定向井开路预斜创新技术在渤海油田的应用

摘 要：开路预斜钻井技术，是当今钻井工程领域的新技术，也是一项高难度的技术。在渤海油田，随着油田开发及生产形势需要，在大平台小井距丛式井作业中，由于有时要考虑到井眼碰撞或减轻后续井作业难度，对某些特殊井在表层钻进时，要进行预斜作业，以达到调整轨迹的目的。

关键词：渤海油田；预斜技术；开路钻进；应用效益

前言

表层开路预斜技术是一项针对性的技术，在渤海湾三个油田大位移井中应用成效显著，六口大位移井均实施成功，不仅实现了渤海油田大位移井的首次突破，还完成了油田滚动开发及后期调整目标。此项技术在大位移井的成功实施，不仅节省了数亿元的新建平台工程费用，还取得了当年提出井位当年即见产的成果。相比之下可以说是投入少，见效快。

在现场作业时，不同的区块表层预斜的具体方法与步骤基本相同。因此，可以从所用的工具与设备、钻进参数及作业技术措施等方面来讨论和分析表层预斜的基本方法。

1 技术特点

1.1 预斜钻进的特点

根据《海洋钻井手册》定义，利用导向组合造斜，使井眼轨迹朝与邻井距离较大的方向偏移，当钻进至安全井段后，再将方位和井斜调整到设计的方位与井斜。

（1）钻进、倒划眼等作业过程中，顶驱扭矩波动范围较大；（2）钻进及起下钻过程中，遇阻卡情况频繁；（3）由于井眼轨迹的特殊性，对钻具刚性、扭曲等是不小的挑战。

1.2 渤海浅部地层预斜难点

由于渤海各油田特征差异大，部分井由于起下钻难导致恶性卡钻事故，造成井眼报废。针对上述情况，主要可归纳为以下几个难点：

（1）断层及砂岩多易导致井漏。（2）钻具磨损程度高，易导致钻具损伤及断裂。（3）扭矩高，钻井、测井风险大。（4）软泥岩易吸水膨胀，易导致缩径卡钻。（5）泥岩粘附性强，井眼清洁难度大。（6）长裸眼段井壁稳定性差。

综上所述，根据不同油田的特征，定向井表层预斜技术的应用也千差万别。在技术的实施过程中，不仅要关注地层的客观实在、钻具组合的刚性及扭曲，还要时刻结合定向及轨迹和钻井参数，着眼于正口井的设计，来进行实施。

2 定向井表层预斜

根据中国海上钻完井作业与设计相关企业标准规范中的《丛式井防碰与碰后处理要求》，针对海上新建的油气田，丛式井设计分离系数宜不小于1.5，常压油田的加密调整井设计分离系数应大于1.0，异常高压的油田、气油比大于350的油田、气田的加密调整井设计分离系数应大于1.5。采用分离系数结合理论井眼间距的方法来判别防碰扫描，针对海洋油气田表层钻进预斜，又是一项全新的挑战。

2.1 创新井身结构

根据油田地质特点，把井身结构分段进行考虑。创造性地设计出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，即17-1/2"井眼段进行造斜，12-1/4"井眼段进行稳斜钻进。以提高作业安全度、避免事故率并为首批大位移井的安全实施奠定基础。

2.2 创新作业工艺

针对大位移井及地质特点，应用具有世界领先水平的旋转导向钻井技术。旋转导向钻井技术是一种新型的钻井技术，它与传统的马达钻具不同，在旋转过程中即能实现定向钻井的目的，从而进入不同的油藏。利用该工具特点，在井眼轨迹控制、环空当量泥浆比重监测、井下钻具状况跟踪等方面进行施工创新。

定向井轨迹的全局掌控，可以使用专业公司的旋转导向工具，以代替螺杆钻具的滑动钻进，以保障套管在长裸眼段中顺利下入。

根据随钻测量工具监测环空当量密度，创造性地摸索出短起下规范及循环时机，始终将液柱压力维持在某一水平，平衡地层压力并维持井壁稳定，利用短起下规范措施来消除地应力对井壁带来的不良影响，有效规避了作业风险，避免恶性事故发生。

在井下钻具状况跟踪方面，根据从地面仪器采集出来的井下实时传输数据进行分析，确认钻具工作是否正常，从而制订下部作业计划。其原理是利用井下工具特有功能将表征工具运行状态的信号利用脉冲传输到地面的接收装置并进行信号转换，再根据转换后的参数进行处理判断从而确定井下工具运行情况。利用该功能，还及时监测出JZ9-3油田一口井的井下钻具发生刺漏情况，进行了及时处理，避免了钻具断裂事故的发生。

另外，针对大位移井扭矩大、易漏的特点，在8-1/2"井眼中使用5"DP+5-7/8"DP复合钻具，复合钻具的使用，使得8-1/2"井眼钻进扭矩大为降低，另外还降低井漏风险。

2.3 轨迹控制要求

在井眼轨迹设计阶段，尽量避免轨迹三维大幅度变化，优化设计，在满足工程作业要求下，尽可能降低造斜率。在现场的作业过程中，了解地层变化，及时优化参数。当前海洋石油表层钻进多选用17-1/2"井段的设计思路。根据丛式井的实际情况，进行分批次的表层定向井跳打作业，若无严重的定向井防碰风险，可使用PDC钻头钻进，若实钻过程中，出现防碰征兆，建议使用牙轮钻头。为提高浅层造斜率，可以使用钻头水眼全开并选用弯角为1.5°的螺杆钻具。

2.4 钻井参数

钻压是影响预斜效果的重要钻井参数。钻压过高，根据底部钻具的受力情况来看，井斜增加相对较快，但底部钻具的反扭角相对较大，对预斜初始的方向有一定程度上的影响；然而当钻压施加的太低，则效果刚好会相反。在现场作业时，具体多大钻压应视实际作业情况来调整。

2.5 防碰风险

防碰作业一直以来都是定向井作业的心腹大患。在定向井表层预斜作业中，此项隐患体现的更为突出。因此，如何满足作业需求，达到预斜的目的，又要降低防碰概率，把防碰的风险降到最低限度，是需要严格审核的一道关卡。因此，在油田开发方案编制的过程中，必须考虑表层预斜的实际效果与可能出现的情况，经过模拟以及优化调整定向井轨迹方案之后，再进行防碰扫描，确认批次表层钻进时，井与井之间的分离系数，努力将防碰风险降低，杜绝作业经验主义。需要注意的是，在工程锤入的部分隔水导管往往会出现偏斜的情况，出现的情况是隔水导管的井斜在0.3-1.1°，且方位无规律，对表层预斜会有比较明显的影响，针对此情况，表层作业时隔水管内MWD测斜，偏斜会出现严重的后果，此时可考虑提前陀螺复测轨迹，做好隔水管偏斜预案。

3 结束语

开路预斜技术是一门综合技术，在渤海油田新的开发及调整形势下，首批大位移井的成功实施不仅标志着渤海油田的钻井技术上升到一个新的水平，而且给油田滚动开发及后期调整提供了新的思路。针对渤海湾平原组极软地层特点，有效地采用灵活的浅层预斜的各种具体措施，充分利用平台有限的槽口资源，成功地运用浅层预斜和防碰绕障的基本方法，为油田的顺利开发打下良好的基础，为渤海湾其他平台浅层造斜与绕障作业有着重要的借鉴意义。

该技术具有投入少、见效快的优点。虽然当前国际原油价格低迷，石油类处于寒冬时期，且低迷的油价对于石油钻探的挑战和成本一直是与日俱增，但是对于全新技术的开发与研究，尤其是像此类能显著提高效率的全新工艺的应用是值得肯定和推广的。针对具备卫星型区块的油田来说，可利用大位移井实现开发，给油田开发带来新的活力。另外，大位移井相关钻井技术也可借鉴到其他类型井中，从而提升整体钻井技术水平，提高油田开发效益。

参考文献

[1]海洋石油钻井手册[S].

[2]海上开发井隔水导管设计和作业规范[S].

[3]海上钻完井工程设计编写规范及指南[S].

[4]海上油田总体开发方案编制要求[S].

作者简介：陈宇同（1982-），男，河北沧州人，在职硕士研究生，工程师，研究方向：钻井工程与井控技术。