渤海油田大位移定向鉆井關鍵技術

劉俊彥，林家昱，劉海龍，竇 蓬

(1. 中海油田服務股份有限公司天津分公司 天津300459；2. 中海石油(中國)有限公司 天津 300459)

隨著渤海油田增儲上產，大位移井日益增多，部分區塊最大水垂比已達到3.0，為定向鉆井帶來很大困難，導致鉆井過程摩阻扭矩增大、鉆具易疲勞破壞、井眼清潔困難、井底ECD大、井壁失穩、下套管及電測困難等問題。傳統解決大位移井問題主要通過研究鉆井液及井壁穩定、井眼清潔及鉆具摩阻扭矩三方面入手，未涉及瘦身井井身結構、可循環利用環保型鉆井液體系等內容[1-3]。為了解決大位移定向鉆井的難點問題，本文通過井身結構優化、減少井身結構開次、使用瘦身井井身結構等方式，在不同井段把作業風險進行分化，從而降低下部井段作業風險，實現縮短工期、降低鉆井成本；為降低整體鉆具摩阻優選鉆具組合及導向工具，提出了采用中海油服的國產化工具“D+W”(Drilog+Wellleader)技術，能準確識別油層并及時調整井眼軌跡[4]。針對超長穩斜段的大位移井，提出采用倒裝鉆具，可有效給下部鉆具加壓，以達到順利下鉆的目的。對于要求全回收的區域，可采用環保型BIODRILL A鉆井液體系，通過撬裝絮凝壓濾一體機實現廢棄鉆井液的可循環利用，同時對于存在地層阻卡、倒劃眼時間長及固井循環返出軟泥巖情況的地層，進行了安全鉆井泥漿密度窗口與井壁穩定周期研究。此外，合理使用巖屑床破壞器、水力振蕩器等降摩減阻工具，也能減少鉆柱整體摩阻扭矩，預防井下復雜情況，提高機械鉆速。

1 大位移井整體設計思路

大位移軌道設計是實施定向井鉆井作業的基礎，合理的井身剖面及井身結構有利于降低鉆具摩阻扭矩，提高井眼清潔，預防井下復雜情況。

①造斜段狗腿設計盡量小，2°～3°/30 m最合適，扭方位設計盡量低于2°/30 m。

②井身剖面設計越簡單越好，一般三段式剖面、懸鏈線形設計較為適合。

③穩斜段設計低于86°以下較好。

④造斜段的套管柱設計盡量選用厚壁型。

⑤鉆具組合盡量簡化，以利于電機正常工作。

⑥鉆柱的三軸應力、屈曲、側向力校核，選擇合適的鉆井參數，確保管柱安全。

⑦加重鉆桿盡量少放，過多的加重鉆桿會增加底部鉆具質量，增加無用的摩擦扭拒，增加泵壓，增大鉆具粘卡的可能性，嚴重時，可使電機失去作用，甚至損壞。

⑧考慮作業難度最大的工況。

2 定向鉆井關鍵技術

2.1 創新井身結構優化設計

基于渤海油田的地質特點，創造性地優化針對渤海油田大位移井井身結構，將表層套管下至第一造斜結束點，在17-1/2″(注：1″＝25.4 mm，下同)井段開始造斜，12-1/4″井段穩斜鉆進，各井段承擔不同任務，分化作業風險，降低下一開次井段作業風險。

渤海油田大部分大儲層位于明化鎮組淺層大位移井水平井，采用三層井身結構，17-1/2″井眼下13-3/8″套管封固平原組，12-1/4″井眼下9-5/8〞套管至儲層頂部，8-1/2″井眼鉆水平段裸眼；在實際作業過程中，如遇到井漏、井塌等情況，各層套管下深應根據實鉆情況進行調整。如部分井深超過3 600 m的大位移井采用基本設計階段備用的四開井身結構方案：在三開井身結構的基礎上，8-1/2″井眼著陸，下7″尾管，6″井眼完鉆[5]。目前渤海少數淺層大位移井采用瘦身井井身結構12-1/4″井眼內下10-3/4″套管，然后打9-1/2″井眼，下入7-5/8″套管，再打6-1/2″井眼完井，通過持續優化井身結構，減少井身結構開次，甚至使用瘦身井井身結構，可縮短工期、降低鉆井成本。

2.2 鉆具組合設計

通常已鉆大位移井12-1/4″井段井深小于3 000 m井使用電機鉆進，井深大于3 000 m的井，上部井段采用電機鉆具組合鉆進，下部井段采用旋轉導向鉆具組合鉆進，配合使用巖屑床破壞器以提高井眼清潔的效果；8-1/2″井段基本采用旋轉導向鉆具組合鉆進。對于12-1/4〞上部井段通常采用海水搬土漿用電機鉆進，常用鉆具組合為：12-1/4″PDC-Bit+9-5/8″PDM(1.15°)+8″F/V+STB+8″NMDC+MWD+8″S NMDC+8″(F/J+JAR)，當鉆進速度較慢時起鉆將馬達換為旋轉導向繼續鉆進。

2.3 國產化旋轉導向工具研發及應用

渤海油田常用的12-1/4"井眼旋轉導向隨鉆測井鉆具組合為：12-1/4"PDC-Bit+旋轉導向+8"F/V+8"LWD+8"MWD+8"NMDC+8"(F/J+JAR)、旋轉導向工具渤海油田通常采用的有4種，分別是：Baker Hughes公司生產的AutoTrak、中海油服的Wellleader、Schlumberger的PowerDrive/Xceed、Hallburton的Geopilot[6]。

隨著我國自主研發實力的不斷增強，中海油田技術服務公司的“D+W”技術已得到較為廣泛的應用[7]。其基本組合為Welleader(包含渦輪發電機)+Drilog+MWD，其中Welleader為最初的儀器，儀器串組合為導向短節+柔性短節+渦發短節，導向單元由渦輪供電，MWD包括探管和脈沖發生器(圖1)。旋轉導向渦輪發電機可穩定提供300 W電能，供旋轉導向使用，同時部分渦輪發電機拓展了向上供電功能，可為Drilog系統提供測量用電，在沒有外部供電情況下，部分儀器由中控鋰電池供電。

采用“D+W”技術配合MWD與實時LWD可實現井眼軌跡控制，選用合理的鉆井參數、適度的電機彎角及合適的上扶正器尺寸，保證軌跡控制效果。目前該技術已在渤海多油田展開應用，通過LWD的伽瑪和電阻率測量值可及時掌握地層信息，為準確識別油層、及時調整井眼軌跡，提供了可靠的依據。

2.4 采用倒裝鉆具

大位移井超長穩斜段大斜度導致井眼清潔困難，起下鉆及下尾管摩阻較大，為此現場在直井段或井斜較小井段采用鐘擺鉆具組合，倒裝加重鉆桿為下部鉆具加壓，實現順利下鉆、鉆進或下套管目的(圖2)。

2.5 鉆井液優選與井壁穩定研究

目前渤海常規淺層大位移井常溫常壓體系鉆明化鎮組泥漿密度范圍一般為1.07～1.18 g/cm3，所用泥漿類型由海水膨潤土漿過渡為聚合物體系再轉為改進型PEC鉆井液，或者直接由海水膨潤土漿轉為改進型PEC鉆井液。對于斑海豹保護區、生態紅線區等要求全回收的區域，多采用BIODRILL A環保型鉆井液體系，并通過撬裝絮凝壓濾一體機實現廢棄鉆井液的可循環利用。

部分大位移井明化鎮組及館陶組上部地層阻卡情況嚴重，尤其在井深較深時處理阻卡的時間占比更大，且三開固井循環返出黏軟泥餅及部分細碎巖屑，說明存在砂泥巖地層的坍塌、縮徑等井壁失穩問題，BIODRILL A鉆井液用包被抑制劑高分子胺基聚合物PF-BIOCAP，通過胺基的強吸附和插層抑制作用，有效吸附在黏土晶層間，抑制黏土和頁巖水；通過對井壁穩定、管柱力學、鉆井水力學等方面開展深入的綜合研究，進一步精確預測安全鉆井泥漿密度窗口與井壁穩定周期，建立更加符合本油田實際工程條件的水力攜巖模型、管柱摩阻扭矩和延伸極限預測模型，指導鉆井方案設計，提高長裸眼段井壁穩定性。

2.6 降摩減阻工藝

在保持井徑規則，減少縮徑、垮塌及掉塊等情況下，合理使用巖屑床破壞器、水力振蕩器等降摩減阻工具，也能有效減少鉆柱摩阻扭矩，預防井下復雜情況的發生[8-10]。

2.6.1 巖屑床破壞器

大位移井鉆井過程中，由于井眼較長，井斜角過大(40°～65°)，導致井底巖屑攜帶困難，形成巖屑床，直接影響鉆井、下套管及電測等作業，嚴重時造成井下事故。巖屑床破壞器工具長度、扣型與鉆桿一致，直接安放于鉆具之中且不會造成額外扭矩，能有效減少蹩泵、蹩扭現象，提高起下鉆作業效率，保證作業的連續性，同時有效清除井眼底邊的巖屑床，提高巖屑返出量。保證井眼清潔能夠降低循環當量密度，輔助提高機械鉆速，其工具的設計性能遠優于常規鉆桿，能夠保證井下作業安全性(圖3)。

2.6.2 水力振蕩器

水力振蕩器通過軸向振蕩克服鉆柱與井壁之間的摩阻，適用于復合鉆進作業，主要解決托壓問題，能夠對付粘附卡鉆以及幫助鉆具解卡。大位移井中電機配合水力振蕩器使用在渤海油田越來越多的井中，能夠有效減少定向托壓，提高機械鉆速，減少鉆井成本，同時具有良好的軌跡控制效果。渤海油田旅大區塊的一口井在8-1/2″井眼鉆進中，使用水力振蕩器后，托壓減小，鉆速提高，和未使用水力振蕩器鉆進的設計參數對比，三段地層平均機械鉆速分別提高了340.6%、285.2%和324.2%(圖4)。

3 結 論

為了解決大位移定向鉆井的難點問題，從大位移井設計源頭出發，通過將表層套管下至第一造斜結束點、減少井身結構開次和采用瘦身井井身結構等方式，降低了下部井眼段作業風險，有利于縮短施工工期、降低鉆井成本。

通過優選鉆具組合及導向工具，采用中海油服的國產化“D+W”工具，可實現準確的識別油層并及時進行井眼軌跡調整。

對于要求全回收的鉆井作業區域，可采用環保型BIODRILL A鉆井液體系，通過撬裝絮凝壓濾一體機實現廢棄鉆井液的可循環利用，并對井壁失穩地層提出了安全鉆井泥漿密度窗口與井壁穩定周期研究。大位移井鉆井作業中合理使用巖屑床破壞器、水力振蕩器等降摩減阻工具，能有效降低摩阻扭矩，保障井下作業安全性，提高機械鉆速。■