致密油水平井井眼轨迹控制难点分析及对策研究.pdf

2020年第8期西部探矿工程 * 收稿日期 2019-10-24 作者简介 田默龙 （1975-） ， 男 （汉族） ， 黑龙江大庆人， 工程师， 现从事钻井工程管理工作。 致密油水平井井眼轨迹控制难点分析及对策研究 田默龙* （大庆钻探工程公司钻井二公司， 黑龙江 大庆 163114） 摘要 大庆油田致密油资源含量丰富， 在常规油气资源减产严重的情况下， 油田对位于扶杨油层的 非常规致密油藏的开发力度也在逐年加大。但大庆油田的致密油藏埋藏普遍较深， 油层厚薄不均且 变化较大， 常规钻井技术会面临入窗难度大、 井眼轨迹不光滑、 造斜段局部狗腿度偏大等难题， 且在 进入长水平段后钻具易发生螺旋屈曲， 导致钻具自锁、 托压和定向困难， 严重影响了钻井速度和效 率。因此， 通过对井身结构和井眼轨迹进行优化， 并根据造斜段和水平段使用不同的钻具组合和近 钻头地质导向工具， 大幅度提高了致密油水平井的延伸长度和机械钻速， 使水平段的复杂时率大幅 度降低， 创造水平段超过1800m的钻井施工记录， 为大庆油田致密油资源的高效开发提供了技术支 持。 关键词 致密油； 长水平段； LWD； 随钻测井； 旋转导向系统； 井眼轨迹优化 中图分类号 TD82.72 文献标识码 A 文章编号 1004-5716202008-0046-04 大庆油田致密油储量丰富， 其中探明未开发储量 2.65108t， 潜力资源 12.4108t， 总量达到 15.05108t。 因此， 为了缓解常规油气资源减产趋势， 非常规致密油 资源的开发规模逐步加大。但致密油主要分布于大庆 长垣以西的齐家古龙地区上白垩统青山口组 （K2qn） 中的致密砂岩和泥岩以及泉头组四段 （K1q4） 的扶余油 层致密砂岩中， 储层平面分布不稳定， 物性普遍较差， 孔隙度 612， 甚至小于 10， 渗透率平均在 0.0011mD之间， 只能采用长水平段水平井和大规模 压裂的方式进行开采。常规钻井技术存在着入窗难度 大、 井眼轨迹不光滑、 造斜段局部狗腿度偏大， 进入长 水平段后钻具易发生螺旋屈曲， 导致钻具自锁、 托压和 定向困难等难题。因此， 通过井身结构和井眼轨迹优 化、 使用近钻头地质导向工具等技术措施， 大幅度提高 了致密油水平井的延伸长度和机械钻速， 使水平段的 复杂时率大幅度降低。 1致密油水平井井轨控制难点分析 大庆油田致密油藏由于埋藏较深、 储层物性差和 泥岩发育等特点， 采用长水平段水平井进行施工， 存在 着以下难点 （1） 井眼轨迹控制难度大。由于致密油储层埋藏 垂深一般在18002000m之间， 水平段长度一般超过 1000m， 水垂比在1 ∶ 2左右。且埋深变化大、 储层厚薄 不均 （最薄小于30cm） 、 标志层少、 着陆难度大， 提高油 层钻遇率难度很大。在原有的五段制井眼轨迹在井斜 80左右有一段稳斜段， 目的层提前会使下部造斜段调 整过大， 导致局部狗腿度过高， 后期摩阻也偏大， 所以 会使水平段井眼轨迹调整频繁， 控制难度极大。 （2） 裸眼段长， 井眼轨迹不光滑。由于水平段长， 局部狗腿度较大， 致使大部分钻具都贴在下井壁， 起下 钻摩阻较大， 经过实测分析得知， 当水平段超过 1000m， 后期起下钻摩阻通常会大于30t。 （3） 井壁稳定难度大， 井壁易垮塌。由于致密油储 层位于青山口组， 整个水平段都要在青山口组层位穿 行， 而青山口组地层粘度矿物含量高， 且微裂缝发育， 遇水极易水化分散， 导致井壁剥落、 掉块， 甚至是坍 塌。另外， 长水平段水平井施工周期长， 青山口组长时 间被浸泡， 受坍塌周期的影响井壁失稳的风险更大。 （4） 井眼清洁难度大， 易形成岩屑床。由于局部狗 腿度大， 井壁剥落或坍塌会形成 “大肚子” 井眼， 且水平 段长， 岩屑在井内长时间停留， 极易在 “大肚子” 井眼处 或者井底形成岩屑床， 进一步增加钻具与井壁的摩 阻。此时， 小排量和泵压难以清洁岩屑床， 大排量和泵 压又会加剧井壁失稳。 46 2020年第8期西部探矿工程 （5） 水平段长， 钻压传递困难。由于水平段长， 水 平段控制点多导致井眼轨迹复杂， 后期常在造斜段至 直井段发生钻具螺旋屈曲， 这样会增加直井段侧应力， 导致上部钻具传递下来的力分散， 多作用在井壁上， 无 法有效传递钻压， 发生钻具自锁现象， 最终导致水平段 延伸钻进困难。 2井眼轨迹控制技术研究 根据大庆油田致密油水平井井眼轨迹控制的突出 难点， 从井身结构优化、 井眼轨迹优化和近钻头地质导 向工具等几方面提出了技术对策， 以控制好长水平段水 平井井眼轨迹施工， 确保长水平段水平井的安全钻进。 2.1钻井剖面优化 为减小致密油长水平段水平井钻井过程中的摩阻 和扭矩， 首先从井身结构优化和井眼轨道设计入手， 设 计出摩阻和扭矩都较小的井眼轨道， 以降低井眼轨迹 控制难度， 提高轨迹光滑度[1]。 2.1.1井身结构优化 根据近几年大庆油田致密油水平段超过1000m的 施工经验， 对井身结构进行了优化。综合考虑地层因 素、 降低摩阻和扭矩、 以及后期大型体积压裂的安全， 经过三个阶段的不断优化， 形成以下井身结构优化措 施 ①复杂地区。生产及注水区减少技套下深到直井 段， 由于黑帝庙油层存在浅层气、 葡萄花油层注水开发 压力高， 表层下深不少于200m， 并安装井口防喷装置， 保证钻井施工安全； 技套下深以封至青二、 三段易水化 膨胀泥岩为原则， 减少或避免二开311.1mm井眼造斜； ②无复杂区块。对于目的层为高台子/扶余油层水平 井， 若黑帝庙无浅层气、 周围没有葡萄花层位注水井， 转变施工理念， 将三维设计转为二维设计。表层套管 封固第四系泰康组， 下深不少于100m， 技术套管封固 嫩二段以上松软地层， 提高三开钻井速度缩短钻井周 期。如表1所示， 为优化后的井身结构设计数据。 开次 一开 二开 井深m 12001500 35004250 钻头尺寸mm 311.2 215.9 套管柱类型 表层套管 生产套管 套管尺寸mm 244.5 139.7 套管下深m 11981498 34984248 表1优化后的井身结构设计相关数据 2.1.2井眼轨迹优化 传统井眼轨道设计采用 “直增稳增稳” 的 剖面设计， 在80附近进行稳斜探油顶。近钻头导向工 具在井斜70处下入， 通过向上复测， 若发现目的层提 前， 再去调整会对下部造斜段轨迹造成较大影响， 导致 后期摩阻增加， 同时还存在不能正常入窗风险。针对 以上难点对井眼轨迹进行了优化设计， 轨迹控制坚持 “略大勿小” 的原则， 增加初期造斜率， 防止由于造斜率 不够对后期轨迹控制造成影响。形成以下技术措施 （1） 采用 “直增稳增微增水平” 的6段式轨迹 设计方式；（2） 针对致密油二维井目的层垂深发育不确 定和三维井钻速慢的难题， 优化井眼曲率和靶前距设 定， 调整扭方位井段和幅度 ①二维井优化探油顶长度 3050m， 曲率3/30m， 减少井眼轨迹上下调整； ②将 整体三维轨迹变化为分段式二维轨迹， 并将造斜点上 移以降低造斜率， 由6.5调整至5.5， 避免65以后出现 扭方位作业[2]。 2.2近钻头地质导向和提速工具 致密油水平井大部分采用复合钻进方式， 根据钻柱 力学原理， 底部钻具复合钻进过程中井斜趋势角， 为降 低趋势角一般采用双稳钻具组合。结合近钻头导向工 具和提速工具， 既提高钻井速度， 又提高井眼轨迹质量。 2.2.1LWD随钻测井仪器 LWD随钻测井技术是指对钻井过程中的数据进 行实时测量， 以获取油气储层、 井眼位置等数据的一种 技术。大庆油田自2002年引用国外LWD随钻测井仪 器以来。经过多年发展， LWD随钻测井技术相对成 熟， 已经完全掌握相关核心技术， 很好地满足了现场施 工需求， 解决了长期依赖国外进口仪器的难题[3]。到 2018年， 大庆油田已经累计生产LWD随钻测井仪器 40余串， 在大庆和吉林探区薄差油层应用了超过450 口水平井， 创造了巨大的经济效益和社会效益。因此， 为了降低钻井成本， 致密油水平井造斜段使用自主研 发的LWD随钻测井仪器。见图1。 2.2.2旋转导向系统 为实现致密油水平井长水平段的顺利延伸， 在水平 段全程使用Halliburton公司的Geo-Pilot旋转导向系 统。该系统是一种不旋转外筒式自动导向工具， 具有复 合钻进速度快、 转速高、 减少井眼迂曲度， 实现井眼轨迹 精确控制的优点， 能够有效降低摩阻、 防止托压， 提高油 47 2020年第8期西部探矿工程 层钻遇率， 最大程度延伸水平段长度。因此， 在水平段的地质导向工具使用Geo-Pilot旋转导向系统。见图2。 图1LWD随钻测井仪器实物图 图2旋转导向实物图 2.2.3提速工具优选 大庆油田经过多年技术攻关， 已经自主研发出液 动旋冲工具、 水力振荡器、 涡轮钻具等专业提速工 具。针对定向段施工摩阻大、 施工效率低的问题， 通 过使用水力振荡器， 并对动力机构进行改进、 缩短工 具尺寸， 即降低了工具压耗， 还适应了工艺要求。目 前， 该技术共应用19口井， 平均钻速提高10.8， 平均 降低摩阻2.3t， 所以致密油水平井选用水力振荡器提 高钻井速度[4]。 2.2.4加重钻杆优化 加重钻杆有增加钻压的作用， 通过合理选择加重 钻杆段长度、 位置可以有效增加钻具强度、 有效降低摩 阻。加重钻杆的优化主要考虑摩阻、 中和点位置、 屈曲 段长度等因素， 如果水平段长度继续延伸， 屈曲度长度 必然增加， 应该考虑继续增加加重钻杆数量， 保证加重 钻杆长度覆盖屈曲段。 对于致密油长水平段水平井加重钻杆位置选择井 斜在25以后最合理， 螺旋屈曲段长度较小。造斜段 40， 钻具未发生螺旋屈曲， 但是造斜段的加重钻具刚性 较强， 会增加钻具侧向力， 增加摩阻。造斜段加重钻杆 因为弯曲在施加同等钻压时摩阻增加的较为明显。所 以， 加重钻杆最下方位置选择在造斜段井斜25以内[5]。 2.3钻具组合优化 大庆致密油藏自上到下钻遇嫩江组、 姚家组、 青山 口组和泉头组层位， 储层所在的青山口组层位， 可钻性 级值在67， 属于中硬地层， 并含有泥岩、 粉砂岩， 均质 性差。因此， 三开造斜段和水平段均使用PDC钻头， 上部地层采用牙轮钻头。并根据不同地层情况和井 段， 形成不同的钻具组合。 2.3.1造斜段 造斜段选用5刀翼PDC钻头代替牙轮钻头， 并在造 斜段开始就按照 “一趟钻” 配备仪器和钻具组合。具体 钻具组合为 ⌀215.9mmPDC钻头⌀172mm单弯螺杆 （1.5） ⌀172mm浮阀⌀172mmLWD⌀165mm无 磁钻铤1根⌀165mm螺旋钻铤2根⌀127mm 加重 钻杆6 根⌀127mm 钻杆45 根⌀127mm 加重钻 杆24 根⌀127mm 钻杆。 2.3.2水平段 水平段全程选用Geo-Pilot旋转导向系统， 实施水 平段 “一趟钻” 。钻具组合为 ⌀215.9mmPDC 钻头 ⌀193mmGeo-Pilot 旋转导向工具⌀172mm 浮阀 ⌀127mm 加重钻杆3 根⌀165mm 震击器⌀127mm 加重钻杆3 根⌀127mm 钻杆165 根⌀127mm加 重钻杆24 根⌀127mm 钻杆。 3现场应用情况 形成的这套井眼轨迹控制技术在大庆油田齐家、 龙虎泡等致密油区块进行了应用， 均取得了良好的施 工效果， 主要表现在以下几方面 ①造斜能力增强。通 过井身结构优化， 造斜段全部采用215.9mm井眼施工， 钻具刚性降低、 造斜能力大幅度增强， 龙虎泡区块由 311井眼的6.09/30m提高到11.4/30m， 齐平区块由 （下转第52页） 48 2020年第8期西部探矿工程 程中， 出口流量参数变化曲线， 下钻过程中， 出口流量 值逐渐减小， 通过上述分析方法， 判断是由于安装于钻 具底部的浮阀出现故障， 由正常的湿下逐渐过渡到干 下的下钻过程， 而不是发生了井漏引起的数据减少， 综 合判断不是井漏， 与实际相符。 3结论 （1） 本判断方法讨论了怎样通过有效方法监测并 及时发现钻井过程中发生的井漏或溢流， 以便及时采 取相应的措施， 确保钻井安全进行。 （2） 本方法简单易行， 可以对钻井过程中钻井液体 积的变化做出准确的解释， 为下一步决策提供准确信 息， 确保优质、 高效、 安全钻井。 参考文献 [1] 工程录井技术 编委会.工程录井技术[M].石油工业出版社, 2016. 图3Ru-479井下钻过程中出口流量变化曲线图 􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕􀤕 （上接第48页） 6.75/30m提高到11.1/30m； ②降低成本。直接降低 了40的套管使用费用； ③钻速提高明显。在龙虎泡 区块， 机械钻速和行程钻速比优化之前分别提高了 25和34； ④降低井下复杂效果明显。通过使用旋转 导向系统， 仪器可靠性得到大幅度提高， 平均单井延误 时间由11.25h降低至6.92h， 同比降低了77； ⑤井眼 质量提高。测井显示平均井径扩大率小于10， 没有 发生大的剥落、 掉块和井塌现象， 起下钻顺畅， 没有发 生托压、 卡钻等复杂， 套管一次下入到底。 在齐平区块的QP-PX井的应用中， 通过将造斜点由 1800m上提至1650m， 造斜率由6/30m降低至4.7/30m， 扭方位层位由青二三段上移至嫩江组和青山口组， 井 斜区间也由由5470降低至3565。通过这些措 施， 该井造斜段平均机械钻速提高了56， 造斜段钻井 周期缩短了6.9d， 顺利完成水平段超过1800m的钻进。 4结论 （1） 大庆油田致密油资源含量丰富， 但常规钻井技 术存在井眼轨迹不光滑、 狗腿度大、 井眼轨迹难控制等 难点， 严重影响了钻井速度和效率。 （2） 在对施工难点进行深入分析的基础上， 通过多 次现场试验和总结， 形成了适用于大庆油田致密油长 水平段水平井的井眼轨迹控制技术， 大幅度提高了致 密油水平井的延伸长度和机械钻速， 使水平段的复杂 时率大幅度降低， 创造了水平段长度超过2000m的施 工记录， 为大庆油田致密油资源的高效开发提供了技 术支持。 参考文献 [1]高玉堂,包璨.DQ-LWD随钻测井仪器的可靠性设计[J].石油 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