断块油气藏大落差阶梯水平井轨道优化

孔 华兰 凯刘明国晁文学朱 军张 敏（.中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院，河南濮阳 45700；. 中原油田石油工程技术研究院，河南濮阳 45700）

引用格式：孔华，兰凯，刘明国，等. 断块油气藏大落差阶梯水平井轨道优化［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：22-25.

断块油气藏大落差阶梯水平井轨道优化

孔 华1兰 凯1刘明国1晁文学1朱 军2张 敏1
（1.中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院，河南濮阳 457001；2. 中原油田石油工程技术研究院，河南濮阳 457001）

引用格式：孔华，兰凯，刘明国，等. 断块油气藏大落差阶梯水平井轨道优化［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：22-25.

摘要：为了降低东濮凹陷断块油气藏大落差阶梯水平井管柱下入摩阻，开展了大跨距阶梯水平井轨道优化研究。考虑地层实际造斜能力，优化了造斜段的靶前位移和造斜率；建立了带封隔器（或扶正器）的完井管柱下入摩阻模型，优化了阶梯过渡段的井眼曲率和位移差。分析表明，造斜段靶前位移控制在300~400 m，造斜率先低后高，适当降低阶梯过渡段造斜率和位移差，有利于降低钻进和管柱下入摩阻。设计成果在东濮凹陷4口阶梯水平井中应用，阶梯着陆中靶率100%，储层钻遇率最大95.3%，水平段最长达到1 214 m，断块落差控制范围7.14~40.3 m。应用结果表明，采用分段评估的方法优化阶梯水平井轨道参数具有针对性和全面性，为同类型阶梯水平井的设计提供了借鉴。

关键词：东濮凹陷；阶梯水平井；大落差；断块油气藏；轨道优化；管柱下入能力

阶梯水平井是在常规水平井基础上发展起来的一种特殊水平井，由于其水平段可在垂直剖面上穿越不同深度的油层，能够增大泄油面积，提高单井控制储量，是开发断块油气藏的重要手段。国内部分油田进行了阶梯水平井钻井实践，取得了一定的效果，但阶梯段落差一般小于15 m［1-2］。刘修善［3-4］、佟长海［5］、闫铁［6］等从阶梯水平井几何轨道参数设计方面开展了相关研究。中原油田东濮凹陷具有储层断块发育、油层多而薄等特点，适合采用阶梯水平井进行开发；但由于断层落差在50~150 m［7］，受井眼曲率变化的影响，定向钻井中摩阻大，带有封隔器或扶正器的完井管柱下入较困难，因此优化轨道参数，保证油层钻遇率，降低钻进和完井管柱下入难度，是阶梯水平井轨道设计的关键。

针对东濮凹陷断块油气藏埋藏深、落差大、地层复杂等特点，采取分段设计、分段评估的方法，开展了断块油气藏大落差阶梯水平井轨道设计方法研究。集成应用水平井井眼轨道优化技术，以降低钻进摩阻、扭矩为主要目标，优化了造斜点至A点的井眼轨道；以提高完井管柱安全下入能力为基础，分析了阶梯段轨道参数对管柱摩阻的影响。

1　阶梯水平井轨道优化设计原则

阶梯水平井轨道设计原则主要包括：（1）降低井下摩阻及扭矩，以提高钻进速度；（2）考虑垂深不确定性和钻具造斜能力的不确定性，确保现有的钻井工具和技术能够实现；（3）阶梯段保证钻具和管柱的安全下入。

2　A点之前轨道优化设计

A点之前以降低摩阻、扭矩为主要优化目标，同时考虑地层垂深不确定性［8］。为了保证后期精确着陆，实钻轨迹有调整余地，水平井以“直–增–稳–增平”五段制剖面为主。而对于五段制剖面，靶前位移和造斜率成为了影响轨道最终设计的重要参数，并且二者相互制约。

靶前位移分别选取250 m、300 m、350 m、400 m、450 m，均采用相同造斜率7.2（°）/30 m，A靶垂深3 000 m，轨道参数见表1。

表1　不同靶前位移下的轨道参数

不同靶前位移下，滑动钻进摩阻及旋转钻进最大扭矩值变化见图1。由图可知，在相同造斜率条件下，随着靶前位移的增加，相应的斜井段长度也随之增加，转盘扭矩值显著增加，而摩阻近似余弦变化，综合两者变化趋势，靶前位移控制在300~400 m范围内时能兼顾降摩减扭和优化斜井段长度的需求，这与文献［9］计算结果基本吻合。

图1　 不同靶前位移对应的摩阻和扭矩值

为了提高实钻与设计之间的剖面符合率，在造斜段设计过程中要充分考虑地层的自然造斜能力。实钻统计表明，东濮凹陷上部地层较为疏松，螺杆受到的地层侧向力相对较小，地层自然造斜能力较低（滑动造斜率为0.1~0.2（°）/m），为了保证造斜率与实钻情况相符，应选择相对较小的设计造斜率；而下部地层随着井斜角的增大以及地层压实程度的提高，钻头侧向力逐渐增加（滑动造斜率0.22~0.5（°）/m），在第二造斜段可适当加大造斜率。因此在剖面设计中宜采用“上低下高”或“上下相等”，造斜率控制在3.9~6（°）/30 m。但两段的造斜率不要有太大差异，否则实钻油层着陆时调整余地不足。

3　阶梯段轨道优化设计

3.1 阶梯段完井管柱下入模型的建立

管柱下入过程中，在轴向力作用下，封隔器（或扶正器）之间的管柱发生弯曲。文献［10］研究表明，管柱因重力作用产生的最大位移，远远小于井眼弯曲所产生的纵向位移。因此，以刚杆模型为基础，考虑扶正器或封隔器对管柱变形的影响，同时作如下假设：（1）将管柱的接箍或者扶正器作为约束点，其与井壁接触为点接触，且接箍两端的钻具内有内弯距；（2）完井管柱弯曲状态与井眼曲率一致［10］。

基于上述假设，建立完井管柱下入静力学平衡方程，依据纵横弯曲连续梁理论判断接箍或扶正器的接触状态，依据套管柱与井壁接触关系，将管柱划分为若干段，可以求得各接触点下入摩阻［10］，见式（1）。对各接触点下入摩阻进行累加，即可得到整个井段的下入摩阻。

式中，Fi为第i个接触点所受摩阻，N；µ为管柱与井壁间的摩擦因数；E为管柱弹性模量，N/m2；I为管柱的极惯性矩，m4；Li为2个接触点间管柱长度，m；Ki为接触点之间井眼平均井眼曲率，（°）/30 m。

3.2 阶梯水平井轨道摩阻影响因素分析

假定阶梯段前后2个水平段都是水平的，且在一个铅垂面内，则描述阶梯过渡段特征的参数有井眼曲率、落差和水平位移差。通过改变这3个参数，利用完井管柱下入模型，计算相应阶梯过渡段摩阻，就可以分析这3个参数对轨道摩阻的影响［10］。

计算参数：A靶垂深为3 000 m，阶梯段垂增为40 m，过渡段位移差为450 m，井眼为Ø152.4 mm，裸眼段摩擦因数为0.35，其中，裸眼封隔器外径为149 mm，完井管串长度为1 000 m，封隔器间距为100 m；套管外径114.3 mm，壁厚8.56 mm，线重224.7 N/m。3.2.1 阶梯过渡段曲率 受两水平段之间空间限制，阶梯段采用剖面有平–降–增–平和平–降–稳–增–平2种类型进行剖面设计，并进行全井管柱摩阻下入计算，结果见图2。由图2可知，当阶梯段垂增和位移均一定时，无增斜段剖面，全井下入摩阻最小。随着造斜率增加，弯曲段管柱的刚度效应明显增强，管柱与井壁间接触反力增大，摩阻明显增加，其中带有裸眼封隔器的压裂管柱下入摩阻增加显著，而常规套管下入摩阻随着曲率变化相对平缓。因此，在阶梯段设计过程中，应尽可能地降低井眼曲率。

图2　 完井管柱下入摩阻随井眼曲率的变化（落差40 m，位移差450 m）

3.2.2 落差和位移差 图3为压裂管柱下入摩阻随阶梯过渡段的落差/位移差的变化关系。可以看出，在过渡段落差不变的条件下，随着二者比值的增大（平移差的减少），管柱的下入摩阻逐渐减小。即在过渡段落差一定时，尽量减少过渡段之间的位移差有利于降低下入摩阻。但受空间限制，当落差和造斜率固定时，位移差不能无限制地减少［10］。

4　现场应用

4.1 设计实例

图3　 压裂管柱下入摩阻随阶梯段高度差/位移差变化关系（井眼曲率3（°）/30 m）

白-平2HF井位于东濮凹陷白庙气田白44块，由于目的层埋藏深、温度高、地层压力大，该井采用四开井身结构，其中三开技术套管下至着陆点，封隔上部易坍塌地层，保证井眼在储层中的有效延伸，井身结构见表2。

表2　白-平2HF井井身结构

针对A靶前剖面设计，分别计算不同双增剖面造斜率对钻进摩阻和扭矩的影响，见表3，最终确定双增轨道上下两段的造斜率分别为3.9（°）/30 m和4.2（°）/30 m。

前期勘探表明，该井2个目的层均有一定的倾角，第1个目标层终点到第2个目标层入靶点垂深相差40.3 m，若采用平–降–稳–增–平或平–降–增–平剖面，过渡段曲率将超过2.9（°）/30 m（见表4），管柱实际下入摩阻相对较大。考虑到后期分段压裂完井方式控制的储层范围较大，同时为了便于施工和完井管柱的下入，该井2个靶区过渡段采用平–降–稳型剖面，在保证第1个储层钻遇率的情况下，稳斜钻穿第2目标储层，最终轨道剖面参数见表5。

该井实钻水平段长度为1 214 m、水平段全角变化率控制在1.8（°）/30 m以下，阶梯段9级压裂管柱下入摩阻控制在260 kN以下，保证了后期完井作业顺利进行。

4.2 应用效果

针对不同完井类型和断块特征，大落差阶梯水平井轨道优化技术指导了东濮凹陷4口大落差断块阶梯水平井的轨道设计，阶梯着陆中靶率100%，储层钻遇率最大95.30%，水平段长最大达1 214 m，轨道设计垂直落差范围7.14~40.3 m，保证了跨断层、非常规油气藏等不同类型阶梯水平井的安全高效施工，提高了复杂断块油气藏的动用能力。

表3　白-平2HF井不同造斜率下摩阻扭矩分析

表4　不同曲率下白-平2HF井阶梯段剖面摩阻对比

表5　白-平2HF井轨道参数

5　结论与认识

（1）钻进摩阻主要受到井眼弯曲程度和井眼接触长度二者的限制，因此A点之前，要合理优化靶前位移，使井眼曲率和斜井段长度最优。

（2）结合地层造斜数据，建立合理的轨道剖面，能够有效提高实钻剖面符合情况，降低阶梯水平井施工过程中的摩阻和扭矩，保证水平段的顺利钻进。

（3）对于阶梯水平井，由于阶梯段轨道存在增/降斜变化，与钻柱相比，完井管柱下入过程中无法旋转，下入难度加大。因此根据不同管柱类型，应有针对性地选择阶梯段剖面类型、井眼曲率及剖面参数，以降低完井管柱的下入风险。

参考文献：

［1］ 冯志明， 颉金玲. 阶梯水平井钻井技术［J］. 石油钻采工艺， 2000， 22（5）：22-26.

［2］ 张书瑞， 申胡成， 杨春和， 等. 南 246-平 309 阶梯水平井井眼轨迹控制技术［J］. 石油钻采工艺， 2007， 29（4）：13-15.

［3］ 刘修善. 阶梯形水平井段设计方法研究［J］. 石油钻探技术， 2005， 33（3）： 1-5.

［4］ 刘修善， 何树山. 井眼轨道的软着陆设计模型及其应用［J］. 天然气工业， 2002， 22（2）：43-45.

［5］ 佟长海， 常汉章， 鲁港. 多控制点水平井靶体参数的计算［J］. 天然气工业， 2007，27（9）：68-70.

［6］ 闫铁， 刘维凯， 邹野， 等. 阶梯水平井轨迹优化设计［J］. 石油钻采工艺， 2007， 29（3）：8-10.

［7］ 许化政，周新科. 渤海湾盆地东濮凹陷文留构造发育特征与气藏形成［J］. 石油实验地质，2003， 25（6）：712-719.

［8］ 刘修善. 井眼轨道几何学［M］. 北京：石油工业出版社，2006.

［9］ 牛洪波， 陈建隆， 隋小兵. 浅层大位移水平井钻井关键技术分析［J］. 天然气工业， 2012， 32（2）： 71-74.

［10］ 伊明， 刘晓兰， 顾维亮， 等. 水平井大尺寸完井管柱下入摩阻计算探讨［J］. 新疆石油科技， 2005， 15（4）：5-9.

（修改稿收到日期 2015-08-06）

〔编辑 薛改珍〕

Well-path optimization technology for stepped
horizontal wells with large drop in the fault block reservoirs

KONG Hua1, LAN Kai1, LIU Mingguo1, CHAO Wenxue1, ZHU Jun2, ZHANG Min1
（1. Drilling Engineering and Technology Research Institute, SINOPEC Zhongyuan Petroleum Engineering Co. Ltd., Puyang 457001, China;
2. Research Institute of Petroleum Engineering Technology, SINOPEC Zhongyuan Oilfield Company, Puyang 457001, China）

Abstract:In order to reduce the friction when running string in stepped horizontal wells in the fault block reservoir with large drop in the Dongpu depression, studies on optimization of well-path of stepped horizontal well with large span were carried out. Given the actual angle building rate of the formations, the pre-target displacement and build-up rate of the building up section were optimized. A model for analyzing the running friction of completion string with packer (or centralizer) and stress was built, and the wellbore curvature and displacement difference of the stepped transition interval was optimized. Analysis shows that, when the pre-target displacement at building up section is controlled at 300~400 m, the building rate is low first, then becomes high. Properly reducing the building rate and displacement difference of the stepped transition interval help reduce drilling friction and string running friction. The design result was used in four stepped horizontal wells in Dongpu Depression, the targeting rate of stepped landing was 100%, the maximum reservoir encountering ratio was 95.3%, the maximum horizontal section was 1 214 m, and the drop difference of faulted block was controlled at 7.14~40.3 m. The result of application indicates that the use of staged assessment method to optimize the parameters of stepped horizontal well track is pertinent and comprehensive and provides reference for the design of similar stepped horizontal wells.

Key words:Dongpu depression; stepped horizontal well; large drop; fault block reservoirs; well-path optimization; string running capacity

作者简介：孔华，1984年生。2010年毕业于中国石油大学（华东）油气井工程专业，获得油气井工程专业硕士学位，主要从事定向井、水平井技术服务与研究工作，工程师。电话：13461637575。E-mail：konghua0537@163.com。

基金项目：国家科技重大专项课题“高含硫气藏超深水平井钻完井技术”（编号：2011ZX05017-002）；中国石化集团公司项目“中原油田深层水平井关键技术研究”（编号：JP12005）。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.006

文章编号：1000 – 7393（2015）05 – 0022 – 04

文献标识码：B

中图分类号：TE243