及老油田的周邊滾動(dòng)勘探、開發(fā)，均需要大位移井技術(shù)的實(shí)現(xiàn)，因此大位移井技術(shù)在渤海油田處于應(yīng)用上升階段。目前渤海油田通過模擬計(jì)算進(jìn)行設(shè)計(jì)的不斷優(yōu)化，利用實(shí)時(shí)監(jiān)控實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)程決策，引入新工具為渤海海上大位移井技術(shù)的發(fā)展奠定了良好的基礎(chǔ)，形成了軌跡控制、摩阻扭矩監(jiān)控、鉆柱優(yōu)化、鉆井液技術(shù)、井眼凈化、井壁穩(wěn)定、套管下入等一系列適合渤海條件的海上大位移井鉆井關(guān)鍵技術(shù)。但目前渤海油田采用大位移井技術(shù)開發(fā)的主要層位仍處在中淺層，以明化鎮(zhèn)組下段居多，地質(zhì)情況較為單一，因此該技術(shù)仍有進(jìn)一步發(fā)展的空間，尤其是儲(chǔ)層位于沙河街組及以下層位的大位移井，井壁穩(wěn)定性和井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)將成為后續(xù)發(fā)展的重點(diǎn)。

渤海油田井身結(jié)構(gòu)需要進(jìn)一步拓展開發(fā)。渤海油田目前采用的大位移井井身結(jié)構(gòu)為17-1/2英寸井眼×13-3/8英寸表層套管+12-1/4英寸井眼×9-5/8英寸技術(shù)套管+8-1/2英寸井眼×7英寸尾管+6英寸井眼+4-1/2英寸篩管。如果其中一環(huán)出現(xiàn)復(fù)雜情況，導(dǎo)致套管無法順利下入至設(shè)計(jì)深度，則后續(xù)井段很難開展，因此開發(fā)和研究非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)、進(jìn)一步擴(kuò)展井身結(jié)構(gòu)層次是渤海油田大位移井技術(shù)發(fā)展的一項(xiàng)關(guān)鍵任務(wù)。

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ApplicationandDevelopmentofExtendedReachWellTechniquesinOilfieldsinBohai

HE Peng-fei

(CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCo.,Tianjin300452,China)

Extended reach well is been drilled in many oilfields in Bohai. According to technical difficulties and stratigraphic characteristics of Bohai, a series of techniques such as well design, well trajectory control, drag and torque monitoring, drilling string optimization, drilling fluid technology, borehole cleaning, borehole wall stabilization, casing tripping in and so on, are researched and applied. Using these techniques combined with real-time decision system, a well horizontal displacement to vertical depth ratio of about 2.62 is realized.

extended reach well；rotary steerable drilling tool；well trajectory；drag and torque；real-time decision

2016-11-08

和鵬飛(1987—)，男，工程師，主要從事海洋石油鉆井技術(shù)監(jiān)督與管理工作。

TE52

A

2095-7297(2016)06-0361-06