元坝超深水平井轨迹控制技术

王旭东，罗朝东，贺 阳，向 燕，李波罗

（1．中国石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院，四川德阳618000；2．中国石化西南石油工程有限公司四川钻井分公司）

1 技术难点及工程地质特征

川东北元坝区块是中国石化海相重点勘探区域，天然气资源丰富，勘探、开发潜力巨大，目前已有10多口井在海相长兴组、吴家坪组获得工业气流，天然气最高无阻流量达到751×104m3／d。水平井作为一种高效开发的手段在元坝地区得到了广泛应用，以上二叠统长兴组、下三叠统飞仙关组为主要目的层，垂深大于6 000 m的水平井，属于超深水平井。超深水平井目前存在的主要难点为：井底最高温度和最高压力可能达到160℃和150 MPa，对定向仪器和工具提出了较苛刻的要求，易导致定向仪器和工具的提前失效；地质特征横向变化大，储层深度仍难以准确预测，实钻过程中可能会多次调整靶点；水平段井深，摩阻大，工具面难以摆到位，且钻压不能有效传递到钻头上，常规定向困难。

根据实测地温参数，拟合地层温度与气藏埋藏深度关系为：T＝0．0204H＋16．9。长兴组目的储层垂深一般超过6 500 m，温度超过150℃。根据元坝地区多口井的实钻情况统计，在定向钻井过程中井底压力达到140 MPa以上。

元坝地区超深水平井的主要工程地质特征就是高温、高压，也是主要的技术难点。

2 测量仪器和定向工具的优选

通过广泛调研，分别选用了具有高温、高压环境下成功施工的旋转导向设备和高温螺杆＋MWD进行对比试验。旋转导向工具抗温指标为175℃，抗压指标为206．85MPa，“高温螺杆＋MWD”组合抗温指标为175℃，抗压指标为172．4 MPa。

2．1 工作稳定性

旋转导向设备在元坝121H斜导眼段连续下入5趟钻都出现了故障，且主要是由于高温引起。更换“高温螺杆＋MWD”组合后完成了从造斜段开始至水平段完钻的施工，虽然中间也出现了仪器故障，但从整体上看比率较小。两者比较发现旋转导向设备相对“高温螺杆＋MWD”组合工作稳定性要稍差些，主要原因是旋转导向设备的电子设备零部件更多些，在高温高压环境下发生故障的概率更大。

2．2 机械钻速

选取元坝103H井旋转导向设备的应用效果和元坝121H井“高温螺杆＋MWD”组合的应用效果进行对比。从图1中可以看出，定向钻进时元坝103H井旋转导向的机械钻速要高于元坝121H井的机械钻速。

图1 机械钻速对比

2．3 摩阻扭矩

从图2、图3可看出，旋转导向所钻井段相对平滑，摩阻和扭矩小于高温螺杆＋MWD所钻井段。

图2 旋转导向和螺杆滑动定向摩阻对比

图3 旋转导向和螺杆滑动扭矩对比

2．4 经济适用性评价

由表1和表2可以看出，旋转导向设备的钻井费用明显高于螺杆＋MWD设备的费用。

表1 侧钻造斜段施工费用对比

表2 水平斜段施工费用对比

2．5 优选方案

据上分析可知：①旋转导向技术具有定向机械钻速高和摩阻扭矩小等优点，但是存在高温工作稳定性差和经济适用性较差等缺点；②高温螺杆＋MWD配套技术已经能基本满足元坝超深水平井定向施工的需要，推荐使用；③国外高温螺杆动力强，稳定性好，使用时间长，可以做为首选，同时试用评价国内改进的高温螺杆；④提高MWD仪器的高温稳定性是降低仪器故障率的关键，要引进评价高温稳定性更好的MWD仪器。

3 轨迹控制技术研究

3．1 造斜段轨迹控制技术

3．1．1 轨迹实时调整控制方案［1］

在实际钻进过程中，受钻井参数、地层和工具面等参数的影响，实钻轨迹和设计轨迹总会有偏差，因此必须根据测斜数据核算工具的实际造斜率以及预测井底的位置参数和矢量参数，做出待钻轨迹设计，对当前造斜工具和技术方案进行评价和决策，确定是否需要调整操作参数（钻压、工具面、定向／复合状态转换等），起钻时机的选择（是否立即起钻或继续向下钻进多少米再起钻）等。

元坝27－3H井应用实时轨迹控制方案，在钻进过程中每钻进5～10 m就测一次斜，以此来预测井下工具造斜能力，通过对每组测斜数据进行仔细分析，最后钻出的轨迹基本贴近设计，平滑光整。

3．1．2 着陆入靶控制技术

水平井井眼轨迹控制的目的就是要使水平井的实钻轨道准确钻入储层，即着陆入靶，保证水平井钻井的成功率，着陆控制的技术要点可以概括为略高勿低、先高后低、寸高必争、早扭方位、稳斜探顶、动态监控、矢量进靶。在稳斜探顶之前，就应使井眼轨道方位符合要求，通过文献［2］中介绍的水平井着陆控制模型可以确定起始点的井斜角（既入相角）和方位角。水平储层的靶前距差控制在25～35 m，下倾储层控制在25～45 m，上倾和背斜储层控制在15～25 m，同时要考虑断层的影响，保证着陆点要在储层内；入相角控制在以水平段设计最大井斜减去3°～5°比较合适。

3．1．3 推荐钻具组合

当井斜较小时，如果使用PDC钻头，工具面不稳定，导致螺杆造斜率低，定向段长，定向效率低下，建议使用牙轮钻头，推荐钻具组合方案：φ241．3 mm钻头＋φ185mm（1．25°～1．5°）单弯螺杆＋浮阀＋φ177．8 mm无磁钻铤＋ MWD短接＋φ127 mm 加重钻杆＋φ127 mm钻杆＋φ139．7 mm钻杆（注：开始造斜时，井斜10°以下使用牙轮钻头，超过10°以后可以使用PDC钻头）。

3．2 水平段轨迹控制技术

3．2．1 控制思路

水平段控制的实钻井眼轨道在竖直平面中是一条上、下起伏的波浪线，钻头位置距靶体上下边界的距离是控制的关键。特别需要注意的是，当判定钻头到达边界较近的某一位置（如图4，由D1至D2继续下降），直至达到一个转折点（图中的D2点），然后才会按预想的要求发生变化（如自D2起钻头位置开始上升）。这种情况无论是对增斜还是降斜都存在。如果不考虑这种滞后现象，很有可能造成在进行调整的井段中出靶。因此对水平段的控制强调留有余地［3］，就是分析计算这种滞后现象带来的增量，保证在转折点（极限位置）也不出靶，以便留出足够的进尺来确定调整时机，实施调控。例如在图4中的增斜过程中，在D3中点就开始考虑进行降斜，直至达到新的转折点D4后或后续某点D5，即采用复合钻进。

图4 水平段控制示意图

3．2．2 钻具优选

由于受摩阻、钻具柔性等因素影响，水平段钻进效率较低。要提高水平段的钻进效率，应尽量延长复合段长，且复合段长占整个水平段长的比例在国外也是衡量水平段轨迹平滑度的一个指标。针对该区块地层特征，优选出水平段复合钻进稳斜效果最好的钻具组合是关键。应用文献［4］中提到的计算导向钻具复合钻进导向能力的方法进行了分析。基本计算参数：井眼尺寸φ241．3 mm，单弯螺杆钻具外径φ185 mm，近钻头扶正器外径φ238 mm，钻压2 t，转盘转速40 r／min，井斜87°。

从图5、图6可看出，近钻头扶正器尺寸越小，螺杆复合增斜力越小。上扶正器尺寸越大，螺杆复合增斜力越小，当上扶正器尺寸大于近钻头扶正器时，增斜力还可能为负，即产生降斜效果。因此选择稳斜效果好的钻具组合可以考虑无扶单弯螺杆钻具或者带合适尺寸上扶正器的双扶单弯螺杆钻具。

图5 近钻头扶正器直径对复合增斜力的影响

图6 上扶正器直径对复合增斜力的影响

4 结论与建议

（1）采用“国产高温螺杆＋进口MWD”组合能够满足元坝超深水平井定向施工，

（2）目前应用的进口MWD在高温条件下工作存在一定的不稳定性，需进一步优选高温稳定性更强的MWD。

（3）适应元坝地区特征的超深水平井造斜段轨迹控制技术的关键是轨迹实时调整控制方案研究和着陆入靶控制技术研究。

（4）在定向造斜初期，由于井斜较小，工具面不稳，建议在井斜10°以下时使用牙轮钻头，超过10°以后可以使用PDC钻头。

（5）水平段控制思路主要是“留有余地”，提前控制不出靶。

（6）通过力学分析和现场实践，水平段采用无扶单弯螺杆钻具或者带合适尺寸上扶正器的双扶单弯螺杆钻具具有较好的稳斜效果，可以增加复合段长，提高钻进效率。

［1］苏义脑．极限曲率法及其应用［J］．断块油气田，1997，18（3）：110－114．

［2］罗万静，王晓冬，李义娟，等．水平井着陆控制模型探讨［J］．断块油气田，2006，13（6）：56－57．

［3］苏义脑．水平井井眼轨道控制［M］．北京：石油工业出版社，2000．

［4］狄勤丰，岳观华，彭国荣．滑动式导向钻具组合复合钻井导向力计算及影响参数［J］．石油钻探技术，2001，29（3）：56－57．