致密油水平井井眼軌跡控制技術研究與應用

李細鴻

（大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院，黑龍江大慶163114）

大慶油田致密油儲層存在物性差、平面分布不穩定等特點，孔隙度和滲透率極低。只能采用長水平段水平井和大規模壓裂的方式進行開采。定向鉆井作業面臨入窗難度大、斜井段狗腿度大、井眼軌跡不光滑等難題，在進入水平段后易發生鉆具自鎖、托壓和定向難等復雜。通過優化井眼軌跡和井身結構，形成適用于不同井段的鉆具組合，通過使用自助研發的近鉆頭地質導向工具，使機械鉆速和水平段延伸長度大幅度提高。

1 井軌控制難點分析

大慶油田致密油藏在鉆井施工過程中存在著以下難點：

（1）井壁穩定性差。致密油水平段位于青山口組，屬于粘土礦物含量高、裂縫發育的泥巖地層，極易發生井塌和卡鉆等事故。

（2）井眼軌跡控制難度大。致密油儲層埋深在2000m左右，水平段長度大都在1000m左右，少數井水平段長度超過1500m，水垂比在1∶2左右。由于儲層埋深變化大、厚薄不均，使油層鉆遇率提高難度較大，會導致造斜段局部狗腿度過高，為提高鉆遇率，水平段井眼軌跡控制難度極大，后期起下鉆和下套管摩阻也會偏大。

（3）井眼軌跡不光滑。因水平段長和造斜段狗腿度大，大部分鉆具都貼在下井壁，會增加起下鉆摩阻，當水平段長度大于1000m，起下鉆摩阻會超過30t。

（4）井眼清潔難度大。井壁剝落或坍塌通常會在某一井段形成“大肚子”井眼，極易在該處或者井底形成大量巖屑床，使鉆具與井壁的摩阻進一步增加。

（5）水平段鉆壓傳遞困難，難以延伸水平段長度。

2 井眼軌跡控制技術研究

2.1 鉆井剖面優化

2.1.1 井身結構優化

根據近幾年的施工經驗，綜合考慮地層、降低摩阻和扭矩等因素，形成井身結構優化措施[1]：①復雜地區。充分考慮到致密油扶楊油層上部的葡萄花層位注水壓力高、黑帝廟層存在著淺層氣的特點，表層套管下入深度大于200m，技術套管下入到青山口組泥巖段，并在井口安裝防噴裝置，以確保施工安全；②無復雜區塊。對于沒有淺層氣和注水井的區塊，將三維井眼設計轉為二維設計。表層套管下入深度不小于100m封固第四系泰康組，技術套管下入深度以封固嫩二段以上的松軟地層為佳。

2.1.2 井眼軌跡優化

針對傳統井眼軌道設計會影響對下部造斜段井眼軌跡、增加后期摩阻和不能正常入窗的缺點，實行“略大勿小、增加初期造斜率”的原則，主要技術措施有：①采用“直—增—穩—增—微增—水平”的6段式軌跡設計方式；②優化井眼曲率和靶前距設定，調整扭方位井段和幅度。二維井優化探油頂長度30～50m，曲率3°/30m，減少井眼軌跡上下調整；將整體三維軌跡變化為分段式二維軌跡，并將造斜點上移以降低造斜率[2]。

2.2 隨鉆儀器和提速工具

2.2.1 LWD隨鉆測井儀器

截止到2019年底，針對LWD儀器引進費用高、技術壟斷的問題，大慶油田在引用國外LWD隨鉆測井儀器的基礎上，已經掌握核心技術，形成了成熟的隨鉆測量技術，累計生產LWD隨鉆測井儀器50余串。為了有效降低鉆井成本和有效控制井眼軌跡，致密油水平井的造斜段使用自主研發的LWD隨鉆測井儀器，很好地滿足了現場施工需求，平均單井故障時間6.5h，同比降低了8%[3]。

2.2.2 旋轉導向系統

為實現致密油水平井長水平段的順利延伸，在水平段全程旋轉導向系統，攻克了大功率泥漿發電、雙向無線通訊、非接觸供電等關鍵技術，研制了一套旋轉導向系統。具有復合鉆進速度快、轉速高、井眼軌跡精確控制的優點，能夠有效降低摩阻、防止托壓，提高油層鉆遇率，最大程度延伸水平段長度，同比滑動鉆進速度提高20%以上。

2.2.3 提速工具

經過多年技術攻關，研制出了能降鉆井液液能轉化為機械能的水力振蕩器，該工具通過產生高頻、低幅軸向振動，可將鉆具與井壁之間的靜摩擦力轉化為動摩擦力，降低鉆井摩阻、提高鉆速。通過該工具的有效應用，解決了在致密油水平井鉆進過程中存在的大摩阻、高托壓問題，降低摩阻超過2.3t，平均鉆速提高10%以上[4]。

2.2.4 加重鉆桿

通過優化加重鉆桿長度、位置等參數可有效增加鉆具鉆壓，有效延長水平段長度。在致密油鉆進過程中，當井斜角達到25°以后，應該安裝加重鉆桿，螺旋屈曲段長度小，所以加重鉆桿最下方位置選擇在造斜段井斜25°以內[5]。

2.3 鉆具組合

大慶致密油儲層的上部地層采用牙輪鉆頭，三開造斜段和水平段均使用PDC鉆頭。根據不同地層情況和井段，使用不同鉆具組合。在造斜段進行定向時，用5刀翼PDC鉆頭，按照“一趟鉆”要求配備儀器和鉆具組合，使用?215.9mmPDC鉆頭+?172mm單彎螺桿+?172mm浮閥+?172mmLWD+1根?165mm無磁鉆鋌+2根?165mm螺旋鉆鋌+6根?127mm加重鉆桿+45根?127mm鉆桿+24根?127mm加重鉆桿+?127mm鉆桿；在水平段全程選用旋轉導向系統，實施水平段“一趟鉆”。鉆具組合?215.9mm的PDC鉆頭+?193mm的 旋 轉 導 向 工 具+?172mm浮 閥+3根?127mm的加重鉆桿+?165mm振擊器+3根?127mm加重鉆桿+165根?127mm鉆桿+24根?127mm加重鉆桿+?127mm鉆桿。

3 現場應用

形成的技術在大慶油田致密油區塊進行了應用，主要取得了以下幾方面效果：①造斜能力增強，通過井身結構優化，造斜段全部采用?215.9mm井眼施工，鉆具剛性降低、造斜能力大幅度增強；②鉆速提高明顯，機械鉆速和行程鉆速比優化之前分別提高了25%和34%；③降低井下復雜效果明顯，平均單井延誤時間由11.25h降低至6.92h，沒有發生托壓、卡鉆等復雜，套管一次下入到底。

4 結論

（1）大慶油田致密油儲層由于油層埋藏深，厚薄不均，使定向鉆井作業面臨入窗難度大、斜井段狗腿度大、井眼軌跡不光滑等難題，在進入水平段后易發生鉆具自鎖、托壓和定向難等復雜，嚴重影響了鉆井速度和效率。

（2）通過優化鉆井剖面，形成適用于不同井段的鉆具組合，使用自助研發的近鉆頭地質導向工具，降低了因處理阻卡等井下復雜的非鉆進時間，為大慶油田致密油資源的高效開發提供了技術支持。