王旭東，羅朝東，賀 陽，向 燕，李波羅

（1．中國石化西南石油工程有限公司鉆井工程研究院，四川德陽618000；2．中國石化西南石油工程有限公司四川鉆井分公司）

1 技術難點及工程地質(zhì)特征

川東北元壩區(qū)塊是中國石化海相重點勘探區(qū)域，天然氣資源豐富，勘探、開發(fā)潛力巨大，目前已有10多口井在海相長興組、吳家坪組獲得工業(yè)氣流，天然氣最高無阻流量達到751×104m3／d。水平井作為一種高效開發(fā)的手段在元壩地區(qū)得到了廣泛應用，以上二疊統(tǒng)長興組、下三疊統(tǒng)飛仙關組為主要目的層，垂深大于6 000 m的水平井，屬于超深水平井。超深水平井目前存在的主要難點為：井底最高溫度和最高壓力可能達到160℃和150 MPa，對定向儀器和工具提出了較苛刻的要求，易導致定向儀器和工具的提前失效；地質(zhì)特征橫向變化大，儲層深度仍難以準確預測，實鉆過程中可能會多次調(diào)整靶點；水平段井深，摩阻大，工具面難以擺到位，且鉆壓不能有效傳遞到鉆頭上，常規(guī)定向困難。

根據(jù)實測地溫參數(shù)，擬合地層溫度與氣藏埋藏深度關系為：T＝0．0204H＋16．9。長興組目的儲層垂深一般超過6 500 m，溫度超過150℃。根據(jù)元壩地區(qū)多口井的實鉆情況統(tǒng)計，在定向鉆井過程中井底壓力達到140 MPa以上。

元壩地區(qū)超深水平井的主要工程地質(zhì)特征就是高溫、高壓，也是主要的技術難點。

2 測量儀器和定向工具的優(yōu)選

通過廣泛調(diào)研，分別選用了具有高溫、高壓環(huán)境下成功施工的旋轉(zhuǎn)導向設備和高溫螺桿＋MWD進行對比試驗。旋轉(zhuǎn)導向工具抗溫指標為175℃，抗壓指標為206．85MPa，“高溫螺桿＋MWD”組合抗溫指標為175℃，抗壓指標為172．4 MPa。

2．1 工作穩(wěn)定性

旋轉(zhuǎn)導向設備在元壩121H斜導眼段連續(xù)下入5趟鉆都出現(xiàn)了故障，且主要是由于高溫引起。更換“高溫螺桿＋MWD”組合后完成了從造斜段開始至水平段完鉆的施工，雖然中間也出現(xiàn)了儀器故障，但從整體上看比率較小。兩者比較發(fā)現(xiàn)旋轉(zhuǎn)導向設備相對“高溫螺桿＋MWD”組合工作穩(wěn)定性要稍差些，主要原因是旋轉(zhuǎn)導向設備的電子設備零部件更多些，在高溫高壓環(huán)境下發(fā)生故障的概率更大。

2．2 機械鉆速

選取元壩103H井旋轉(zhuǎn)導向設備的應用效果和元壩121H井“高溫螺桿＋MWD”組合的應用效果進行對比。從圖1中可以看出，定向鉆進時元壩103H井旋轉(zhuǎn)導向的機械鉆速要高于元壩121H井的機械鉆速。

圖1 機械鉆速對比

2．3 摩阻扭矩

從圖2、圖3可看出，旋轉(zhuǎn)導向所鉆井段相對平滑，摩阻和扭矩小于高溫螺桿＋MWD所鉆井段。

圖2 旋轉(zhuǎn)導向和螺桿滑動定向摩阻對比

圖3 旋轉(zhuǎn)導向和螺桿滑動扭矩對比

2．4 經(jīng)濟適用性評價

由表1和表2可以看出，旋轉(zhuǎn)導向設備的鉆井費用明顯高于螺桿＋MWD設備的費用。

表1 側(cè)鉆造斜段施工費用對比

表2 水平斜段施工費用對比

2．5 優(yōu)選方案

據(jù)上分析可知：①旋轉(zhuǎn)導向技術具有定向機械鉆速高和摩阻扭矩小等優(yōu)點，但是存在高溫工作穩(wěn)定性差和經(jīng)濟適用性較差等缺點；②高溫螺桿＋MWD配套技術已經(jīng)能基本滿足元壩超深水平井定向施工的需要，推薦使用；③國外高溫螺桿動力強，穩(wěn)定性好，使用時間長，可以做為首選，同時試用評價國內(nèi)改進的高溫螺桿；④提高MWD儀器的高溫穩(wěn)定性是降低儀器故障率的關鍵，要引進評價高溫穩(wěn)定性更好的MWD儀器。

3 軌跡控制技術研究

3．1 造斜段軌跡控制技術

3．1．1 軌跡實時調(diào)整控制方案［1］

在實際鉆進過程中，受鉆井參數(shù)、地層和工具面等參數(shù)的影響，實鉆軌跡和設計軌跡總會有偏差，因此必須根據(jù)測斜數(shù)據(jù)核算工具的實際造斜率以及預測井底的位置參數(shù)和矢量參數(shù)，做出待鉆軌跡設計，對當前造斜工具和技術方案進行評價和決策，確定是否需要調(diào)整操作參數(shù)（鉆壓、工具面、定向／復合狀態(tài)轉(zhuǎn)換等），起鉆時機的選擇（是否立即起鉆或繼續(xù)向下鉆進多少米再起鉆）等。

元壩27－3H井應用實時軌跡控制方案，在鉆進過程中每鉆進5～10 m就測一次斜，以此來預測井下工具造斜能力，通過對每組測斜數(shù)據(jù)進行仔細分析，最后鉆出的軌跡基本貼近設計，平滑光整。

3．1．2 著陸入靶控制技術

水平井井眼軌跡控制的目的就是要使水平井的實鉆軌道準確鉆入儲層，即著陸入靶，保證水平井鉆井的成功率，著陸控制的技術要點可以概括為略高勿低、先高后低、寸高必爭、早扭方位、穩(wěn)斜探頂、動態(tài)監(jiān)控、矢量進靶。在穩(wěn)斜探頂之前，就應使井眼軌道方位符合要求，通過文獻［2］中介紹的水平井著陸控制模型可以確定起始點的井斜角（既入相角）和方位角。水平儲層的靶前距差控制在25～35 m，下傾儲層控制在25～45 m，上傾和背斜儲層控制在15～25 m，同時要考慮斷層的影響，保證著陸點要在儲層內(nèi)；入相角控制在以水平段設計最大井斜減去3°～5°比較合適。

3．1．3 推薦鉆具組合

當井斜較小時，如果使用PDC鉆頭，工具面不穩(wěn)定，導致螺桿造斜率低，定向段長，定向效率低下，建議使用牙輪鉆頭，推薦鉆具組合方案：φ241．3 mm鉆頭＋φ185mm（1．25°～1．5°）單彎螺桿＋浮閥＋φ177．8 mm無磁鉆鋌＋ MWD短接＋φ127 mm 加重鉆桿＋φ127 mm鉆桿＋φ139．7 mm鉆桿（注：開始造斜時，井斜10°以下使用牙輪鉆頭，超過10°以后可以使用PDC鉆頭）。

3．2 水平段軌跡控制技術

3．2．1 控制思路

水平段控制的實鉆井眼軌道在豎直平面中是一條上、下起伏的波浪線，鉆頭位置距靶體上下邊界的距離是控制的關鍵。特別需要注意的是，當判定鉆頭到達邊界較近的某一位置（如圖4，由D1至D2繼續(xù)下降），直至達到一個轉(zhuǎn)折點（圖中的D2點），然后才會按預想的要求發(fā)生變化（如自D2起鉆頭位置開始上升）。這種情況無論是對增斜還是降斜都存在。如果不考慮這種滯后現(xiàn)象，很有可能造成在進行調(diào)整的井段中出靶。因此對水平段的控制強調(diào)留有余地［3］，就是分析計算這種滯后現(xiàn)象帶來的增量，保證在轉(zhuǎn)折點（極限位置）也不出靶，以便留出足夠的進尺來確定調(diào)整時機，實施調(diào)控。例如在圖4中的增斜過程中，在D3中點就開始考慮進行降斜，直至達到新的轉(zhuǎn)折點D4后或后續(xù)某點D5，即采用復合鉆進。

圖4 水平段控制示意圖

3．2．2 鉆具優(yōu)選

由于受摩阻、鉆具柔性等因素影響，水平段鉆進效率較低。要提高水平段的鉆進效率，應盡量延長復合段長，且復合段長占整個水平段長的比例在國外也是衡量水平段軌跡平滑度的一個指標。針對該區(qū)塊地層特征，優(yōu)選出水平段復合鉆進穩(wěn)斜效果最好的鉆具組合是關鍵。應用文獻［4］中提到的計算導向鉆具復合鉆進導向能力的方法進行了分析?；居嬎銋?shù)：井眼尺寸φ241．3 mm，單彎螺桿鉆具外徑φ185 mm，近鉆頭扶正器外徑φ238 mm，鉆壓2 t，轉(zhuǎn)盤轉(zhuǎn)速40 r／min，井斜87°。

從圖5、圖6可看出，近鉆頭扶正器尺寸越小，螺桿復合增斜力越小。上扶正器尺寸越大，螺桿復合增斜力越小，當上扶正器尺寸大于近鉆頭扶正器時，增斜力還可能為負，即產(chǎn)生降斜效果。因此選擇穩(wěn)斜效果好的鉆具組合可以考慮無扶單彎螺桿鉆具或者帶合適尺寸上扶正器的雙扶單彎螺桿鉆具。

圖5 近鉆頭扶正器直徑對復合增斜力的影響

圖6 上扶正器直徑對復合增斜力的影響

4 結(jié)論與建議

（1）采用“國產(chǎn)高溫螺桿＋進口MWD”組合能夠滿足元壩超深水平井定向施工，

（2）目前應用的進口MWD在高溫條件下工作存在一定的不穩(wěn)定性，需進一步優(yōu)選高溫穩(wěn)定性更強的MWD。

（3）適應元壩地區(qū)特征的超深水平井造斜段軌跡控制技術的關鍵是軌跡實時調(diào)整控制方案研究和著陸入靶控制技術研究。

（4）在定向造斜初期，由于井斜較小，工具面不穩(wěn)，建議在井斜10°以下時使用牙輪鉆頭，超過10°以后可以使用PDC鉆頭。

（5）水平段控制思路主要是“留有余地”，提前控制不出靶。

（6）通過力學分析和現(xiàn)場實踐，水平段采用無扶單彎螺桿鉆具或者帶合適尺寸上扶正器的雙扶單彎螺桿鉆具具有較好的穩(wěn)斜效果，可以增加復合段長，提高鉆進效率。

［1］蘇義腦．極限曲率法及其應用［J］．斷塊油氣田，1997，18（3）：110－114．

［2］羅萬靜，王曉冬，李義娟，等．水平井著陸控制模型探討［J］．斷塊油氣田，2006，13（6）：56－57．

［3］蘇義腦．水平井井眼軌道控制［M］．北京：石油工業(yè)出版社，2000．

［4］狄勤豐，岳觀華，彭國榮．滑動式導向鉆具組合復合鉆井導向力計算及影響參數(shù)［J］．石油鉆探技術，2001，29（3）：56－57．