初探旋转导向系统在深层页岩油水平井的应用

2021-05-18刘宗堂

中国设备工程 2021年9期

刘宗堂

（中国石油集团渤海钻探工程有限公司定向井技术服务分公司，天津 300280）

美国的页岩油开发多采用水平井及多段压裂方式，其中旋转导向钻井系统负责井眼轨迹控制，我国现阶段页岩油开发水平仍稍逊色于美国等发达国家。在深层页岩油水平井的井眼轨迹优化与控制中，静态推靠式闭环旋转导向钻井系统有着出色表现，本文研究主要围绕该旋转导向系统展开。

1 旋转导向系统与研究模型

1.1 旋转导向系统

静态推靠式闭环旋转导向钻井系统Auto Track由OnTrack和导向头组成，导向头可细分为驱动轴、液压驱动翼肋、非旋转套筒，导向头负责提供钻头井斜、导向功能，OnTrack负责提供方位角、井斜角、环空当量密度、方位伽马、电磁波电阻率及工作时的仪器振动参数。驱动轴在钻进时传递钻柱的动力给钻头，破岩过程可随之完成，三个液压驱动翼肋安装于非旋转套筒上，可通过对伸缩量的自动调整实现力的合成矢量形成，即弯壳马达（导向头）重力工具面。

定义三个液压驱动翼肋的一个为重合与三轴传感器Gz轴的高边参考基准，通过对三个方向重力加速度分量的测量，即可明确相对于井眼高边的高边参考翼肋位置，重力工具面自然可随之获得。由于存在基于磁性工具面转换得到的φ120.6mm导向头重力工具面，可基于磁性工具面转化得到重力工具面。如目标井斜和实时传输近钻头井斜不相符，在动态重力工具面支持下，导向头即可实现井眼轨迹的自动控制和调整。

1.2 研究模型

地层倾角、界面和沿钻进方向钻头的直线距离、钻头到边界垂直距离的实时计算可在随钻方位伽马探测原理支持下实现，相较传统自然伽马，由此开展的井眼轨迹控制精准性更高。基于现场实际需要，在模型建立中需首先做出假设，将次要因素忽略，包括存在0.3m的仪器探测深度，不考虑侵入带、滤饼、井眼扩大率对测量数据造成的影响，存在无限均匀厚的上下围岩，仅考虑探测器上下方向探测情况，由此可得到：

式中，α、β、γ分别为地层倾角、水平面与仪器夹角、目的层界面与仪器夹角，L1、L2、D、D1、D2、ΔX、INC分别为钻头到上伽马探测器的距离、围岩界面与沿钻进方向钻头的距离、仪器直径、伽马探测器的探测深度、围岩界面与钻头的垂直距离、相对边界产生响应时高低边伽马的距离差、产生响应时高低边伽马井斜角。

2 旋转导向系统的具体应用

2.1 案例概况

为提升研究的实践价值，本文以夹持在小集南断层与小集断层之间的某深层页岩油水平井作为研究对象，地层东倾，存在西高东低的断块构造，目的层孔二段存在黑灰、深灰色泥岩夹浅灰色粉细砂岩，白云岩薄及细粒长英沉积岩互层构成，存在发育优质、属于主要生油凹陷主体的烃源岩，利于孔二段自生自储形成页岩油。主体区存在分布稳定的发育细粒沉积岩（70～80m），储集性能较好，储集空间以页理缝、晶间孔为主，其次为生物体腔孔、构造微裂缝、粒间溶蚀孔等，存在90%以上的脆性矿物含量，对后期压裂改造有利。案例中的深层页岩油水平井属于三开水平井，设计井斜、水平段分别为90.14°、1500m。

深入分析可以发现，案例深层页岩油水平井的施工难度较高，这种难度主要体现在四个方面：

第一，复杂的地质情况。结合所钻遇地层地质提示可以发现，生物灰岩、杂色细砾岩、断层、不整合面、石膏层、泥膏岩大量存在，案例深层页岩油水平井的地层稳定性差，邻井出现的测井电缆被卡、井壁垮塌填埋钻具等事故也能够证明这一认知；

第二，存在较高施工风险。案例深层页岩油水平井属于高压井，预计存在43.44MPa的关井井口压力，且目的层段无任何测试和实钻参考资料，案例深层页岩油水平井存在8口相邻注水井。同时，邻井在井深4217m存在22.11m的防碰距离，安全系数较低；

第三，难以控制钻井液体系。分析案例深层页岩油水平井可以发现，多套高压盐水层存在于其复合石膏层，钻井液的密度、性能调整范围窄，钻井液切力和黏度因地层中盐溶于水上升，稳定性在受污染后也会降低，变厚的井壁滤饼也会随之出现，缩径卡钻、掉块等问题的出现概率将大幅提升；

第四，较为复杂的地层岩性。案例深层页岩油水平井的水平段、裸眼段长度分别为1500m、2360m，软硬交错的所钻地层会导致滑动钻进托压，这对井眼轨迹控制效果将带来严重负面影响，控制难度也会随之提升。

2.2 具体应用

为实现井眼轨迹的精确控制，案例深层页岩油水平井采用了静态推靠式闭环旋转导向钻井系统Auto Track。“MWD+马达”组合用于一开、二开，由此得以基于2°内控制上直段井斜，井深、井斜分别为2949～3084m、1.5°内。造斜从3084m开始，旋转导向钻井系统在三开使用，其中，一开、二开、三开井段的泵压分别为8～14MPa、14～18MPa、20～23MPa，排量分别为60～65L/s、50～60L/s、28～34L/s，钻压分别为30～80kN、80～120kN、120～180kN，案例分水平段和造斜段进行轨迹控制。

造斜段可细分为方位调整段、增斜段、稳斜段、增斜段，具体控制如下：第一，方位调整段。对于3070～3152m的钻进井段，选用增斜降方位模式，井斜角、井深、方位角的初始参数分别为1.2°、3084m、178.25°，钻进至3152m时存在4.4°的井斜角及90.34°的方位角，需将其调整至90.88°这一设计方位；第二，增斜段。对于3152～3430m的钻进井段，选用增斜模式，钻进至3430m时的方位角、井斜角分别为93.23°、28.16°；第三，稳斜段。对于3430～3528m的钻进井段，选用稳斜模式，钻进至3528m时的方位角、井斜角分别为90.70°、29.87°；第四，增斜段。对于3528～4256m的钻进井段，选用增斜模式，钻进至4257m时的方位角、井斜角分别为91.27°、89.61°。一趟钻井斜角的“着陆”完成于0°～89.61°，进尺、平均机械钻速、纯钻时间分别为1177m、10.7m/h、110h。

水平段基于方位伽马曲线及成像、电阻率、近钻头井斜等开展轨迹控制，目的层钻头的相对位置也可实现实时监测。结合地震资料可以发现，两个页岩夹层存在于目的层上可作为标志层用于“着陆”，即3919～3939m处。两个标志层边界中存在变化突出的实时方位伽马曲线幅值、电阻率及伽马成像响应、机械钻速降低，在井深3939～3941.5存在中低高边伽马分别幅值下降，首先下降的为低边伽马曲线和成像图，基于位伽马探测原理可以了解到，此时，存在穿出标志层底部的钻头。将D、INC、ΔX分别按0.2159m、79°、2.5m代入式（1），可得到结果为6.08°的地层倾角α，因此，井斜角在目的层“着陆”时需为85.07°，设计“着陆”点井斜角、井深分别为85.47°、4002.74m。目的层实际地层倾角可通过标志层计算地层倾角确定，“着陆”点可提前60m完成井斜角计算，不断调整井斜角的目的层顶界无法确定导致的钻进无效井段和轨迹不平滑等问题能够有效规避。通过对实时测井曲线的监控，目的层钻遇率得到保障，钻头在目的层中的相对位置也能够基于测井曲线对地层的响应确定。围绕交替出现的高低边伽马曲线幅值可以发现，井深4900m以上的围岩会对浅电阻率曲线造成影响，可初步判定正在钻遇岩性不纯的夹层或上下薄层围岩层位。存在与推测结论一致的岩屑录井信息，在井深、井斜角分别为4863～4867m、81.24°时，将D、INC、ΔX、L1、D1分别按0.2159m、81.24°、4m、1.75m、0.3m代入式（1），可得到结果为5.68°的地层倾角α，顶界与钻头的垂直距离D2、边界与钻进方向钻头的距离L2分别为0.21m、3.8m。结合计算可以确定，以当前井斜角钻进4m即可进入目的层。电阻率曲线在钻进至4879m井深时仍然异常，这说明存在未进入纯页岩的地层上倾，因此，需要调整井眼轨迹，基于计算所得地层倾角，电阻率曲线在钻进至4900m井深时恢复正常，但存在仍异常波动的高低边伽马，继续按照86.9°的倾角钻进至4924m井深时完全进入目的层。