渤海D油田WHPA平台大位移水平井钻修机钻井作业实践

李 凡 王晓鹏 张 海 赵少伟

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司；2.中海油能源发展股份有限公司监督监理技术公司）

渤海D油田开发过程中，由于受到航道等因素影响，致使该油田WHPA平台移位，由此产生了3口大位移水平井作业。大位移水平井施工难度大［1－4］，对设备能力要求高，但现有的钻井船资源都无法满足在该平台插桩就位，只能使用升级过的渤海D油田WHPA钻修机来完成3口大位移水平井作业，而钻修机设备能力是制约钻井工程顺利进行的关键因素［5］。

渤海D油田构造为一发育在渤东低凸起北端的断裂半背斜，构造近北东向展布，明下段2个油组顶面的构造形态相似，其中明化镇Ⅰ油组顶面高点埋深1 070 m，明化镇Ⅱ油组顶面高点埋深1 185 m，分为上下2个部分，上部为边水油藏，下部为底水油藏，对定向井轨迹中靶精度要求高。另外，该油田钻遇的地层为平原组和明化镇组，埋藏较浅，胶结性差，不利于定向井轨迹控制。

根据渤海D油田WHPA平台设备能力和定向井轨迹，通过优化井身结构设计、井眼轨迹设计和优选钻井工具与钻井液体系，保障了大位移水平井安全高效施工；充分利用平台有限的空间，完成了对钻井固控设备的改造与完善；应用ECD值管理控制技术和井眼轨迹控制技术，保持了井眼清洁，满足了定向井设计要求；使用漂浮接箍等固井技术，降低了下套管作业风险，提高了固井质量。上述各项钻井技术的综合应用，保证了渤海D油田大位移水平井安全顺利完钻，平均节约工期3.39 d，这在渤海钻井史上是一次新的技术突破。本文是对渤海D油田应用钻修机完成大位移水平井作业实践的总结。

1 钻修机设备参数及施工难点

1.1 钻修机设备参数

钻修机设备主要包括50D钻机（顶驱转速为0～110 r/min，理论最大连续输出扭矩36 k N·m，最大钩载315 t），泥浆泵（型号为F－1600）2台，振动筛2台，除砂器、除泥器、离心机各1台，泥浆池总计体积284 m3，管子堆场总承载力189 t。

1.2 施工难点

（1）钻修机设备能力不足，制约了钻井工程安全顺利施工，主要体现在：①顶驱实际连续输出扭矩最大值为30 k N·m，而利用Landmark软件模拟计算（以A19H井为例），最大扭矩发生在φ215.9 mm井眼段旋转钻进时，使用φ127 mm钻杆最大扭矩为28.2 k N·m，已接近顶驱最大连续输出扭矩，作业风险较大。②循环系统实际最大承受压力为22 MPa，而利用Landmark软件模拟计算（以A19H井为例），二开 φ311.15 mm 井 眼钻进至井底（井深约3 110 m），钻井液密度1.17～1.22 g/cm3，机械钻速20 m/h，最低排量53 L/s，对应压力为21.6～22.5 MPa，已超过最大值。③固控设备中振动筛处理能力不足。该平台前期振动筛仅有2台，二开φ311.15 mm井眼钻进中排量降至25 L/s时还存在跑浆现象。④物料多，现场空间小，后勤供应难度大。

（2）稳斜角较大，稳斜井段长（表1），携带岩屑困难，易形成岩屑床，井眼清洁困难。

（3）钻遇地层较疏松，造斜及稳斜钻进都存在一定难度，且深部钻进摩阻扭矩较高，定向井轨迹控制难度大。

（4）储层变化大，造成二开着陆和三开水平段钻进时井眼轨迹调整大，加大了作业难度。

（5）井斜大（最大达到90°），裸眼井段长，如何保证顺利下套管作业和固井质量是大位移水平井作业的又一难点。

表1 渤海D油田井眼轨迹设计与实钻数据

2 关键技术措施

2.1 使用设备优化

大位移水平井施工难度大，对设备要求高，如何将工程技术与挖掘设备潜能措施相结合，是保证顺利施工的关键。具体措施包括：

（1）优化作业流程，通过机械和物理两方面减少井内摩阻，以降低钻井扭矩。在机械方面，适当增加倒划眼短起下钻及中途循环，及时破坏岩屑床，将井内岩屑携带出井眼，降低井内摩阻；在物理方面，钻进中在循环池直接向井浆中均匀添加塑料小球和液体润滑剂PF－LUBE，且在补充胶液中适当增加弹性石墨的含量，以增加钻井液的润滑性，改善泥饼质量。实际钻进时一开井段扭矩最大为12 k N·m，二开和三开井段的钻进扭矩均控制在顶驱所能承受的最大扭矩之下（图1）。

图1 渤海D油田大位移水平井二开、三开井段钻进扭矩曲线

（2）针对固控设备能力不足的问题，通过对模块的结构、载荷和空间布局进行勘查，对除气器、除砂器位置进行优化改造，合理利用有限空间，增加了2台高效振动筛。实际二开φ311.15 mm井眼钻进作业期间，4台振动筛复配使用120目和84目筛布，钻井液有害固相得到了有效控制，且循环排量不受振动筛处理能力限制，钻井液携带能力得到了提高，全井段最大程度的使用固控设备，既保证了井下安全，又降低了钻井液成本。

（3）通过优化井身结构设计，将一开加深钻进至1 150 m 左右，二开φ244.48 mm 套管分2次吊装至堆场并分2次下入，这样既解决了管子堆场承载力有限的问题，降低了下φ244.48 mm套管作业的风险，同时减少了二开裸眼段的长度，为二开安全顺利钻进奠定了基础。

2.2 井眼轨迹控制

（1）一开井段采用单弯1.5°的马达和φ308.0 mm 扶正器的选配，其钻具组合为：φ444.5 mm PDC钻头＋φ244.5 mm 马达（弯角1.5°）＋φ203.2 mm浮阀＋φ308.0 mm 扶正器＋φ203.2 mm 非磁钻铤＋随钻测斜仪＋φ203.2 mm非磁钻铤＋φ203.2 mm机械震击器＋配合接头＋φ127.0 mm加重钻杆×14。直井段采用轻压吊打方法保证井眼垂直。钻进至造斜起始点，采用低排量45L/s滑动造斜钻进；井斜角大于10°以后，根据造斜率情况适当调整循环排量，定向钻进至一次造斜终点1 000 m左右，井斜约75°；稳斜钻进期间，地层以砂岩为主，胶结疏松，旋转稳斜钻进困难（最大降3～4（°）/30 m），为保证井眼轨迹平滑，稳斜钻进至1 150 m左右完钻。

（2）二开井段采用Auto Trak旋转导向工具。该井段稳斜角大，稳斜段长，优选旋转导向钻井工具保证钻进时整个钻柱处于旋转状态，有利于携砂，同时井眼轨迹平滑规则，扩大率小，降低了出现新井眼的风险。另外，该旋转导向工具能实时提供ECD值（钻井液循环当量密度值），为ECD值管理控制技术的实施提供依据，且具有随钻测井和测近钻头井斜的功能，有利于井眼轨迹调整，为二开着陆钻进提供了技术支持。

（3）三开井段同样采用Auto Trak旋转导向工具，并根据随钻测井所反映的储层物性及时调整井眼轨迹，保证了油层钻遇率，取得了能在垂厚1 m范围内控制井眼轨迹实施定向钻进的佳绩，满足了实时跟踪储层物性，选择优质储层进行水平段钻进的要求。投产后，3口大位移水平井实际产能均超过配产。

2.3 井眼清洁

2.3.1 ECD值管理控制

钻进中影响ECD值变化的因素主要有钻井液的密度、流变性，环空的岩屑浓度及钻井液的清洁程度等，所以在其他因素不变时，根据实时监测的ECD值变化可初步判断井眼的清洁程度（图2）。在3口大位移水平井施工中，实时监测了ECD值的变化和返砂量等情况，综合分析了ECD值变化的原因。如果认为ECD值异常是由于井内岩屑浓度过大或钻井液有害固相含量高引起的，则立即采取循环携砂或倒划眼短起下钻等措施清洁井眼，或调整泥浆性能，以降低钻井液中的有害固相含量。

图2 渤海D油田A19井ECD值监测记录

2.3.2 倒划眼短起下钻和循环携砂

（1）一开井段采用马达导向钻具组合，滑动钻进期间钻柱不旋转，无法扰动沉积在下井壁的岩屑，对钻井液携带岩屑极其不利，沉积的岩屑易形成岩屑床（井斜大于40°以后，返砂效果会更差），因此，采取每滑动钻进250～300 m进行一次倒划眼短起下钻的方法来破坏岩屑床，将井内的岩屑携带至上部井段，然后循环出井眼。

（2）二开井段稳斜段长，稳斜角大，井斜角75°左右，是井眼清洁最困难井段。应用旋转导向钻井工具，在钻进过程中整个钻柱处于旋转状态，能扰动井内岩屑，有利于携砂。上部井段（斜深小于2 000 m）钻进600 m左右进行倒划眼短起下钻通井，期间每钻进300 m左右进行循环携砂。下部井段（斜深大于2 000 m）钻进300～400 m左右进行倒划眼短起下钻通井，期间每钻进150～200 m左右进行循环携砂。

（3）倒划眼短起下钻和循环携砂措施的实施，使得三开井段循环排量达到了28 L/s以上，环空返速达到了1.20 m/s，满足了清洁井眼要求。

2.3.3 钻井液优选

（1）一开井段采用海水膨润土浆闭路钻进，每钻进30 m左右使用稠浆清扫井眼；在返砂困难井段，坚持“少量多次”原则，扫稠膨润土浆，保证携砂。

（2）二开井段采用PEC钻井液体系，坚持“低粘高切”。漏斗粘度维持在50～55 s，保证较高切力。使用有机正电胶PF－JMH－YJ调整井浆流态，保证了钻井液的携带性；加入液体润滑剂PF－LUBE提高钻井液的润滑性，同时在摩阻增加较大时加入高效润滑剂RT－101，配合液体润滑剂PF－LUBE使用，进一步提高了钻井液的润滑性，降低了摩阻和旋转扭矩。

在短起下钻或长起钻前，预先配制一定量的稀胶液，并在胶液中加入封堵性、润滑性、稳定性材料，再次下钻至井底时，通过“循环置换老浆”的方式降低粘切和有害固相含量，减少了因起下钻对钻井液性能的影响。钻井液需要长时间静止时，加入除硫剂 PF－SSY和杀菌剂 PF－ZKS－1，且维持钻井液循环体系pH值在8.5～9.0，以保证钻井液的稳定性。

（3）三开井段为目的层段，采用无固相PRD钻井液体系，全井段注意钻井液的携带性，同时确保良好的润滑性。严格控制有害固相，钻遇泥岩段时适当提高抑制剂含量，最大限度减小无用固相对钻井液的污染，做好储层保护工作。

2.4 固井方式选择

φ339.73 mm套管采用单级固井，水泥全部返到井口平台，保证封固质量。φ244.48 mm套管采用漂浮接箍单级固井技术，平均掏空大约1 000 m，使得长套管串在大井斜角、长裸眼段的情况下，能够顺利下入。同时，单弓和双弓扶正器交替使用，在浮鞋、浮箍及漂浮接箍处安放刚性扶正器，提高了套管居中度，保证了固井质量。

3 结论

（1）应用钻修机完成渤海D油田WHPA平台3口大位移水平井作业，这在渤海钻井史上是一次新的技术突破。解决了平台选址及井场不满足钻井船插桩等问题。针对钻修机设备能力和大位移水平井的特点，做好前期设备改造和准备工作，在钻井设计中制定详细的施工措施，施工时密切关注各项钻井参数和钻井液性能变化等，是顺利完成大位移水平井作业的重要保证。

（2）Auto Trak旋转导向工具井眼轨迹控制技术的应用，保证了井眼轨迹平滑，减少了曲屈程度，保证了钻完井作业的顺利进行，满足了油藏开发要求；综合应用ECD值管理控制技术，通过倒划眼短起下钻和循环携砂技术以及钻井液技术，满足了大位移水平井对井眼清洁的要求。

（3）通过钻井液优选，确保了钻井液的润滑性和携带性，最大限度地减小了有害固相对钻井液的污染；同时，漂浮接箍等固井技术的应用，使得长套管串在大井斜角、长裸眼段的情况能够顺利下到位，提高了套管居中度，保证了固井质量。

（4）应用钻修机完成渤海D油田 WHPA平台大位移水平井作业的成功实践，可为今后其他油田应用修井机进行大位移水平井施工提供借鉴经验。

［1］ 魏文忠，薄和秋，练钦.高难度大位移定向井轨迹控制技术［J］.西部探矿工程，2004，22（10）：74－75.

［2］ 宋学义，张洪林，朱业耘，等.辽河滩海海南15－3大位移定向井设计与施工［J］.特种油气藏，2003，10（4）：61－64.

［3］ 李克向.国外大位移井钻井技术［M］.北京：石油工业出版社，1998.

［4］ 李在胜，薄和秋，徐富修，等.大位移海油陆采井井下事故预防与处理［J］.石油钻探技术，2000，28（4）：14－16.

［5］ 王伟，殷凯.利用修井机钻调整井地质综合录井难点及应对措施［J］.中国海上油气，2009，21（3）：190－192.