元坝超深水平井井眼轨迹控制技术优选

张 浩 （中石化西南石油工程有限公司临盘钻井分公司，山东 临邑251500）

罗朝东 （中石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院，四川 德阳618000）

罗恒荣 （中石化西南石油工程有限公司临盘钻井分公司，山东 临邑251500）

王旭东，王大勇 （中石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院，四川 德阳618000）

川东北元坝地区是中国石化南方海相重点勘探区域，天然气资源丰富，区块勘探、开发潜力巨大，为了高效开发元坝海相储层，拟采用水平井钻井技术增加产层的泄流面积。2009年川东北元坝地区部署6口水平井，2010年讨论部署的5口开发井也是水平井［1］，都是以上二叠统长兴组、下三叠统飞仙关组为主要目的层。主要的技术难点是造斜点深、裸眼斜井段长，钻具柔性大，工具面难以摆到位；摩阻大，钻压不能有效传递到钻头上；井底预计最高温度和最高压力可能达到160℃和150MPa，而目前国内定向仪器和工具比较成熟的应用未超过150℃和125MPa，高温、高压容易导致定向仪器和工具的提前失效。下面，笔者通过对比分析旋转导向和滑动定向2种定向方式在元坝103H井和元坝121H井的应用效果。

1 井眼轨迹控制技术

1.1 滑动定向

滑动定向方式即采用“螺杆＋MWD （Measure While Drilling，随钻测量）”组合，以滑动和复合2种方式交替钻进，通过调整滑动和复合的段长来调整造斜率，通过摆放工具面来调整井斜变化率和方位变化率。这种定向方式的主要缺点是在井较深、井斜较大时，工具面摆放困难、易托压、滑动定向效率低。

1.2 旋转导向

旋转导向是在用转盘旋转钻柱钻进时，随钻实时完成导向功能，是现代导向钻井的发展方向。旋转导向工具以旋转导向工作原理来分主要有2类：一是推靠式，其典型产品有Sehlumberger公司的Power Drive［2－3］：调制式全旋转导向工具，其造斜率大且伸缩巴掌与井壁动态接触；Bakerhughes公司的Auto Trak［4］：它在不旋转套筒上的变径稳定器与井壁静态接触。二是指向式，其典型产品为Halliburton的GeoPilot［5］：它在外筒内有一靠机械力使之变形弯曲的内轴迫使钻头有角位移，以使钻头定向造斜。

2 测量仪器和定向工具的选择

2.1 抗温性能的要求

元坝气田长兴组气藏为常压低地温梯度气藏，原始地层温度与气藏埋藏深度关系为：

式中，T为地层温度；H为井深。

元坝103H井造斜点垂深为6370m，完钻垂深为6847m，温度预测范围为147～157℃；元坝121H井造斜点垂深为6680m，完钻垂深为7280m，温度预测范围为153～165℃；仪器和工具的抗温性能要求160℃以上。

2.2 抗压性能的要求

元坝103H和元坝121H井身结构设计都是三开封至雷口坡顶，封隔上部高压地层，四开钻至A靶。四开设计最高密度为1.65g／cm3，元坝103H井A靶点垂深为6814m，预测液柱压力为112MPa，考虑循环压耗和安全系数，附加压力30MPa，最高压力可达142MPa。元坝121H井A靶点垂深为7145m，预测液柱压力为118MPa，考虑循环压耗和安全系数，附加压力30MPa，最高压力可达148MPa。

仪器和工具的抗压性能要求150MPa以上。

2.3 仪器和工具的选择

“高温螺杆＋MWD”组合与旋转导向设备均选择的国外公司产品，且在川东北均有施工业绩。“高温螺杆＋MWD”组合抗温指标为175℃，抗压指标为172.4MPa；旋转导向工具抗温指标为175℃，抗压指标为206.85MPa。

图1 定向段机械钻速对比

3 应用效果对比分析

3.1 机械钻速

1）定向段机械钻速对比 元坝121H井第1次侧钻定向段与元坝103H井定向段机械钻速对比如图1所示。从图1中可以看出定向钻进时，元坝103H井旋转导向的机械钻速要高于元坝121H井第一次侧钻造斜段螺杆的机械钻速。这主要是滑动定向时，钻头转速下降，且由于托压的影响，定向效率低。以元坝121H井侧钻定向段7099～7187m为例，滑动时平均机械钻速为1.55m／h，复合时平均机械钻速为2.18m／h，滑动段长占整个段长的64%，钻进时间却占了71.6%。元坝121H井第2次侧钻定向段与元坝103H井定向段机械钻速对比如表1所示。从表1中可以看出，元坝121H井第2次侧钻造斜段6914～7170.95m，螺杆定向钻进的机械钻速3.12m／h高于旋转导向机械钻速2.21m／h，主要原因是更换的钻头对地层具有更好的适应性，另一个原因是因为元坝121H井第2次侧钻钻至6914m，进入长兴组顶部，四开完钻，下入了∅193.7mm套管，后续施工中降低了摩阻扭矩，提高了定向效率。

2）复合段机械钻速对比 旋转导向不配模块马达的机械钻速对比如图2所示。从图2中可以看出，螺杆滑动钻进机械钻速不但高于常规钻具，还要高于旋转钻进方式，这主要是高温螺杆钻进段为微增段，主要以复合为主。旋转导向段PDC（和高温螺杆段配合使用的都是 聚晶金刚石复合片，Polycrystalline Diamond Compactbit）钻头，PDC的破岩方式为切削为主，适应“高转速＋低钻压”方式。旋转导向钻进时，当转速和钻压较高时，设备负荷较大，因此一般控制顶驱转速比较低，为80mg／L左右，钻压也一般为7t左右。而高温螺杆复合钻进时转速较高，PDC钻头上转速在120mg／L以上，钻压为3～6t，更适应PDC钻头破岩方式。

从以上的分析对比可以得知，旋转导向由于能避免托压，定向效率高，提高机械钻速的优势主要在定向段。复合钻进时，由于螺杆能给PDC钻头提高的转速，而旋转导向由于设备承载能力的限制，转速比较低，机械钻速反而会低于螺杆复合钻进。要解决这个问题，就要考虑引进模块马达。

表1 旋转导向与滑动定向机械钻速对比

图2 元坝103H井斜导眼机械钻速对比

旋转导向配合模块马达后的机械钻速和螺杆复合钻进时的机械钻速对比如表2所示。从表2中可以看出，旋转导向配合模块马达后机械钻速得到提高，和螺杆复合钻进机械钻速差不多。

表2 旋转导向配模块马达机械钻速对比

3.2 摩阻和扭矩

使用旋转导向钻井可以实现井斜角及方位角的精确控制，导向装置的近钻头井斜测量单元离钻头只有1.3m距离，测量的及时性有利于提高井眼轨迹控制精度。且旋转导向为连续稳定性造斜，钻出的井眼轨迹平滑，有效地降低了钻具摩阻和扭矩，提高了井下安全度。

图3 实钻摩阻随井斜变化对比图

图4 实钻扭矩随井斜变化对比图

从图3、图4中可以看出，旋转导向所钻井段的摩阻和扭矩要小于高温螺杆＋MWD所钻井段。

3.3 安全性

旋转导向是在旋转中钻进造斜，将传统滑动定向中的静摩擦变成了动摩擦，避免了在滑动钻进中，因托压越来越严重而导致的钻具粘附复杂情况；旋转导向通过底部钻具组合的钻井动力学计算和工程参数的实时测量，可以及时调整钻进参数，防止钻具屈曲和疲劳折断，提高钻井安全系数，减少井下事故；旋转导向工具中传感器模块 （Ontrak）可以对井底环空的钻井液循环当量密度 （ECD）进行随钻检测，帮助定向井工程师准确判断钻井液的清洁程度和水平井段砂床的堆积程度，减少或避免由于砂床引起的井下复杂。

3.4 造斜能力

工具的造斜能力主要受钻头特性参数、井底钻具组合结构参数、井眼几何参数、钻井工艺参数和地层特性参数等因素影响。钻头的受力情况和姿态决定了造斜能力的强弱，工具造斜能力可以表征为钻压、钻头侧向力和钻头倾角的函数。目前对螺杆钻具造斜能力预测的理论计算方法研究已比较成熟，得到普遍应用的有极限曲率法［6］、几何造斜率［7］等。对旋转导向的力学特性分析也取得了一些成果［8－9］。

从实钻效果来看，通常旋转导向系统在较硬地层造斜率约为5～6°／30m，在较软地层可以达到7～8°／30m。螺杆钻具相比于旋转导向系统，其侧向力相对较大，造斜率更高，对应不同的螺杆弯曲角度，造斜率选择范围很广。

3.5 设备故障率

1）旋转导向设备故障率 旋转导向设备在元坝103H井和121H井施工中共下入16趟钻，除去元坝103H井侧钻定向段第2趟纯钻时间173.9h，因设备故障起钻12次，故障率高达75%，其中3趟钻无进尺。在元坝121H井斜导眼段更是连续5趟钻设备故障起钻，平均纯钻时间只有28.6h，只有更换为高温螺杆＋MWD组合继续钻进。

统计元坝103H井和元坝121H井施工中旋转导向仪器故障类型和比例如下：因高温引起的旋转导向故障比例最高，为75%；OnTrack、ATK和BCPM是旋转导向系统中的3个薄弱环节，其中On－Track又是其中最薄弱的环节，故障率最高，为42%。因此，提高旋转导向系统中MWD抗高温性能是降低旋转导向仪器故障率的关键。

2）高温螺杆＋MWD组合故障率 元坝103H井和元坝121H井2口井的高温螺杆成功率为100%，单根螺杆最高循环时间325.97h，纯钻时间244.79h，进尺503.6m。

元坝121H井除去第1次侧钻定向在水平段卡钻那次，施工过程中共下入25趟耐高温MWD，7趟钻出现MWD故障，其中6趟钻无进尺，仪器故障率为28%。MWD的故障也主要是由高温导致的。

表3 元坝1031H和121H时效分析

3.6 时效分析

除去下套管固井时间和处理复杂情况时间，只计正常钻井时间，元坝103H井侧钻定向段和水平段、元坝121H井2次侧钻定向段和水平段的时效分析如表3所示。从表3中可以看出，元坝103H井和元坝121H井第1次侧钻的纯钻时效基本一样，元坝121H井第2次侧钻的纯钻时效要略高一些。这主要是因为旋转导向的设备故障率虽高，元坝103H井侧钻定向段和水平段的设备故障率为77.8% （包含一次模块马达失效），但是除了第1趟钻进尺为零，大都是在钻进一段后才发生的故障；元坝121H井第1次侧钻设备故障率的33.3%，但是因高温MWD引起的4次故障的进尺都为零；元坝121H井第2次侧钻设备故障率的30%，且3次因高温MWD引起的故障中有一次也是在钻进一段后才发生的故障。

4 井眼轨迹控制技术优选

从前面的分析可知，旋转导向具有定向机械钻速高、摩阻扭矩小、安全性高等优点，但是存在高温工作稳定性差。高温螺杆＋MWD组合高温稳定性较强，但是在水平段后期钻进时粘附托压现象较为严重。综合考虑各种因素，优选定向方式如表4所示。

表4 优选定向方式

［1］刘匡晓，王磊，李文清 .元坝超深水平井提高随钻测量传输信号信噪比技术分析 ［J］.钻采工艺，2011，34（3）：6－8.

［2］Calderoni A，Savini A，Treviranus J，et al.Outstanding economic advantages based on new straight－hole drilling device proven in various oilfield locations ［J］.SPE56444，1999.

［3］高德利，高宝奎，谢金稳，等 .钻压防斜技术的实践与理论探讨 ［J］.石油钻采工艺，1995，17（6）：1－6.

［4］张绍槐 .现代导向钻井技术的新进展及发展方向 ［J］.石油学报，2003，24（3）：82－85.

［5］杨剑锋，张绍槐 .旋转导向闭环钻井系统 ［J］.石油钻采工艺，2003，25（1）：2－5.

［6］苏义脑 .极限曲率法及其应用 ［J］.断块油气田，1997，18（3）：110－114.

［7］刘修善 .导向钻具几何造斜率的实用计算方法 ［J］.天然气工业，2005，25（11）：50－52.

［8］赵金海，赵金洲，韩来聚 .推靠式旋转导向钻具力学性能研究 ［J］.石油钻采工艺，2005，26（1）：13－15.

［9］段文广 .旋转导向钻井工具导向能力及侧向力作用点轨迹仿真 ［D］.西安：西安石油大学，2009.