鄂尔多斯大井丛定向钻井技术的创新实践与应用

摘 要：随着提质增效，高质量发展需要，鄂尔多斯乌审旗气田大井丛、大位移开发模式逐步深入推进，大井丛井组多达20口井以上，井丛拖距缩小到5米范围，最大位移超过2000米。面临大位移、大井斜（35-42°）、大扭矩、大摩阻，通过提前预分、优化剖面设计、调整钻具刚性等技术，精细防碰、轨迹控制，初步形成了该区域大井丛、大位移定向井安全、高效施工的工艺技术。

关键词：提质增效；大井丛；大位移定向井；剖面优化；轨迹控制

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2019.11.055

近年来，鄂尔多斯苏里格气田为充分发挥工程技术服务的优势，进一步满足气田有效开发需求，甲乙双方深化项目合作管理，持续推动机制体制创新，通过标准改进、方案优化，一体化运行等措施，探索实现共同降本增效措施，大井丛、大位移开发成为降本增效的途径之一。

1 大井丛、大位移定向井施工特点

优势：（1） 节约区域整体步井占地，缓解土地征用困难及征用费用。（2）减少了队伍搬迁频次，利于统一协调村民阻挡，有效降低搬迁成本和协调费用。（3）为钻、固、试一体化及工厂化作业创造了条件，便于优化生产资源保障和同平台资源共亨，提高钻井液、压裂液等的重复利用。

施工瓶颈：（1）大井丛开发，多机组丛式井组模式逐渐增多，同时受施工地形条件约束，井间距逐渐缩小至5米，井眼防碰难度大。

（2）水平段长，轨迹调整多，滑动时易托压，延长完井作业周期。（3）井斜大、扭矩摩阻大，钻具易失效。

2 大井丛、大位移井组排序及钻机的布局

2.1 优化井组钻井施工排序

井组施工前要优化钻井顺序，统筹安排，围绕“防碰”这一中心，均衡防碰空间，降低施工难度，水平投影空间尽量不相交。同时优先遵循以下原则：

（1）先施工设计方位与井架推移方向相反的井，设计方位相近时先施工大位移定向井、后施工小位移定向井。（2）然后施工左右两侧井，左右两侧井较多时相互交错，避免连续施工一侧方位的井。（3）最后施工设计方位与井架推移方向相同的井，方位相近时先施工小位移定向井，后施工大位移定向井。（4）井组设计时尽量避免轨迹空间相交，相邻井造斜点相差50-100米，避免防碰。（5）对于部分施工先后有严格要求的井，在定井场大门方向时应严格考虑此因素，避免为后期施工留下设计隐患，导致两井防碰绕障困难。

2.2 优化钻机的布局

为保障大井丛施工完后井口排列整齐美观，要求所有井口与大门方向在一条直线上，因此钻机的布局要根据井组的排序以及所需的钻机数、钻机的施工能力进行摆放。以苏东42-73井丛的18口井为例，本井丛大门方向后方部署一部40LDB钻机，就位于井组的第六口井位置，施工井顺序为6-5-4-3-2-1（位移分别为986米、536米、1392米、1203米、1471米、1098米），中间部署一部50LDB钻机就位于井组的第12口井位置（位移分别为334米、1603米、436米、1465米、1012米、835米），施工顺序为12-11-10-9-8-7，前场部署一部70DB钻机，就位于井组的第18口井位置（位移分别为1776米、1536米、1578米、1766米、1041米、1735米），施工顺序为18-17-16-15-14-13。

3 精细现场技术集成，推进项目提速提效

3.1 精细防碰预分技术

大井丛、小拖距客观上增加了防碰风险，加之测量数据误差，若不及时预分，就会发生碰套管故障。采取表层优化预分的方式，选择好预分时机，使表层方位朝大门方向两侧鱼刺状分布，确保表层及直井段防碰距离大于8米，同时完善表层钻进钻具组合。

3.2 优化好剖面设计

大位移定向井在施工过程中存在井斜大、斜井段长、摩阻扭矩大等问题，若剖面选择不当，则后期摩阻、扭矩大导致施工困难，将直-增-缓降剖面优化为直-增-稳剖面。以苏东44-67井为例，设计位移1633.85米，中靶垂深2906米，井底位移1880米。

3.3 轨迹控制要点

二开后立足三趟钻，力争两趟钻完钻。建议选用直-增-稳剖面，初始井斜角比对靶井斜角小1-2°，方位比对靶方位大2-3°，定向时增斜率9-10°/100m，若超过10°/100m则井眼曲率过大，下部井段施工扭矩、摩阻过大。

3.4 钻具组合

钻具组合的选择，主要充分利用所钻地层的增降斜及方位的自然漂移规律来控制井眼轨迹，减少滑动进尺，达到快速、高效钻进的目的。在地层刘家沟组以上时，建议钻具组合为Φ216PDC+高转速7LZ172*1.25°（1.4°）+SDC*1.5m+Φ211～212STAB+MWD接头+165NMDC+165DC*8根+461*410接头+Φ127WDP*30-45根+Φ127DP；刘家沟组至完钻阶段，选择钻具组合时充分考虑降摩减阻、增降斜及事故、复杂预防的需要，减少下部钻具钻铤的数量，用Φ127mm加重钻杆30-45根代替Φ165mm钻铤，用Φ114.3mm钻杆2000米替代下部的Φ127mm钻杆。短钻铤的选择要考虑下部地层的增降斜规律，因石千峰组下部-石盒子组-山西组-本溪组增斜率相对低，加之钻具的刚性减弱原来的稳斜组合就表现出降斜的趋势，选择3-3.5米短钻铤来达到稳斜的作用，建议钻具组合Φ216PDC+中低速7LZ172*1.25°+SDC*3-3.5m+Φ211～212STAB+MWD接头+165NMDC+165DC*2根+Φ127WDP*30-45根+Φ114.3mmDP*2000米+Φ127mmDP。

3.5 复杂、事故的预防

大位移定向井在施工中由于井斜大、斜井段长，起下钻、下套管过程中的防粘卡是重点，在接单根、起下钻过程中要勤活动钻具，确保钻具在井内静止时间不超过3分钟；钻井液配方以控固相，提高钻井液的润滑性、抑制性为主，达到降摩减阻的目的，提高滑动效率，下套管前通井循环时加入1-2吨固体润滑剂（塑料小球）HZN-1，防止套管串粘卡。

4 亮點效果

统计已完成的19口大位移定向井，水平段超过1300米，平均位移1464.81米，最大位移1880.29米，平均井深3740.26米，二开平均起下钻趟数3.31，其中二开两趟钻完成1口井，三趟钻完成13口井，三趟钻比率达到68.42%，四趟钻完成3口井，五趟钻完成2口井；平均钻井周期18.39天，最短钻井周期14.625天；平均机械钻速17.48m/h；平均钻机月速度3867米/台月，最高钻机月速度6431米/台月。

5 结论与建议

（1）合理的井组排序，能有效避免井眼轨的空间相交，降低二开防碰绕障难度；使用表层预分技术能够满足大井丛小拖距的防碰需要。（2）直-增-稳剖面，二开三趟钻轨迹控制技术是充分利用所钻地层的增降斜及方位的自然漂移规律来控制井眼轨迹，减少滑动进尺，能够达到快速、高效钻进的目的。（3）减少第二趟钻后下部钻具的钻铤数量、用Φ114.3mm钻杆2000米替代下部的Φ127mm钻杆、增强钻井液的润滑性，能够达到降摩减阻的作用。

参考文献：

[1]谭平，岳砚华，雷桐等.长庆小井眼丛式井钻井技术[J].石油钻采工艺，2002，24（01）.

作者简介：何勇（1971-），男，四川蓬溪人，本科，工程师，主要从事石油工程技术及生产安全管理，精通钻井、固井业务，具备专业技术水平和安全管理，生产计划、组织、协调能力。