延长油田特殊地貌条件下水平井钻井技术难点与对策

李伟峰，赵习森，于小龙，王 艳，刘 云，余海棠

(1.延长油田股份有限公司，陕西延安 716001；2.延长石油集团公司研究院，陕西西安 710075；3.西北大学地质学系，陕西西安 710069)

延长油田特殊地貌条件下水平井钻井技术难点与对策

李伟峰1,3，赵习森1,2，于小龙2，王 艳2，刘 云1，余海棠1

(1.延长油田股份有限公司，陕西延安 716001；2.延长石油集团公司研究院，陕西西安 710075；3.西北大学地质学系，陕西西安 710069)

针对常规定向井、二维水平井在受限资源开发方面控制能力和适应性不足的难题，本文开展了复杂轨道水平井优化设计和摩阻控制技术研究。小靶前距水平井采取负位移设计方式，均摊狗腿度，降低斜井段施工摩阻；长靶前距井，采取非常规双增加稳斜探顶的改进型三增剖面，压低造斜点，提高入窗精度；首次提出三维井偏位比计算标准，建立了基于油层垂深和偏位比交互影响的三维水平井轨道设计优选图版；配合多工况摩阻目标控制技术，实现复杂轨迹水平井多工况摩阻精确预测和风险评估。有效应对地下井网的规则性与地面受限因素的客观性、随机性矛盾，实现受限资源的现实控制和有效动用，具有较高的经济和社会效益。

三维水平井；非常规；复杂结构井；低渗透油藏

延长油田开发区域属典型的黄土塬地貌，地表沟谷纵横、山峁相间，森林覆盖率高[1-3]。林地、耕地、矿权重叠，城镇或道路占用等，均会给产能建设工作造成不同程度的干扰，系建井工作的地面受限因素。由此类因素导致的无法动用或难动用资源，为地面受限资源。采用较为成熟的定向井或常规水平井开发受限资源，地下井网的规则性与地面因素的客观性、随机性矛盾突出，给钻井技术提出了较为现实的挑战，具体表现在：

(1)定向井位移延伸能力小，资源控制能力不足。仅能满足小规模道路或沟谷区域受限资源的有限动用。

(2)常规二维水平井的水平段与井口在一条直线或接近于一条直线上[4-6]，靶点确定后，井口位置也就基本确立了，二维轨道对地面受限因素的适应性不足。

因此，鉴于常规钻井技术在开发受限资源方面的控制能力和适应性不足问题，提出利用复杂轨道水平井技术，充分利用既有井场条件，有效应对特殊地貌条件下的资源动用难题。通过小靶前距、三维大偏移、长靶前距水平井的轨道优化设计，降低施工难度，提高轴向压力传输效率和位移延伸能力；通过施工摩阻目标控制技术，实现钻井现场多工况施工摩阻的精确预测与风险评估，保障了复杂地貌条件水平井的成功建井。

1 受限资源实现水平井开发的钻井技术难点

随着油田开发的不断深入，剩余可动用资源除非常规资源外，多数为地面受限资源。在人口聚居、煤油重叠、城镇或道路占用区域钻井，井场修建的不确定性非常高。虽然复杂轨道水平井对复杂地面条件具有较好的适应性，但不同轨道类型水平井的钻井技术难点主要表现在：

(1)小靶前距(小于200 m)水平井，斜井段狗腿度大，造斜率高，接近常规钻具的造斜极限，斜井段摩阻占到全井段的60%以上，水平段延伸能力成指数降低；

(2)大靶前距(靶前距大于600 m)水平井，可避开地面矛盾或受限因素建井，但应兼顾地质落实程度以及投产泵挂对轨道特征的要求；

(3)三维水平井可实现单个井场多口水平井开发。斜井段作业需实现扭方位与增斜作业的双重任务，轴向压力传输效率低，钻进摩阻和生产套管下入风险高。

2 地面受限资源水平井轨道优化设计技术

2.1 小靶前距水平井

靶前位移小于200 m的水平井，占到地面受限水平井总量的17%左右。对于此类井，如采用常规双增或单弧设计，狗腿度超过9.5°/30 m，不仅施工难度高，而且对目的层变化的风险几乎没有可调余地。

对此，创新应用小直斜段打负位移的设计方法，在常规双增剖面上部增加一个斜直段和圆弧段，先反向造斜，然后再“反扣”到靶区方向，即“直-反增-稳-双增”的轨道方案。降低斜井段曲率，减小全井段摩阻。

图1 小靶前距水平井轨迹设计示意图Fig.1 The design sketch of horizontal well with small frontal distance

吴起采油厂的托平9井，设计水平段850 m，设计靶前距276 m，受地面构筑物影响，实际井场比设计位置偏移大于100 m，实际靶前距仅剩170 m，如采用常规双增剖面，斜井段狗腿度将超过11.5°/30 m，超过常规钻具的施工极限。钻进时上部钻具84%以上的重力也将会损耗在造斜段，水平段极限延伸将不足500 m。对此，采用负位移轨道设计方法，使斜井段最大狗腿度仅8.5°/30 m，保障了该井的顺利建井。

2.2 长靶前距水平井

在人口聚居、煤油重叠、城镇和高速路周边等区域，新建井场几乎是不可能的，采用长靶前距可以最大程度利用现有井场和道路，实现受限资源的有效动用。对于此类水平井，轨迹设计在常规优化调整的同时，还必须充分考虑两个方面的问题：

一是靶前距过长，必然伴随水平段与邻井距离较远，地质落实程度较低的问题。

二是根据降低投产成本和管杆偏摩的需求，多数水平井投产泵挂在造斜点附近，进行轨道设计时，应尽可能压低造斜点，保证充足的沉没度，为后期采油提供良好的井眼基础。

因此，采用第一增斜率大于第二增斜率的非常规双增剖面，压低造斜点，并根据地层倾向，设计垂深10 m左右、83～86°稳斜探顶井段，形成改进型的三增剖面设计，使井身轨迹具有较大的可控、可调范围。实际油层提前，可直接增斜入窗；油层滞后，可稳斜找油，保证入窗精度。

图2 三增剖面水平井轨迹设计示意图Fig.2 The horizontal well design sketch with 3rd deflection trail

杏子川采油厂水资源保护区的6303平30井，靶前距676m；永宁采油厂林区的516平3井，靶前距657 m，均采用改进型三增剖面设计，不仅实现了精确入窗，也为后期采油创造了良好的井身轨道基础。

2.3 三维水平井

三维水平井实际井口到入窗点的闭合方位与水平段靶体方位不在同一条直线上[7-10]，且有较大夹角。行业普遍做法是采用偏移距大小衡量三维水平井施工难度。但三维井施工难度受到偏移距和靶前距的双重影响，偏移距越大，靶前距越小，施工难度越高。另外，靶点垂深也影响到三维井轨道设计方案的可选范围。对此，首次提出偏位比的概念，即偏移距除以靶前位移所得的无量纲值。并建立基于水平段垂深和偏位比的三维水平井施工难度分类和轨道设计方案优选图版，根据垂深和偏位比大小，将三维水平井分为A、B、C、D四类，从A到D施工难度依次上升。

图3 三维水平井轨道设计方案优选图版Fig.3 3D horizontal well track design optimization plan

A类(一般难度)：垂深相对充裕，偏位比较小。采用直井段小井斜走偏移距方法，就可以实现多数偏移量施工。此类井在定边、吴起采油厂应用范围最广，已先后在吴平15、吴平18、薛平5等二十余口水平井中成功应用，斜井段降摩减阻效果突出。

B类(中等难度)：垂深600 m以上，交会点越靠后，偏移距越大。此类水平井的轨道设计应适度提高造斜点、稳斜角和稳斜段长度，在第一增斜段和稳斜段实现大部分偏移距施工，并均衡第一增斜段

和第二段狗腿度分配，降低第二增斜段造斜难度，保障方位扭转能力。在甘泉蒲家沟林区成功建成蒲平6井，完钻井深2501 m，水平段1050 m，斜井段方位扭转总量达78°，引用此方法，创鄂尔多斯盆地水平井方位扭转量记录，且钻井周期仅为21.5 d。位于志丹县森林保护区的永848、永811井组，在原有井场上仅做简单扩建后，就分别建成了4口大偏移距三维水平井，水平井两两平行，星型放射，最大靶前距达到了760 m，最大偏移距高达360 m。

C类(高难度)：垂深相对较小，一般最高不超过1600 m，偏位比越大，侧位移作业的意义越小。应采取压低造斜点，大井斜稳斜走位移的设计方法，稳斜角可在65°～83°之间浮动。偏位比越大，稳斜角越高。下寺湾采油厂的蒲平21井，水平段1069 m，靶前距704 m，偏移距高达361 m，垂深不足1000 m，采用此方法，钻井周期仅23 d就成功完钻。

D类(超高难度)：相比C区域，垂深更低，增斜扭方位的可利用井段过小，完全突破常规钻具极限，需使用连续油管配合井下动力钻具，建井成本高，后期作业困难。在当前油价低迷形势下，应尽量避免此类水平井的施工。

3 多工况摩阻目标控制技术

由于重力作用的影响，钻完井管柱在水平段与井壁接近于连续接触，斜井段摩阻和施工难度也大大高于常规水平井[11-14]。精确的摩阻计算与控制是轨道优化和随钻监控的基础。摩阻控制采取目标控制法，在设计阶段对施工过程进行严密的模拟分析，建立基于大钩载荷的摩阻目标控制方法，施工过程中将现场施工参数与目标摩阻进行拟合、对比，不断修正，建立精确的目标控制模型。现场施工情况一旦偏离模型，及时分析判断原因，实现多工况作业实时跟踪调整，保证施工质量和施工安全。

位于永宁采油厂森林保护区的224平2井，设计井深3038 m，水平段1053 m，靶前距768 m，偏移距430 m，是一口典型的三维大偏移距水平井。该井钻至入窗点(1990 m)附近时，钻速急剧降低，开泵下钻困难，滑动钻进悬重陡降，机械钻速仅0.2 m/h。

图4 永探224平2井钻井过程设计摩阻与实际摩阻对比图Fig.4 The friction comparison of design and actual ones in Yongtan-224 Ping-2 well

将模拟钩载与实际钩载对比，发现钻遇该困难井段之前，钩载与模拟结果虽有偏差，但基本一致，在入窗点附近严重偏离设计值的原因很可能是由轨迹之外的原因造成。结合开泵时悬重的变化，推测是由于泥岩层段的水化缩颈或上部岩屑积累，致使泥浆泵入时对钻具产生较高的水力活塞作用造成的。对此，制定双扶甩螺杆多次划眼的作业方案，大排量循环。现场处理2周后，机械钻速明显上升，顺利钻穿该高危井段，并成功完钻。

黄陵县上畛子森林保护区，新建井场阻力多、难度大。通过上平1水平井，动用受限资源。该井完钻井深2630 m，水平段1000 m，靶前距仅250 m，制订下套管作业方案时，由于轨迹调整较多，附加摩阻高，比较安全的做法是采取漂浮下套管技术，但其成本高且仍需等停2～3 d。对下套管作业进行钩载模拟，并充分考虑管柱屈曲影响，认为在水平段下入时钩载虽下降较快，但最终悬重仍有100 kN左右，常规方案风险可控。

图5 上平1井套管下入过程模拟大钩载荷与实际载荷跟踪对比图Fig.5 The casing trip in hook load comparison of simulation and actual ones in Shangping-1 well

最终选择常规下套管作业方式。下放时，直斜段钩载与模拟结果基本一致，进入水平段后，实际钩载虽略小于设计值10～30 kN，但整体递减趋势与模拟情况基本吻合，套管最终成功下放到位。

4 结论

针对常规定向井、二维水平井在地面受限资源开发方面的不足，非常规靶前距、三维大水平井适应性好，但现场施工轨道控制难度大、轴向压力传输效率低，对此展开技术攻关：

(1)小靶前距水平井，采用小直井段打负位移的设计方法，在常规双增剖面上部增加一个斜直段和圆弧段，先反向造斜，然后再“反扣”到靶区方向，降低斜井段曲率，减小全井段摩阻，降低定向控制难度和全井段摩阻，提高钻井效率。

(2)长靶前距水平井，形成改进型三增剖面设计方法，充分利用现有井场道路条件，实现受限资源的高效动用，不仅使井身轨迹具有较大的可控、可调范围，确保精确入窗，也为后期采油作业创造了良好的井眼基础。

(3)针对三维水平井施工特点，首次提出偏位比的概念，并建立了基于水平段垂深和偏位比的三维水平井轨道设计方案优选图版。并对于不同垂深和偏位比综合评定施工难度，选取最优轨道设计方法。

(4)针对特殊地面条件造成的复杂轨迹和施工摩阻，建立了不同工况摩阻的大钩载荷目标控制模型，施工过程中将现场情况与目标模型进行拟合、对比，实现了多工况井下较高精度实时摩阻监测和作业风险预测。

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TheDifficultiesandCountermeasuresofHorizontalWellDrillingTechnicalforSurfaceRestrictedResourceinYanchangOilfield

Li Weifeng1,3, Zhao Xisen1,2, Yu Xiaolong2, Wang Yan2, Liu Yun1, Yu Haitang1

(1.TheResearchCenterofYanchangOilfieldCo.,Ltd.,Yan＇an,Shaanxi716000,China; 2.ResearchInstituteofYanchangPetroleum(Group)Co.,Ltd.,Xi＇an,Shaanxi710075,China;3.DepartmentofGeology,NorthwestUniversity,Xi＇an,Shaanxi710069,China)

Aiming at the resources exploitation problem brought about by the complex surface condition barrier in convention well, using complex structure horizontal well such as 3D well-path, shallow extended reach well and small target distance well to cope with that. Use the negative displacement method for small target pre- distance horizontal well to balance the dogleg and drilling friction. For the long distance wells, use the unconventional double build section and stable inclination to reduce kick off point as well as the entered accuracy. The offset ratio is put forward for the 3D well track design. By that, the design chart is built for design optimization. Cooperate with objective control method, frictional risk multi working conditions were achieved.The constantly adapting to the restricted of limited conditions on the ground and fine development of underground resources caused to the drilling technical challenge. By that we made complex structure horizontal well came true. We safeguard the development of underground oil resources in limited surface area, so high economic and social benefit was achieved.

3D horizontal well; unconventional; complex trail well; low permeability reservoirs

李伟峰(1983—)，男，河北赵县人，西北大学地质学系在职博士研究生，就职于延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，主要研究方向为复杂结构井钻完井工艺及储层地质研究。邮箱：281613901@qq.com.

TE257

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