蔣益君 何奇垚 曾德智

摘 要：扎納諾爾油田井位部署趨勢(shì)逐漸轉(zhuǎn)向水平井，如何把握好水平井施工的軌跡控制和提速增效成為迫切需要解決的問題。本文分析了該地區(qū)的地質(zhì)特點(diǎn)和鉆井技術(shù)難點(diǎn)，結(jié)合H5113井具體施工過程，對(duì)該區(qū)塊水平井施工中的井眼軌跡設(shè)計(jì)與軌跡控制問題進(jìn)行探討，分析了該井軌跡控制的特點(diǎn)、鉆具組合特征和使用效益等問題；在實(shí)鉆過程中，根據(jù)井眼軌跡變化，及時(shí)調(diào)整鉆具組合和鉆井參數(shù)，造斜段采用MWD+動(dòng)力鉆具和轉(zhuǎn)盤鉆進(jìn)相結(jié)合，水平段采用LWD+動(dòng)力鉆具和轉(zhuǎn)盤鉆進(jìn)相結(jié)合，使井眼軌跡得到了較好的控制，成功避免了向上穿出薄油層，最終順利命中靶點(diǎn)，油氣顯示良好，初算鉆遇率達(dá)87.5%，實(shí)現(xiàn)了安全快速優(yōu)質(zhì)鉆井，提高了鉆井速度，降低了鉆井成本，對(duì)該地區(qū)今后水平井鉆井開發(fā)具有重要的指導(dǎo)意義。

關(guān)鍵詞：水平井；薄油層；鉆具；井眼軌跡；軌跡控制

為了提高油田開發(fā)效率，水平井已作為常規(guī)鉆井技術(shù)廣泛應(yīng)用于各類油氣藏。扎納諾爾油田地層古老，可鉆性差，水平井入靶后，由于目的層位油層薄，而且受地質(zhì)因素的影響，水平段可能鉆出產(chǎn)層，降低油層鉆遇率。近年來，該地區(qū)開展了水平井鉆井技術(shù)研究和鉆井實(shí)踐，綜合利用鉆井、錄井、測(cè)井、地震等信息，并與導(dǎo)向工具有機(jī)結(jié)合，充分發(fā)揮各類資料的技術(shù)優(yōu)勢(shì)，強(qiáng)化現(xiàn)場(chǎng)跟蹤，形成了以精確入靶和水平段跟蹤調(diào)整為核心的井眼軌跡控制技術(shù)，在扎納諾爾油田開發(fā)中得到廣泛推廣應(yīng)用，并取得了較好的效果。本文以H5113井為例，闡述了該區(qū)塊水平井井眼軌跡控制問題及相應(yīng)對(duì)策。

1 地質(zhì)特點(diǎn)與鉆井技術(shù)難點(diǎn)

扎納諾爾油田位于哈薩克斯坦濱里海盆地東緣扎納卡梅斯水下隆起帶上，由于地層古老，目的層為石炭系海相碳酸鹽巖，含大段礫石層，可鉆性差，且油層薄，鉆井施工難度大，主要體現(xiàn)在：

①在1500m以下地層PDC鉆頭的選型和使用受限，而牙輪鉆頭因夾層多，蹩跳嚴(yán)重，嚴(yán)重影響使用壽命，造成頻繁起下鉆，斷鉆具及鉆頭事故時(shí)有發(fā)生，嚴(yán)重影響鉆井速度；部分小區(qū)塊二開P1s-a地層灰?guī)r發(fā)育，特別是灰質(zhì)泥巖或者泥質(zhì)灰?guī)r可鉆性極差，鉆時(shí)一般在100分鐘左右；三開KT-I和KT-II地層一般為硬脆性灰?guī)r地層，PDC鉆頭使用受限。

②目的層位油層薄，靶窗高度小，中靶精度要求高，且物性比較好的油層垂深和設(shè)計(jì)的水平段軌跡也有一定的誤差，軌跡著陸控制難度大。

2 井身結(jié)構(gòu)及井眼軌跡設(shè)計(jì)

2.1 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

定向井井身結(jié)構(gòu)采用四開套管程序設(shè)計(jì)：用?660.4mm鉆頭開眼，鉆至30m處下?508mm導(dǎo)管封固表層，建立鉆井液循環(huán)；?444.5mm鉆頭鉆至892m處下?339.7mm表層套管；?311.2mm鉆頭鉆至2460m，下入?244.5mm套管，?215.9mm鉆頭鉆至3830m，下入?139.7mm套管，?149.2mm鉆頭鉆至4430m，下入?88.9mm油層套管。井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)見表1。

2.2 井眼軌跡設(shè)計(jì)

進(jìn)行井眼軌跡設(shè)計(jì)時(shí)，在滿足油氣藏地質(zhì)開發(fā)的要求下，要盡量提高造斜點(diǎn)，并考慮動(dòng)力鉆具的造斜能力，使用較低的造斜率（10°/100m以下），使井斜角盡量降低，剖面設(shè)計(jì)采用近似懸鏈線結(jié)構(gòu)，以降低扭矩和摩擦阻力，盡量減少施工難度，縮短鉆井周期，降低鉆井成本；該井采用直-增-穩(wěn)三段制剖面設(shè)計(jì)，井眼軌跡參數(shù)見表2。

3 井眼軌跡控制技術(shù)

水平井成敗的關(guān)鍵是能否控制井眼軌跡的變化。直井段是造斜段的基礎(chǔ)，斜井段是水平段的基礎(chǔ)，只有把斜井段的軌跡控制好，才能保證水平井順利完成。在本井實(shí)際施工過程中，根據(jù)井眼軌跡變化，及時(shí)調(diào)整鉆具組合和鉆井參數(shù)，造斜段采用MWD+動(dòng)力鉆具和轉(zhuǎn)盤鉆進(jìn)結(jié)合，水平段采用LWD+動(dòng)力鉆具和轉(zhuǎn)盤鉆進(jìn)結(jié)合的井眼軌跡控制方式，使井眼軌跡得到了較好的控制。

3.1 直井段（0～3145m）

在上部井段采用了塔式、鐘擺鉆具組合，起到了防斜打直的良好效果。

由于該區(qū)塊部署的直井比較多，地質(zhì)構(gòu)造比較清楚，整個(gè)直井段包括一開、二開、三開前段，按常規(guī)直井鉆進(jìn)方式。

一開使用低鉆壓，高轉(zhuǎn)速，高泵壓輕壓鉆進(jìn)，確保井眼開正開直。

二開采用舊PDC鉆頭（MS1952SS），鐘擺鉆具組合鉆塞穿巖，為防止跳鉆現(xiàn)象下入228.6mm雙向減震器，前期采用低鉆壓高轉(zhuǎn)速快速鉆進(jìn)。

三開前段鉆塞使用一只舊牙輪鉆頭HJT537GK，普通鉆具組合鉆進(jìn)至扶正器出地層，起鉆換PDC+直螺桿鉆具組合，穿P1sa泥巖地層，后期鉆進(jìn)至KT-1地層，純灰?guī)r，鉆時(shí)明顯變慢，起鉆改用牙輪+直螺桿鉆具組合鉆進(jìn)。使用兩只牙輪鉆頭鉆穿KT-1地層。

在直井段施工中，采用每鉆進(jìn)50～100m單點(diǎn)測(cè)斜一次，造斜前最后一趟鉆多點(diǎn)測(cè)斜，及時(shí)使用多點(diǎn)數(shù)據(jù)監(jiān)控，大鐘擺鉆具組合鉆進(jìn)等防斜打直技術(shù)措施，有效地控制了直井段井斜。

3.2 增斜段（3154～3830m）

在準(zhǔn)備下MWD儀器跟蹤控制井身軌跡之前，測(cè)多點(diǎn)，數(shù)據(jù)顯示地層趨勢(shì)朝著119°方向單向偏離，井深3154m之前井斜角最大1.59°，大部分井段井斜均控制在1°以內(nèi)，位移卻達(dá)到29.76m。

為了有利于下部井眼的軌跡控制，該井提前開始定向，設(shè)計(jì)用1.25°單彎雙扶朝299°方向，定向鉆進(jìn)，減少側(cè)向位移。在實(shí)鉆過程中，在3154m下入1.25°單彎雙扶+MWD儀器跟蹤監(jiān)測(cè)井身軌跡，采用定向和鉆盤結(jié)合的方式鉆進(jìn)。為較快控制側(cè)向位移到位，井斜最大增到8.6°，同時(shí)方位適當(dāng)偏小至290°，適當(dāng)增大靶前位移，為后期定向打基礎(chǔ)。

在不影響機(jī)械鉆速的情況下鉆進(jìn)至3405m，起鉆，換1.25°單彎單扶鉆具組合，位移接近井口前降斜至2°，再進(jìn)行方位調(diào)整朝39°方向，隨后全力增斜。

3405～3754m井段，平均造斜率在6.5°/30m，井斜方位控制按設(shè)計(jì)軌道進(jìn)行，相當(dāng)吻合。

3754～3784m井段造斜率明顯下降，平均在4°/30m，滑動(dòng)效果不理想。分析原因：該井鉆進(jìn)至3779m，螺桿使用純鉆時(shí)間為192h，循環(huán)時(shí)間7.5h，滑動(dòng)進(jìn)尺255.67m，螺桿旁通閥處因疲勞應(yīng)力折斷，打撈螺桿旁通閥時(shí)對(duì)井壁產(chǎn)生影響，形成“大肚子”，造成造斜率降低。因此該井段滿足不了設(shè)計(jì)需要，又已經(jīng)接近于A靶著陸點(diǎn)，造斜井段不多，故要求及時(shí)增井斜至90°，于是起鉆換1.5°單彎單扶螺桿增斜鉆具組合，效果明顯，造斜率達(dá)到設(shè)計(jì)需要，鉆至3830m，井斜91°，方位43.57°，垂深3703.94m，水平位移237.94m，順利著陸。

本井三開階段共計(jì)使用2只1.25°螺桿和1只1.5°螺桿，在使用過程中靈活運(yùn)用單扶和雙扶，針對(duì)實(shí)鉆情況及時(shí)調(diào)整，才能最終取得滿意的效果。其中直徑為172mm1.25°單彎單扶平均造斜率6.5°/30m，1.25°單彎雙扶平均造斜率2°/30m，1.5°單彎單扶平均造斜率12°/30m。

3.3 穩(wěn)斜水平段（3830～4430m）

如何能在長水平段維持井斜與方位的穩(wěn)定是水平井鉆井成功與否的關(guān)鍵，選擇合適的穩(wěn)斜鉆具組合也就變得尤為重要。在水平段控制中，要求鉆具組合具有一定的糾斜能力，可在定向狀態(tài)進(jìn)行有效的增降井斜和糾方位操作，可在復(fù)合鉆基礎(chǔ)上鉆出長穩(wěn)斜段。

該井鉆進(jìn)至3830m后，順利著陸，根據(jù)設(shè)計(jì)下入7寸懸掛器，套管下深井段2301.21～3830m，其中懸掛器位置：2301.21～2307.52m。使用149.2mm牙輪鉆頭鉆銑懸掛器，鉆塞，打開地層3m，起鉆接動(dòng)力“倒裝”鉆具。

由于懸掛器坐掛影響，井底井斜88.3°，鉆出新地層后井斜微增，由于設(shè)計(jì)油層上傾，因此要求盡快增井斜至91°，在實(shí)鉆過程中，造斜率高于設(shè)計(jì)造斜率，井底井斜達(dá)到93°，微降井斜，一直穩(wěn)斜在92°，后期鉆進(jìn)至井深4162m，水平段進(jìn)尺278m，預(yù)測(cè)井底井斜93°，方位39.3°，垂深3693m，深淺電阻率值偏高，錄井油氣顯示變差，根據(jù)鉆井顯示情況，并結(jié)合三維地震解釋成果，構(gòu)建該井區(qū)油藏剖面圖，臨井對(duì)比分析認(rèn)為，目前實(shí)際施工井斜角偏大，油氣顯示變?nèi)酰壽E已從油層頂部出層。

起鉆換1°單彎單扶鉆具，降斜至89°，鉆進(jìn)至4198m，垂深3693.19m，錄井氣測(cè)值升高，油氣顯示明顯，說明又進(jìn)入油層，鉆進(jìn)至4206m，垂深3693.43m，起鉆換0.75°單彎雙扶穩(wěn)斜鉆進(jìn)，最終按計(jì)劃將軌跡鉆入油層中上部，完全進(jìn)入油層一部分垂深（目的層油層厚度較厚），再緩慢增斜至90°，穩(wěn)斜90°鉆進(jìn)至完鉆。

3.4 實(shí)鉆數(shù)據(jù)

該井實(shí)際完鉆最大垂深3700.25m，總水平位移837.47m，鉆穿油層的井段長為600m，平均增斜率22.37°/100m，最大增斜率51.48°/100m，最大井斜角93.3°（見表3）。后續(xù)施工通過隨鉆跟蹤，根據(jù)后期實(shí)鉆油氣顯示，最終B靶點(diǎn)順利著陸，油氣顯示良好，初算鉆遇率達(dá)87.5%。

4 結(jié)論

①在軌跡設(shè)計(jì)上，要盡量提高造斜點(diǎn)，使井斜角盡量降低，為后續(xù)施工提供便利條件，并使用較低的造斜率（10°/100m以下），剖面設(shè)計(jì)采用近似懸鏈線結(jié)構(gòu)，以降低扭矩和摩擦阻力。

②在本地區(qū)使用雙扶正器單彎螺桿在穩(wěn)斜段復(fù)合鉆進(jìn)時(shí)井斜一般下降1°～2°/100m，特別是在東營組地層使用單彎單扶螺桿也會(huì)有微降斜效果。

③在大段穩(wěn)斜井段，綜合鉆井、錄井、三維地震等信息，適時(shí)地改變鉆具結(jié)構(gòu)和鉆進(jìn)參數(shù)，防止井斜、方位大幅度變化，將對(duì)減小摩阻與扭矩，降低施工復(fù)雜程度，提高鉆進(jìn)速度起到?jīng)Q定性作用。

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作者簡介：

蔣益君（1979-），鉆井中級(jí)工程師，2008年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京）油氣田開發(fā)專業(yè)、俄羅斯國立古勃金石油天然氣大學(xué)復(fù)雜井開采專業(yè)，碩士學(xué)位，現(xiàn)從事鉆井技術(shù)與管理工作。