浅谈渤海油田定向钻井轨迹控制

石磊，秦天宝，孙帅帅

（中海石油（中国）有限公司天津分公司， 天津 300452）

从1967年“海一井”见产出油，拉开了渤海油田大开发的序幕[1]，截至目前，渤海油田已开发52年，年产油气3000万方。为了进一步提高渤海油田产量，开发井和井间加密调整井的数量越来越多，但对于加密的调整井，其轨迹需要从井网中穿过，防碰风险高，进而要求轨迹控制质量高，本文结合渤海油田已完钻调整井的钻井经验和钻井资料，总结出一套定向井轨迹控制技术，包括钻具组合中的钻头、导向钻具、扶正器尺寸对定向井轨迹的影响以及实钻过程中直井段、定向钻进井段、稳斜段、着陆段的轨迹控制技术，旨在给渤海油田后续调整井钻井作业提供技术参考，以减少碰撞事故发生。

1 定向井介绍

渤海油田企业标准将定向井分为常规定向井、大斜度井及水平井。常规定向井是指井斜角＜55°[2]，该定向井的轨迹设计一般分为“J”型、“S”型、连续增斜型，其适合于目的油层较厚，井口坐标与靶点坐标水平投影位置距离较近的井。大斜度井是指井斜角55°～85°之间的井，该井型水平位移较大，适合于井口坐标与靶点坐标水平投影位置距离较远的井。水平井属于特殊定向井，其井斜角＞85°，且须有水平延伸段。水平井主要应用于生产井，低孔隙低渗透、薄层、多层、非均质的油气藏；防止水锥、气锥；提高重质原油（稠油）产量和采收率；利用老井侧钻采出剩余油。与常规定向井相比，水平井的轨迹控制难度更大，要求更高。

2 钻具组合对定向井轨迹的影响

定向井钻进过程中，钻具组合对井眼的轨迹控制有很大影响，扶正器的选择、钻头的选择以及导向钻具的选择都会对定向产生影响。因此选择合适的钻具组合对定向井的轨迹控制非常有利。

2.1 钻头对定向井轨迹的影响

渤海油田加密调整井使用的钻头分为牙轮钻头和PDC钻头，由于两种钻头的破岩机理不同，其对定向井的轨迹影响也不相同。牙轮钻头通过牙轮的转动，钻具伸缩产生纵向振动，通过冲击、压碎来破裂岩石[3]，因此牙轮钻头扭矩随钻压变化不太敏感，滑动中钻头反扭矩小且波动范围不大，适合井下动力钻具工具面的控制，故产生的轨迹比较平滑。PDC钻头靠切削齿吃入岩石，在钻头扭矩作用下靠切力和张力来破坏岩石，因此钻进时钻头反扭矩比较大，轨迹不太容易控制。根据大量已完钻井的资料总结出钻头对轨迹控制的影响如下：(1)钻头水眼越大，水力冲击就越小，就越容易往钻头上加钻压，越容易造斜；(2)PDC钻头短保径块、短冠部、短保径切削齿，有利于产生侧向切削，有利于造斜；(3)有保径块的PDC钻头有向左移位的趋势。

2.2 导向钻具对定向井轨迹的影响

渤海油田常用的导向钻具有马达和旋转导向。马达钻具基本都是立林公司生产制造的单弯马达。常用的马达弯角度数有0.75°、1.0°、1.15°、1.25°、1.5°，其选择原则一般根据邻井的造斜资料，若邻近相同深度造斜率不够，就选择单弯度数更大的马达，反之就选择单弯度数稍小一点的马达。常用的旋转导向分为指向式和推靠式两种，其能很好地解决井深时用马达钻进托压较严重的问题，而且控制的轨迹光滑。马达和旋转导向定向钻进时的规律如下：(1)马达的转子头数越少，转速越高，扭矩越小；转子头数越多，转速越低，扭矩越大；级数越多，马达功率越大；(2)马达的弯角度数越大，造斜、扭方位的能力越强；(3)加在钻头上的有效钻压越大，马达形成的全角变化率越大；(4)由于马达是滑动定向，在地层反作用力的作用下会产生反扭角，定向时要把反扭角考虑在内；(5)井深时在地层岩性、井眼清洁度、井眼轨迹等的影响下，马达托压可能非常严重，也就是钻压加不到钻头上，严重影响机械钻速；(6)马达钻进时，要加强倒划眼，清除台阶和修整螺旋井眼；(7)软地层钻进时，注意控制排量，避免井眼冲蚀扩径、加不上钻压，降低造斜效果；(8)旋转导向造斜率稳定，井眼轨迹光滑。(9)旋转导向钻进形成的井眼相对马达钻具小，容易发生倒划眼憋卡和下套管困难的问题。

2.3 扶正器对定向井轨迹的影响

钻具组合中通过改变扶正器的尺寸和安防位置来达到稳斜、增斜和降斜的目的。扶正器的尺寸选择一般根据邻井资料、邻井地层情况、定向井设计轨迹、地层增降斜方位漂移特性来决定。扶正器对定向井轨迹影响规律总结如下：(1)近钻头扶正器与上部扶正器距离越短，增斜能力越低。距离越长，增斜能力越高；(2)近钻头扶正器尺寸越大，上部扶正器尺寸越小，增斜能力越大；(3)上部“超长翼”扶正器能有效抑制稳斜时方位右漂的现象；(4)近钻头扶正器与上部扶正器之间的钻具刚性越高，增斜能力越低。刚性越低，增斜能力越高。

3 轨迹控制技术

钻进过程中根据设计定向井轨迹来控制实钻轨迹，而定向井设计轨迹一般会分为直井段、定向钻进井段、稳斜段和着陆段，实钻过程中不同井段的轨迹控制技术各有特点。

3.1 直井段

钻井实践表明，直井段打直是非常困难的，因为引起井斜的因素有很多，比如地层岩性、钻具组合、钻井参数等。但归纳总结引起井斜的根本原因为：钻头与岩石的相互作用，即因所钻地层的倾斜和非均质性使钻头受力不平衡而造成井斜；钻柱力学方面，即下部钻具受压发生弯曲变形使钻头偏斜并加剧其受力不平衡而造成井斜[4]。根据直井打斜的原因，总结出直井段轨迹控制技术如下：(1)小钻压钻进，防止钻柱弯曲变形，产生井斜；(2)加密测斜，若发现井斜有失控的风险，及时用马达进行纠斜；(3)钻进过程中时刻关注连斜数据，通过调整钻井参数来及时对井斜进行微调。

3.2 定向钻进井段

定向钻进过程中，马达钻具和旋转导向导向钻具组合中井斜方位的测点离井底距离都比较大，不能实时反映井底的情况，这就要求实钻过程中实时预测井底轨迹，偏离设计时做到及时调整。该井段定向井轨迹控制技术总结如下：(1)做好不同深度不同地层的滑动记录，相应的钻井参数、滑动距离以及对应的工具面能产生几度的全角变化率做好详细记录；(2)实时关注连斜数据，做到提前调整；(3)确保测斜工具信号良好，调整空气包压力，泥浆均匀无气泡，泥浆泵上水良好，泥浆干净不能混有杂物，损坏滤网及时更换。(5)保证轨迹平滑，采取滑动和旋转相结合的造斜方式确保井眼轨迹平滑。

3.3 稳斜段

稳斜段钻进过程中既要保证井斜方位能够稳住，还要尽量提高机械钻速，但由于地层岩性变化，可能存在的地层倾角，以及钻具组合本身具有的增、降斜性能，往往井斜方位随着进尺的增加都会发生变化，这时要遵循“勤调少滑”的原则，在不较大影响机械钻速的情况下，尽量通过调整钻井参数来控制井斜和方位的变化。“勤调少滑”既能保证不出现较大的全角变化率，而且还能加快机械钻速，提高时效。

3.4 着陆段

着陆段是水平井的难点和要点，根据已完钻水平井的资料总结出水平井着陆技术如下：(1)垂深控制在设计线上1m左右，油层岩性为砂岩，砂岩疏松，不利于造斜，防止钻头进入油层之后工具造斜率不够，井斜不能及时调到着陆井斜；(2)稳斜找油，确定进入油层后再全力把井斜增到设计井斜，稳斜找油的井斜：稳斜角一般为着陆井斜-3°，若井斜太高，找到油顶后，垂深吃下去

4 结论

(1)结合邻近钻进经验和设计定向井轨迹，选择合适的钻具组合，钻具组合的优选是轨迹控制的关键。

(2)轨迹控制技术包含了钻井过程中不同井段轨迹控制技术的常规手段，是根据众多已完钻井的资料总结出来的，具有一定的参考价值。

(3)影响定向井轨迹的因素有很多，本文只介绍了钻具组合对轨迹的影响，其它影响因素尚待进一步总结分析。