大位移井技術在渤海油田的應用及發展

和鵬飛

(中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452)

大位移井技術在渤海油田的應用及發展

和鵬飛

(中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452)

渤海油田在多個區域進行了大位移井鉆井技術的應用并逐漸推廣。針對大位移井的特點并結合渤海地區地層特點，從設計、軌跡控制、摩阻扭矩監控、鉆柱優化、鉆井液技術、井眼凈化、井壁穩定、套管下入等方面進行研究與鉆井實踐。運用實時決策支持系統，探索出一系列適合渤海油田海上大位移井的鉆井技術，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；旋轉導向鉆具；井眼軌跡；摩阻扭矩；實時決策

0 引 言

大位移井技術作為當今世界鉆井技術的一個高峰，是斷塊及邊際油田勘探開發的重要手段，在降低地質儲量的開發門檻、減少開發平臺數量、適應高環保要求區域作業中優勢日益凸顯[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劃用常規技術開發6 口井的東區平臺，省去了1 座井口平臺、1 條3.5 km海底管道和1 臺平臺修井機，開發效益顯著，但最大水垂比僅為1.94。之后渤海油田學習和引進國外先進技術，逐步形成淺層(目的層位于明化鎮組)和中層(目的層位于東營組)的大位移井鉆井技術，從2009年開始在渤中、錦州、金縣等區域大范圍應用并逐漸推廣，截至目前累計實施近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。

本文從設計、軌跡控制、摩阻扭矩監控、鉆柱優化、鉆井液技術、井眼凈化、井壁穩定、套管下入等多個方面總結了大位移井技術在渤海油田的應用，以期為將該技術更廣泛地應用于我國海洋油氣資源開發提供參考。

1 渤海大位移井工程設計

渤海油田地質特征差異較大，層序較多，長裸眼段井壁穩定性差，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、風險高、成本高，要求更加完善可行的設計方案，因此，設計成為了大位移井成功實施的關鍵一環。大位移井工程設計的具體內容主要包括：定向井方案設計、井身結構方案設計、鉆井液類型分析和選擇、基礎水力學計算、基礎鉆具組合分析、下套管與固井技術預案設計與分析、基礎鉆柱減阻降扭和降磨損預案選擇、裝備升級改造基本需求分析、科研和技術儲備以及項目簡單預算編制、經濟評估及可持續研究分析。

目前渤海油田主要依托Landmark軟件和E-Drilling軟件進行方案可行性設計和施工詳細設計，重點是井眼軌跡設計、對應的摩阻扭矩和水力分析、鉆柱力學分析、井眼清潔程度與巖屑濃度模擬、套管強度校核及力學分析、固井過程模擬計算等。通過軟件計算模擬，不斷調整優化大位移井設計，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，應重點關注井眼尺寸的選擇、井眼軌跡和剖面的設計、管串強度及下入計算、摩阻扭矩的計算和井眼清潔程度的計算等問題。

2 渤海油田大位移井鉆井關鍵技術

2.1 井眼軌跡控制技術

(1) 軌跡剖面及井身結構優化。為節約開發成本，渤海油田均采用叢式井開發。根據叢式井鉆井原則優選槽口，將大位移井放置在最外排槽口，在滿足油藏開發要求的同時通過靶點微調，避免碰撞風險，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，隔水導管入泥深度較淺，隔水導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。設計時在常規的24英寸(1英寸≈2.54 cm)隔水導管與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，避免了隔水導管與海面的竄漏及下沉，為后續作業提供安全保障。

(2) 高性能馬達+隨鉆測量(MWD)+可變徑扶正器井眼軌跡控制技術。大位移井上部穩斜井段(一般井深不超過2 500 m)使用馬達+MWD作業，選用合適尺寸的扶正器，配合適當的參數調整，實現穩斜快速鉆進的效果。長穩斜井段往往會因為地層非均質性或者巖性改變而造成軌跡增降斜趨勢變化，通過可變徑扶正器調整扶正器大小，可以有效抵消井眼軌跡自然漂移趨勢，盡可能減少滑動鉆進的同時實現長井段穩斜，提高作業效率。

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

(4) 高精度陀螺測斜技術。叢式井作業尤其是進入油田開發中后期，井眼防碰風險急劇增大，MWD隨鉆測量受鄰井套管磁干擾容易造成測量數據不準確，使用高精度陀螺儀進行軌跡復測能有效避免磁干擾，提高井眼軌跡的測量精度，有利于井眼軌跡的精確控制及井眼防碰。

(5) 旋轉導向鉆井技術。渤海油田常用的旋轉導向系統包括貝克休斯的AutoTrak、斯倫貝謝的Power Drive等，結合中海油自主研發的Welleader，形成了一整套齊全的旋轉導向工具組合。斯倫貝謝公司的Power Drive Archer 系統(見圖1)是一種推靠式和指向式相結合的混合型旋轉導向系統。秦皇島油田實鉆數據顯示，該工具在儲層疏松砂巖井段全力造斜，全角變化率可達到每30 m 7°～8°，局部井段可達每30 m 10°，且平均分布于造斜段，軌道相對平滑，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地區東營組大套泥巖壓實程度較高，局部含灰質，斜深較深，所以往往會出現用馬達鉆進難以滑動、軌跡控制難，用旋轉導向鉆進時鉆頭轉速低、進尺不快、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動力導向鉆井系統。在金縣油田現場應用表明，該系統的總動力達到133～257 kW，機械鉆速可提高30.34%～205.06%；最大扭矩由45 kN·m降至36 kN·m。

2.2 摩阻扭矩監控

大位移井鉆井過程中的摩阻扭矩預測和控制是成功實施大位移井的關鍵和難點所在，貫穿設計及施工全過程。渤海油田開發了一套適合于大位移井鉆井軌跡優化設計及摩阻、扭矩預測與分析的軟件。

金縣B28井在設計階段根據鄰井作業實際參數反向推算出裸眼摩擦系數，如圖2所示。Landmark軟件計算結果表明最大鉤載176.37 t發生在下9-5/8英寸套管時，最大扭矩35.92 kN·m發生在12-1/4英寸井段鉆進時，為鉆井設備和鉆具滿足作業要求提供了有力的佐證。根據實測鉤載和扭矩實時驗算、修正摩擦系數，反映出鉆井液潤滑性、井眼清潔、軌跡平滑等情況，并制定了針對性措施。

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

2.3 大位移井鉆井液技術

結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；(2)防泥巖水化能力強，井壁穩定；(3)高效攜砂，井眼清潔能力強；(4)流變性穩定，體系抗巖屑污染能力強。

中海油服在渤海油田大位移井鉆井作業中，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、較穩定地層主要使用強抑制的KCl聚合物鉆井液。通過提高鉆井液的封堵性能增強地層的承壓能力；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定性，保證起下鉆或下套管作業順利。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大位移井扭矩高、摩阻大的特點所研發的高效潤滑劑，在渤中D6井實際使用表明，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 鉆柱優化設計

大位移井下放懸重較小，井眼清潔困難，易發生粘卡等復雜情況或事故。一旦發生卡鉆，則由于下放懸重低，震擊器難以發揮下擊作用。

鉆柱優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，增強鉆具的抗拉抗扭性能，盡量使得震擊器在處理復雜情況時能夠動作，從而降低鉆具粘卡的風險。

鉆具組合優化措施具體如下：(1)優選震擊器，使用摩阻扭矩分析軟件計算鉆柱懸重，調整震擊器的啟動噸位，優化震擊器加放位置；(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空返速，增強鉆井液攜砂能力，防止鉆柱屈曲；(3)優化鉆具表面形狀，減小鉆具與井壁的接觸面積，降低鉆具粘卡的風險；(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，這樣在風險較高的下部井段鉆進時，鉆具懸重處于逐漸增加狀態(見圖3)；(5)使用鉆柱型防磨接頭，降低摩阻扭矩，減小對套管的磨損；(6)優選旋轉導向或地質導向鉆具。

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

2.5 井壁穩定技術

大位移井井壁穩定的關鍵在于鉆井液的抑制防塌能力和井底當量密度的控制。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，起下鉆和開泵時引起的壓力激動等因素均可能導致鉆井液井底當量密度的變化，加之渤海油田構造斷層發育，極易發生井壁失穩或井漏等復雜情況[10-11]。

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

旋轉導向鉆具中帶有井底當量密度(ECD)實時監測功能，通過調節鉆井液流變性、排量等改變井底當量密度以適應狹窄的壓力窗口，維持井壁穩定。適時增加循環攜砂和短起下鉆，確保環空暢通和井眼清潔，有利于控制井底當量密度。優化鉆具組合和鉆井參數，減小鉆具的擾動和鉆井液對井壁的沖刷效應，提高機械鉆速以縮短井眼的浸泡時間都有利于井壁穩定。

2.6 井眼凈化技術

在井眼清潔方面，旋轉導向鉆具無需滑動且鉆柱轉速高，能及時破壞巖屑床，提高井眼凈化效果。同時旋轉導向工具ECD實時監測功能能直接反映井眼的清潔程度，如果實時監測ECD異常偏大，可增加循環時間或采用倒劃眼、短起下鉆等措施加強井眼清潔，配合高性能固控設備，清除鉆井液中的有害固相，確保鉆井液性能穩定[12-13]。模擬綏中N19H井8-1/2英寸鉆進工況下的井眼清潔情況，模擬設定機械鉆速為20 m/h，鉆進排量為2.0 m3/min，結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

大位移井要根據井深和井眼軌跡及時調整鉆井液的攜砂能力以保證井眼清潔。調節井液流變性，提高環空返速，保持環空適當的流速分布，或者紊流攜砂，必要時用稀漿或稠漿段塞清掃井下鉆屑，配合高頂驅轉速、適當的循環和短起下鉆清除巖屑床。起鉆之前的循環，要保證大排量高轉速，至少應該有4個循環周。在下套管以前通井，保證井眼干凈，同時調節泥漿性能，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

套管漂浮下入技術是廣泛應用于大位移井的一門技術。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，減少下套管時的阻力，使套管順利下到設計深度。在套管內不灌漿或注入輕質物，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，將鉆井液性能調整到位，向裸眼內補充塑料小球或者高潤滑段塞。套管下入作業期間科學計算實際摩擦系數及套管下入懸重走勢，根據實際井況優化剛性扶正器加放位置及數量，務必確保相關設備工具保養和調試良好。

用可旋轉尾管掛、可劃眼浮鞋、高抗扭套管可實現旋轉下套管作業，選用降摩阻的滾輪扶正器、擴眼技術及尾管時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950 m，且穩斜角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。根據實測數據利用軟件隨鉆校正摩阻系數，三開8-1/2英寸井眼鉆進過程中全井段平均摩擦系數0.30左右，與設計預測基本一致；考慮到下套管摩擦系數會偏大，對于9-5/8英寸套管內摩擦系數0.35～0.45，裸眼摩擦系數0.35～0.50，進行下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，下尾管懸重無法滿足要求；(2)倒裝600 m加重鉆桿，優化加重鉆桿位置后，當套管內和裸眼摩擦系數均不大于0.4時，下尾管基本滿足要求，但若井眼摩擦系數大于0.4，套管可能會發生彎曲，形成自鎖，懸重也無法滿足下尾管要求。為保障下尾管作業順利，采用史密斯擴眼技術將8-1/2英寸井眼擴眼至9-1/2英寸，采用倒裝加重技術下尾管順利到位。

2.8 套管保護技術

大位移井鉆進時間較長，且淺層造斜的全角變化率較大，與常規井相比，鉆進時套管和鉆具的摩擦時間更長、鉆具的彎曲側向力更大，套管磨損問題突出。鉆井工程全過程中必須采取有效措施，提高固井質量，有效保護套管。

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、加裝高強度材料接頭保護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應的鉆柱位置，高強度復合材料鉆桿接頭保護套(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 高強度材料鉆桿接頭保護套Fig.6 Drill pipe joint protective cover made of high strength material

2.9 大位移井固井技術

渤海油田大位移井固井的主要難點在于尾管固井。由于一般大位移井穩斜角大，巖屑攜帶困難，在尾管下到設計深度后，循環、坐掛、剪切球座，再次進行循環時環空間隙小，殘留井內的巖屑容易堵塞環空，循環壓力忽高忽低，返出忽大忽小，一旦提高循環排量就存在壓力迅速升高的現象[14-15]。目前采取的主要措施如下。

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

(2) 裸眼環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個扶正器，其他井段適當加放；如果存在狗腿度超出設計規定或者存在縮徑丼眼時，扶正器可適當減少；進上層套管鞋位置加2個扶正器；尾管懸掛器以下連續加2個扶正器。

(3) 尾管下到設計深度后，如果能夠活動尾管串，則上提下放活動鉆具進行循環，活動距離逐漸加長，最大活動距離不超過5 m。如果不能上提下放活動管串，則在建立循環后，待壓力和返出正常，即在最短的時間內進行尾管懸掛器的坐掛與脫手作業，然后再進行循環。循環時，先以0.1～0.2 m3/min開泵打通，等壓力和返出穩定后再緩慢、逐級提高排量，采用分階段提排量循環到設計排量循環2個裸眼容積；之后再逐步提高泵排量到1.0～1.2 m3/min循環。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，立即降排量進行觀察。在第一循環周結束后，泵注設計好的泥漿稠塞(5～10 m3稠塞，具體量可以根據井況進行調整)，循環直至稠塞完全返出井口，觀察振動篩返出巖屑情況，直到返出口見到巖屑。

(4) 前置液設計。隔離液設計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。領漿的量占回接筒頂以上鉆桿與9-5/8英寸套管環空高度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。在裸眼段標準容積的情況下，速凝尾漿不返到尾管掛以上。

2.10 實時監測決策支持系統

近年來，隨著數字化油田的建設，渤海油田利用互聯網技術，將現場錄井參數遠程傳輸至陸地數據分析和實時監測決策中心，決策中心擁有數據處理中心和在線鉆井曲線顯示。實時監測系統使用挪威康斯伯格公司最新一代實時監測系統Discovery Web系統，該系統已經在全球300多個實時作業中心及20余家國際公司使用。無論是鉆井工程師、地質工程師還是模擬計算工程師，都能快速使用Discovery Web系統來處理數據。系統支持實時效率分析，幫助用戶提供項目效率，減少成本，其界面如圖7所示。輔助決策系統使用挪威E-Drilling公司系統，可用于鉆井設計及施工階段，能完成施工過程中所涉及的所有計算，并有強大的分析能力，能預測鉆井過程中的事故，為井漏、卡鉆、鉆具失效等復雜情況的處理提供方案，保證鉆井施工的順利進行，可預測鉆井過程中井下鉆具后100 m情況。

圖7 Discovery-web遠程監測界面Fig.7 Remote monitoring interface of Discovery-web

3 結 語

隨著渤海油田的深入開發，對于邊際油田的開發以及老油田的周邊滾動勘探、開發，均需要大位移井技術的實現，因此大位移井技術在渤海油田處于應用上升階段。目前渤海油田通過模擬計算進行設計的不斷優化，利用實時監控實現遠程決策，引入新工具為渤海海上大位移井技術的發展奠定了良好的基礎，形成了軌跡控制、摩阻扭矩監控、鉆柱優化、鉆井液技術、井眼凈化、井壁穩定、套管下入等一系列適合渤海條件的海上大位移井鉆井關鍵技術。但目前渤海油田采用大位移井技術開發的主要層位仍處在中淺層，以明化鎮組下段居多，地質情況較為單一，因此該技術仍有進一步發展的空間，尤其是儲層位于沙河街組及以下層位的大位移井，井壁穩定性和井身結構設計將成為后續發展的重點。

渤海油田井身結構需要進一步拓展開發。渤海油田目前采用的大位移井井身結構為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。如果其中一環出現復雜情況，導致套管無法順利下入至設計深度，則后續井段很難開展，因此開發和研究非常規井身結構、進一步擴展井身結構層次是渤海油田大位移井技術發展的一項關鍵任務。

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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監督與管理工作。

TE52

A

2095-7297(2016)06-0361-06