渤海油田大位移定向钻井关键技术

刘俊彦，林家昱，刘海龙，窦 蓬

(1. 中海油田服务股份有限公司天津分公司 天津300459；2. 中海石油(中国)有限公司 天津 300459)

随着渤海油田增储上产，大位移井日益增多，部分区块最大水垂比已达到3.0，为定向钻井带来很大困难，导致钻井过程摩阻扭矩增大、钻具易疲劳破坏、井眼清洁困难、井底ECD大、井壁失稳、下套管及电测困难等问题。传统解决大位移井问题主要通过研究钻井液及井壁稳定、井眼清洁及钻具摩阻扭矩三方面入手，未涉及瘦身井井身结构、可循环利用环保型钻井液体系等内容[1-3]。为了解决大位移定向钻井的难点问题，本文通过井身结构优化、减少井身结构开次、使用瘦身井井身结构等方式，在不同井段把作业风险进行分化，从而降低下部井段作业风险，实现缩短工期、降低钻井成本；为降低整体钻具摩阻优选钻具组合及导向工具，提出了采用中海油服的国产化工具“D+W”(Drilog+Wellleader)技术，能准确识别油层并及时调整井眼轨迹[4]。针对超长稳斜段的大位移井，提出采用倒装钻具，可有效给下部钻具加压，以达到顺利下钻的目的。对于要求全回收的区域，可采用环保型BIODRILL A钻井液体系，通过撬装絮凝压滤一体机实现废弃钻井液的可循环利用，同时对于存在地层阻卡、倒划眼时间长及固井循环返出软泥岩情况的地层，进行了安全钻井泥浆密度窗口与井壁稳定周期研究。此外，合理使用岩屑床破坏器、水力振荡器等降摩减阻工具，也能减少钻柱整体摩阻扭矩，预防井下复杂情况，提高机械钻速。

1 大位移井整体设计思路

大位移轨道设计是实施定向井钻井作业的基础，合理的井身剖面及井身结构有利于降低钻具摩阻扭矩，提高井眼清洁，预防井下复杂情况。

①造斜段狗腿设计尽量小，2°～3°/30 m最合适，扭方位设计尽量低于2°/30 m。

②井身剖面设计越简单越好，一般三段式剖面、悬链线形设计较为适合。

③稳斜段设计低于86°以下较好。

④造斜段的套管柱设计尽量选用厚壁型。

⑤钻具组合尽量简化，以利于电机正常工作。

⑥钻柱的三轴应力、屈曲、侧向力校核，选择合适的钻井参数，确保管柱安全。

⑦加重钻杆尽量少放，过多的加重钻杆会增加底部钻具质量，增加无用的摩擦扭拒，增加泵压，增大钻具粘卡的可能性，严重时，可使电机失去作用，甚至损坏。

⑧考虑作业难度最大的工况。

2 定向钻井关键技术

2.1 创新井身结构优化设计

基于渤海油田的地质特点，创造性地优化针对渤海油田大位移井井身结构，将表层套管下至第一造斜结束点，在17-1/2″(注：1″＝25.4 mm，下同)井段开始造斜，12-1/4″井段稳斜钻进，各井段承担不同任务，分化作业风险，降低下一开次井段作业风险。

渤海油田大部分大储层位于明化镇组浅层大位移井水平井，采用三层井身结构，17-1/2″井眼下13-3/8″套管封固平原组，12-1/4″井眼下9-5/8〞套管至储层顶部，8-1/2″井眼钻水平段裸眼；在实际作业过程中，如遇到井漏、井塌等情况，各层套管下深应根据实钻情况进行调整。如部分井深超过3 600 m的大位移井采用基本设计阶段备用的四开井身结构方案：在三开井身结构的基础上，8-1/2″井眼着陆，下7″尾管，6″井眼完钻[5]。目前渤海少数浅层大位移井采用瘦身井井身结构12-1/4″井眼内下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，通过持续优化井身结构，减少井身结构开次，甚至使用瘦身井井身结构，可缩短工期、降低钻井成本。

2.2 钻具组合设计

通常已钻大位移井12-1/4″井段井深小于3 000 m井使用电机钻进，井深大于3 000 m的井，上部井段采用电机钻具组合钻进，下部井段采用旋转导向钻具组合钻进，配合使用岩屑床破坏器以提高井眼清洁的效果；8-1/2″井段基本采用旋转导向钻具组合钻进。对于12-1/4〞上部井段通常采用海水搬土浆用电机钻进，常用钻具组合为：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)，当钻进速度较慢时起钻将马达换为旋转导向继续钻进。

2.3 国产化旋转导向工具研发及应用

渤海油田常用的12-1/4"井眼旋转导向随钻测井钻具组合为：12-1/4"PDC-Bit+旋转导向+8"F/V+8"LWD+8"MWD+8"NMDC+8"(F/J+JAR)、旋转导向工具渤海油田通常采用的有4种，分别是：Baker Hughes公司生产的AutoTrak、中海油服的Wellleader、Schlumberger的PowerDrive/Xceed、Hallburton的Geopilot[6]。

随着我国自主研发实力的不断增强，中海油田技术服务公司的“D+W”技术已得到较为广泛的应用[7]。其基本组合为Welleader(包含涡轮发电机)+Drilog+MWD，其中Welleader为最初的仪器，仪器串组合为导向短节+柔性短节+涡发短节，导向单元由涡轮供电，MWD包括探管和脉冲发生器(图1)。旋转导向涡轮发电机可稳定提供300 W电能，供旋转导向使用，同时部分涡轮发电机拓展了向上供电功能，可为Drilog系统提供测量用电，在没有外部供电情况下，部分仪器由中控锂电池供电。

采用“D+W”技术配合MWD与实时LWD可实现井眼轨迹控制，选用合理的钻井参数、适度的电机弯角及合适的上扶正器尺寸，保证轨迹控制效果。目前该技术已在渤海多油田展开应用，通过LWD的伽玛和电阻率测量值可及时掌握地层信息，为准确识别油层、及时调整井眼轨迹，提供了可靠的依据。

2.4 采用倒装钻具

大位移井超长稳斜段大斜度导致井眼清洁困难，起下钻及下尾管摩阻较大，为此现场在直井段或井斜较小井段采用钟摆钻具组合，倒装加重钻杆为下部钻具加压，实现顺利下钻、钻进或下套管目的(图2)。

2.5 钻井液优选与井壁稳定研究

目前渤海常规浅层大位移井常温常压体系钻明化镇组泥浆密度范围一般为1.07～1.18 g/cm3，所用泥浆类型由海水膨润土浆过渡为聚合物体系再转为改进型PEC钻井液，或者直接由海水膨润土浆转为改进型PEC钻井液。对于斑海豹保护区、生态红线区等要求全回收的区域，多采用BIODRILL A环保型钻井液体系，并通过撬装絮凝压滤一体机实现废弃钻井液的可循环利用。

部分大位移井明化镇组及馆陶组上部地层阻卡情况严重，尤其在井深较深时处理阻卡的时间占比更大，且三开固井循环返出黏软泥饼及部分细碎岩屑，说明存在砂泥岩地层的坍塌、缩径等井壁失稳问题，BIODRILL A钻井液用包被抑制剂高分子胺基聚合物PF-BIOCAP，通过胺基的强吸附和插层抑制作用，有效吸附在黏土晶层间，抑制黏土和页岩水；通过对井壁稳定、管柱力学、钻井水力学等方面开展深入的综合研究，进一步精确预测安全钻井泥浆密度窗口与井壁稳定周期，建立更加符合本油田实际工程条件的水力携岩模型、管柱摩阻扭矩和延伸极限预测模型，指导钻井方案设计，提高长裸眼段井壁稳定性。

2.6 降摩减阻工艺

在保持井径规则，减少缩径、垮塌及掉块等情况下，合理使用岩屑床破坏器、水力振荡器等降摩减阻工具，也能有效减少钻柱摩阻扭矩，预防井下复杂情况的发生[8-10]。

2.6.1 岩屑床破坏器

大位移井钻井过程中，由于井眼较长，井斜角过大(40°～65°)，导致井底岩屑携带困难，形成岩屑床，直接影响钻井、下套管及电测等作业，严重时造成井下事故。岩屑床破坏器工具长度、扣型与钻杆一致，直接安放于钻具之中且不会造成额外扭矩，能有效减少蹩泵、蹩扭现象，提高起下钻作业效率，保证作业的连续性，同时有效清除井眼底边的岩屑床，提高岩屑返出量。保证井眼清洁能够降低循环当量密度，辅助提高机械钻速，其工具的设计性能远优于常规钻杆，能够保证井下作业安全性(图3)。

2.6.2 水力振荡器

水力振荡器通过轴向振荡克服钻柱与井壁之间的摩阻，适用于复合钻进作业，主要解决托压问题，能够对付粘附卡钻以及帮助钻具解卡。大位移井中电机配合水力振荡器使用在渤海油田越来越多的井中，能够有效减少定向托压，提高机械钻速，减少钻井成本，同时具有良好的轨迹控制效果。渤海油田旅大区块的一口井在8-1/2″井眼钻进中，使用水力振荡器后，托压减小，钻速提高，和未使用水力振荡器钻进的设计参数对比，三段地层平均机械钻速分别提高了340.6%、285.2%和324.2%(图4)。

3 结 论

为了解决大位移定向钻井的难点问题，从大位移井设计源头出发，通过将表层套管下至第一造斜结束点、减少井身结构开次和采用瘦身井井身结构等方式，降低了下部井眼段作业风险，有利于缩短施工工期、降低钻井成本。

通过优选钻具组合及导向工具，采用中海油服的国产化“D+W”工具，可实现准确的识别油层并及时进行井眼轨迹调整。

对于要求全回收的钻井作业区域，可采用环保型BIODRILL A钻井液体系，通过撬装絮凝压滤一体机实现废弃钻井液的可循环利用，并对井壁失稳地层提出了安全钻井泥浆密度窗口与井壁稳定周期研究。大位移井钻井作业中合理使用岩屑床破坏器、水力振荡器等降摩减阻工具，能有效降低摩阻扭矩，保障井下作业安全性，提高机械钻速。■