減小北特魯瓦油田大井眼水平井定向施工難度的探討

王永統

摘要：針對哈薩克斯坦北特魯瓦油田一體化水平井定向作業二開施工中的困難，在對H7605和H7607兩口井施工過程分析后得出幾點認識和結論，為后續一體化水平井大井眼定向施工提供些幫助。

關鍵詞：定向鉆井、造斜率、大井眼、單彎螺桿

北特魯瓦油田油層薄，一般3-5米，最后10-15米，目前已開發進入中晚期，地層壓力衰減嚴重，甲方為穩定產能，提高經濟效益，針對性布置了一些數量的地質導向一體化水平井來完善井網開發來擬補產能產能下滑;一體化水平井大井眼定向作業特別是后期井斜大于45°后顯得尤為困難，經常遇到定向鉆進拖壓嚴重、定向鉆進無進尺;上提下放鉆具掛卡嚴重、摩阻大;同時遇到通過上提和轉盤同時工作來解除井下粘卡的復雜情況，大大增加了井下故障的概率。因此如何解決大井眼定向困難，如何提高造斜率是我們必須面對和立足現場實際情況要攻克的難題。

大井眼定向鉆進一般在一開393mm或二開作業311.2mm井眼中進行作業，將面臨井眼地質條件差，砂巖、泥巖、灰巖夾層較多，地層容易脫落和坍塌;前期定向作業泥漿性能性穩定性差，失水比較大、含油率較低，后期由于泥漿進一步調整性能趨于穩定，但由于井深加深，地層壓力、巖性變化比較大泥漿比重相應調整也比較大，潛在的井下風險相對較大。

北特魯瓦H7605井在311.2mm井眼的施工中從定向開始到達到預計設計目標用了16趟鉆，其中主要原因有：

1、因為PDC鉆頭胎體長、剛性強、扭矩大不易吃入地層導致造斜率低更換牙輪鉆頭來定向鉆進;

2、因為預留井段有限，造斜率低無法達到設計要求需要更換螺桿或調整螺桿度數來完成計劃;

3、因為摩阻大調整簡化鉆具結構用來降低鉆具的剛性和摩阻系數。

很多時候幾種原因同時存在，需要現場技術人員認真分析、做出正確判斷，采取針對性措施，才能達到預期的目標。比如我們在H7607井定向鉆進至3334.98m，井斜71.89°，方位30.7°，繼續定向鉆進至3340m，測斜井斜71.89°，方位30.7°井斜未增長。鉆進過程中每30分鐘活動一次鉆具，上提有掛卡，每次都需要開動轉盤解卡。采取起鉆更換1.5度螺桿與無磁加重鉆桿的措施以提高造斜率和降低摩阻。更換鉆具下鉆后，鉆進至3356.49m，期間測斜發現井斜達到設計要求。H7605井整個主眼鉆進過程，進尺緩慢，初期由于使用PDC鉆頭定向，工具面不穩導致曲率低，使用1.75°螺桿增斜至軌跡正常。后下入1.5°螺桿鉆進至3258m進入灰巖，進入灰巖后鉆進更加困難，起下鉆經常劃眼（主要是3240m-3290m），定向鉆進每3-10分鐘活動一次鉆具，由于裸眼段長，井下情況復雜發生過兩次卡鉆，均泡酸解卡;克服種種困難最終完鉆井深3460m，井斜82.5°、方位18.8°完成工作計劃。具體情況如下：

結論：

總結和吸取H7605井的經驗與教訓，在接下來的H7607井的僅用9趟鉆就達到了預期目的，隨著不斷地總結和完善下一步將在現場進一步的推廣使用優化的鉆具結構和做法。

鉆頭+單彎螺桿+無磁鉆鋌+加重鉆桿+鉆桿。此鉆具組合主要用于造斜井段，采用滑動鉆進方式時為定向造斜，采用復合導向鉆進方式時為微增斜，使用效果較好。

減少鉆鋌的使用，在滑動鉆進時，下部鉆具組合減少鉆鋌的使用，用加重鉆桿代替，以減小鉆具的重量以及與井壁的接觸面積，降低摩擦阻力和發生托壓的風險。在鉆具組合中加裝水力振蕩器通過軸向振動減少井下側向振動及黏滑振動，可以有效緩解滑動鉆進時的拖壓問題。

（2）鉆頭+單彎螺桿+扶正器+無磁鉆鋌+加重鉆桿+鉆桿。此類鉆具組合主要用于穩斜，H7605井穩斜井段采用此鉆具組合，使用效果較好。

（3）311.2mm以上井眼定向首先牙輪鉆頭，其次復合鉆頭，不推薦使用PDC鉆頭。牙輪鉆頭適合于高鉆壓鉆進，而高鉆壓有利于克服更大的摩阻，從而在定向鉆井中能夠減少托壓的發生;而且采用較高鉆壓鉆進時的機械鉆速相對較高，可以增加鉆具活動的頻率，從而減小濾餅對鉆具的粘吸作用;由于鉆頭牙輪的滾動，加壓到托壓消除時，鉆頭上的扭矩較PDC鉆頭小得多，所以蹩轉盤、憋泵和工具面波動的概率更小。螺桿使用方面根據設計造斜率進行調整，最好選用1.25-1.75°的單彎螺桿。鉆具方面：由于螺桿扭矩較大，最好用203mm無磁鉆鋌，整個組合中根據井斜的情況需要倒裝足夠數量的的鉆桿用來降低斜井段的摩阻和卡鉆的幾率。整個鉆具組合中盡可能簡化結構、變扣接頭和不規則的鉆具。井斜大于40°以后需補充潤滑劑含量，使泥漿體系含油量大于60%。

參考文獻：

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