致密油水平井井眼轨迹控制技术研究与应用

李细鸿

（大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江大庆163114）

大庆油田致密油储层存在物性差、平面分布不稳定等特点，孔隙度和渗透率极低。只能采用长水平段水平井和大规模压裂的方式进行开采。定向钻井作业面临入窗难度大、斜井段狗腿度大、井眼轨迹不光滑等难题，在进入水平段后易发生钻具自锁、托压和定向难等复杂。通过优化井眼轨迹和井身结构，形成适用于不同井段的钻具组合，通过使用自助研发的近钻头地质导向工具，使机械钻速和水平段延伸长度大幅度提高。

1 井轨控制难点分析

大庆油田致密油藏在钻井施工过程中存在着以下难点：

（1）井壁稳定性差。致密油水平段位于青山口组，属于粘土矿物含量高、裂缝发育的泥岩地层，极易发生井塌和卡钻等事故。

（2）井眼轨迹控制难度大。致密油储层埋深在2000m左右，水平段长度大都在1000m左右，少数井水平段长度超过1500m，水垂比在1∶2左右。由于储层埋深变化大、厚薄不均，使油层钻遇率提高难度较大，会导致造斜段局部狗腿度过高，为提高钻遇率，水平段井眼轨迹控制难度极大，后期起下钻和下套管摩阻也会偏大。

（3）井眼轨迹不光滑。因水平段长和造斜段狗腿度大，大部分钻具都贴在下井壁，会增加起下钻摩阻，当水平段长度大于1000m，起下钻摩阻会超过30t。

（4）井眼清洁难度大。井壁剥落或坍塌通常会在某一井段形成“大肚子”井眼，极易在该处或者井底形成大量岩屑床，使钻具与井壁的摩阻进一步增加。

（5）水平段钻压传递困难，难以延伸水平段长度。

2 井眼轨迹控制技术研究

2.1 钻井剖面优化

2.1.1 井身结构优化

根据近几年的施工经验，综合考虑地层、降低摩阻和扭矩等因素，形成井身结构优化措施[1]：①复杂地区。充分考虑到致密油扶杨油层上部的葡萄花层位注水压力高、黑帝庙层存在着浅层气的特点，表层套管下入深度大于200m，技术套管下入到青山口组泥岩段，并在井口安装防喷装置，以确保施工安全；②无复杂区块。对于没有浅层气和注水井的区块，将三维井眼设计转为二维设计。表层套管下入深度不小于100m封固第四系泰康组，技术套管下入深度以封固嫩二段以上的松软地层为佳。

2.1.2 井眼轨迹优化

针对传统井眼轨道设计会影响对下部造斜段井眼轨迹、增加后期摩阻和不能正常入窗的缺点，实行“略大勿小、增加初期造斜率”的原则，主要技术措施有：①采用“直—增—稳—增—微增—水平”的6段式轨迹设计方式；②优化井眼曲率和靶前距设定，调整扭方位井段和幅度。二维井优化探油顶长度30～50m，曲率3°/30m，减少井眼轨迹上下调整；将整体三维轨迹变化为分段式二维轨迹，并将造斜点上移以降低造斜率[2]。

2.2 随钻仪器和提速工具

2.2.1 LWD随钻测井仪器

截止到2019年底，针对LWD仪器引进费用高、技术垄断的问题，大庆油田在引用国外LWD随钻测井仪器的基础上，已经掌握核心技术，形成了成熟的随钻测量技术，累计生产LWD随钻测井仪器50余串。为了有效降低钻井成本和有效控制井眼轨迹，致密油水平井的造斜段使用自主研发的LWD随钻测井仪器，很好地满足了现场施工需求，平均单井故障时间6.5h，同比降低了8%[3]。

2.2.2 旋转导向系统

为实现致密油水平井长水平段的顺利延伸，在水平段全程旋转导向系统，攻克了大功率泥浆发电、双向无线通讯、非接触供电等关键技术，研制了一套旋转导向系统。具有复合钻进速度快、转速高、井眼轨迹精确控制的优点，能够有效降低摩阻、防止托压，提高油层钻遇率，最大程度延伸水平段长度，同比滑动钻进速度提高20%以上。

2.2.3 提速工具

经过多年技术攻关，研制出了能降钻井液液能转化为机械能的水力振荡器，该工具通过产生高频、低幅轴向振动，可将钻具与井壁之间的静摩擦力转化为动摩擦力，降低钻井摩阻、提高钻速。通过该工具的有效应用，解决了在致密油水平井钻进过程中存在的大摩阻、高托压问题，降低摩阻超过2.3t，平均钻速提高10%以上[4]。

2.2.4 加重钻杆

通过优化加重钻杆长度、位置等参数可有效增加钻具钻压，有效延长水平段长度。在致密油钻进过程中，当井斜角达到25°以后，应该安装加重钻杆，螺旋屈曲段长度小，所以加重钻杆最下方位置选择在造斜段井斜25°以内[5]。

2.3 钻具组合

大庆致密油储层的上部地层采用牙轮钻头，三开造斜段和水平段均使用PDC钻头。根据不同地层情况和井段，使用不同钻具组合。在造斜段进行定向时，用5刀翼PDC钻头，按照“一趟钻”要求配备仪器和钻具组合，使用∅215.9mmPDC钻头+∅172mm单弯螺杆+∅172mm浮阀+∅172mmLWD+1根∅165mm无磁钻铤+2根∅165mm螺旋钻铤+6根∅127mm加重钻杆+45根∅127mm钻杆+24根∅127mm加重钻杆+∅127mm钻杆；在水平段全程选用旋转导向系统，实施水平段“一趟钻”。钻具组合∅215.9mm的PDC钻头+∅193mm的 旋 转 导 向 工 具+∅172mm浮 阀+3根∅127mm的加重钻杆+∅165mm振击器+3根∅127mm加重钻杆+165根∅127mm钻杆+24根∅127mm加重钻杆+∅127mm钻杆。

3 现场应用

形成的技术在大庆油田致密油区块进行了应用，主要取得了以下几方面效果：①造斜能力增强，通过井身结构优化，造斜段全部采用∅215.9mm井眼施工，钻具刚性降低、造斜能力大幅度增强；②钻速提高明显，机械钻速和行程钻速比优化之前分别提高了25%和34%；③降低井下复杂效果明显，平均单井延误时间由11.25h降低至6.92h，没有发生托压、卡钻等复杂，套管一次下入到底。

4 结论

（1）大庆油田致密油储层由于油层埋藏深，厚薄不均，使定向钻井作业面临入窗难度大、斜井段狗腿度大、井眼轨迹不光滑等难题，在进入水平段后易发生钻具自锁、托压和定向难等复杂，严重影响了钻井速度和效率。

（2）通过优化钻井剖面，形成适用于不同井段的钻具组合，使用自助研发的近钻头地质导向工具，降低了因处理阻卡等井下复杂的非钻进时间，为大庆油田致密油资源的高效开发提供了技术支持。