克81井区水平井轨迹控制与提速技术

2023-09-20李成龙徐广飞张瑞平刘福钦田晓江

西部探矿工程 2023年8期

丁红，李成龙，徐广飞，张瑞平，刘福钦，马瑞，田晓江

（1.西部钻探定向井技术服务公司，新疆乌鲁木齐830026；2.西部钻探准东钻井公司，新疆克拉玛依834000）

新疆玛湖油田砾岩油区主要储层为三叠系百口泉组和二叠系上、下乌尔禾组砂砾岩低渗透致密储集层，随着克81 井风城组取得新认识及克81 井下倾方向部署多口探井，玛南斜坡区风城组致密油勘探取得了突破，多口探井均获油流[1]。为探索克81井区风城组油藏效益开发途径，油田开展了平台水平井开发试验。该区域前期已钻井直井段钻遇多套岩性复杂地层、非均质性强易斜，采用常规钟摆钻具组合井身质量不易控制；定向钻进段趟钻进尺少、易发生井漏[2]复杂，轨迹控制难；风城组地层研磨性强、水平段长，钻井施工难度大。针对克81井区水平井存在的技术难题，通过开展相关技术研究提出了对策，开展了现场试验应用，为该区域水平井轨迹控制与提速、提效探索出了一条新途径。

1 地质特征

玛湖油田克81井区风城组油藏构造上位于准噶尔盆地中央坳陷玛湖凹陷南斜坡，风城组整体构造形态表现为东南倾的单斜，地层倾角3°～5°，发育东西向逆断层，断距5～20m，地层埋深3550～5300m。所钻地层自上至下将钻遇白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系地层。白垩系—侏罗系地层发育大段泥岩，易吸水膨胀、缩径、垮塌，泥砂岩地层交互夹杂，地层疏松，易造浆及缩径卡钻，砂岩地层渗透性好，井壁易形成厚泥饼而出现阻卡，钻进中钻头易泥包。侏罗系西山窑组、八道湾组及三叠系白碱滩组等地层煤层夹层多，易井漏。二叠系夏子街组、风城组地层主要为砂岩、砂砾岩地层，泥质成分少，地层坍塌压力低，易发生垮塌。二叠系夏子街组、风城组地层裂缝较发育，易发生漏失。目的层二叠系风城组裂缝发育，非均质性强，孔隙度在3.1%～4.2%之间，渗透率总体低于0.18×10-3μm2，属于特低孔、超低渗储层。风城组油藏中部温度103.9℃～112.3℃，地层压力系数在1.10～1.43 之间，储层总体属于正常温度、异常高压系统。

2 水平井钻井技术难点

2.1 直井段井身质量控制难

井区首个平台部署了多口水平井，直井段钻遇多套复杂地层，需要兼顾提高机械钻速及更好地控制多口水平井直井段井身质量，尤其在三开直井段需要保证井身质量在设计要求范围内合理控制偏移距，以降低三开造斜施工过程中，井底正位移对后续轨迹控制的影响。因此，平台水平井组直井段要比单井直井、单井水平井直井段的井身质量控制难度大。

2.2 造斜段造斜效率低，工具选型难

前期在该区域部署水平井极少，对地层自然造斜规律认识不清晰，对于所选钻具组合的造斜能力分析还不完善。完成的1 口三开井身结构水平井MHHW1井，∅215.9mm 井眼造斜段长525m，定向工期29.87d，先后使用3 趟螺杆钻具组合、4 趟旋转导向组合共7 趟钻才达到预期造斜目标；螺杆钻具组合导向3趟钻累计进尺174m，平均机械钻速1.16m/h，其中滑动钻进进尺占比为53.74%，滑动钻进时间占该段总纯钻时间的62.55%，螺杆钻具组合定向占比较高、趟钻进尺低；旋转导向组合4 趟钻，累计进尺343m，平均机械钻速仅1.28m/h，造斜效率低。

2.3 地层可钻性差，钻速慢

区域定向钻井段主要钻遇二叠系下乌尔禾组、夏子街组、风城组等地层，地层岩性复杂多变，研磨性强，可钻性差。下乌尔禾组岩性主要为褐灰色砂砾岩、砂质小砾岩，夹薄层泥岩；夏子街组主要为大套砂泥岩互层；风城组风三段储层以厚层状灰色、灰褐色砂砾岩及含砾砂岩为主，风城组风二段储层以灰色含砾砂岩、云质砂岩为主。以前期区域完成的水平段长1300m左右的两口水平井为例，邻区KHW1 井造斜段和水平段均采用螺杆钻具组合，自造斜至完钻的斜井段长1711m，累计16 趟钻，平均机械钻速2.08m/h；本区MHHW1 井造斜段采用螺杆钻具组合和旋转导向钻具组合，水平段采用螺杆钻具组合，自造斜至完钻的斜井段长1835m，累计11趟钻，平均机械钻速2.42m/h。

3 轨迹控制与提速技术

3.1 轨迹优化技术

克81 井区存在复杂地层特征，井眼轨迹设计采用“直—增—稳—增—平”五段制剖面，造斜点设计在二叠系上乌尔禾组或夏子街组，目的层二叠系风城组，根据井身结构设计造斜点以下地层仍有可能发生井下复杂。上乌尔禾组、夏子街组、风城组属于易漏地层。在考虑采用“直—增—稳—增—平”五段制剖面基础上，结合地层特征，适当优化造斜率，微降造斜率小于设计造斜率5.5°/30m，易漏复杂地层，以稳斜段为主。应用设计软件对轨迹优化前后造斜段钻具组合力学分析，轨迹优化后钻具组合提钻时侧向力降低了0.182t/10m，下钻时侧向力降低了0.017t/10m，可见适当优化降低造斜率有利于钻具侧向力降低，减少钻具疲劳损坏风险；另外，造斜率较小、井眼条件适合情况下，有利于使用旋转导向工具在定向钻井段快速作业实现提速提效，避免常规钻具滑动钻进时的摩阻，降低井下施工风险。

3.2 直井段防斜提速技术

克81 井区自上而下地层纵向上岩性变化大、可钻性逐渐变差，而且地层存在倾角，部署的平台井直井段长、井距小，需要确保垂直井段井身质量，考虑是否与邻井相碰及对后续定向造斜和井眼轨迹控制的影响。根据所钻地层特征，结合直井段井眼尺寸、段长及所需防斜钻具组合的适宜性，合理选择钻具组合及钻井参数防斜提速。二开直井段设计应用“∅311.2mmPDC钻头+∅244mm 单弯螺杆(0.75°弯角)+∅165.0mm 定向接头+∅203mm 无磁钻铤+∅310mm 稳定器+∅203.2mm钻铤+∅177.8mm 钻铤+∅158.8mm 钻铤+∅127mm 钻杆”钻具组合，三开直井段设计应用“∅215.9mmPDC钻头+∅172mm 单弯螺杆（0.75°弯角）+∅168.0mm 浮阀+∅165.0mm定向接头+∅158.8m无磁钻铤+∅210mm稳定器+∅158.8mm 钻铤+∅127mm 加重钻杆+∅127mm钻杆”钻具组合类型，以提高钻进速度，及时监测井斜等参数变化情况以利于调控直井段井身质量满足要求。

3.3 定向钻井钻具组合及参数优化

水平井的造斜段、水平段都在三开∅215.9mm 井段，预计钻遇地层为二叠系上乌尔禾组、夏子街组和风城组。造斜段优先使用旋转导向钻具组合，快速钻穿易垮地层，提高钻速的同时保证井眼规则及井壁稳定，以螺杆钻具[3-4]组合导向钻进为辅；水平段选用复合钻稳斜钻具组合，钻进实施地质导向与工程导向结合，使用“高速螺杆+水力振荡器+PDC 钻头”组合，优选高抗磨加强保径PDC 钻头，保证趟钻进尺，减少提下钻趟数，提高钻井速度。定向钻井优化钻具组合及参数见表1。

表1 定向钻井段优化钻具组合与钻井参数

3.4 定向提速工具技术

定向钻井段提速工具的选择与组配要考虑有利于轨迹导向控制、缓解斜井段托压、井下安全可靠性等因素。复合式旋转导向[5]工具由于推靠垫块不是作用在井壁上，而是作用在工具导向扶正套内壁上，使工具可以适用于软、硬地层，在全程旋转钻进中，可以产生较好的井壁质量，同时，由于不再偏置心轴，具有较大的造斜能力，可考虑用于造斜段导向与提速。水力振荡器是通过自身产生的轴向振动来提高钻进过程中钻压传递的有效性，并减少底部钻具与井眼之间的摩擦阻力，可以应用来提高机械钻速。高速螺杆钻具可以在钻柱强度不受影响的情况下提高钻头对地层的切削次数而提高钻进速度，风城组复杂难钻地层钻进需要考虑轨迹控制及钻压、转速、排量参数匹配等因素来选择适合的高速螺杆钻具类型。

玛湖区部分区块百口泉组、乌尔禾组钻遇断层、破碎带、易垮塌等不稳定地层，或者发生漏失复杂井段，一般不选择旋转导向组合入井作业。根据克81井区定向钻井段地层特征、钻井机泵条件、轨迹设计及控制要求等具体情况，优先考虑定向钻井造斜段与水平段提速工具的组配，以利于钻井综合提速。造斜段根据井下条件优先使用“旋转导向+PDC 钻头”组合进行钻进作业，避免螺杆摆工具面、定向钻进对机械钻速的影响，快速钻穿乌尔禾组、夏子街组等地层，提高机械钻速的同时保证井眼规则及井壁稳定。水平段考虑井眼的安全延伸钻进及提速，采用“高速螺杆+水力振荡器+个性化PDC钻头”组合，优选7刀翼PDC钻头或更优的个性化PDC 钻头，保证单趟钻进尺，减少提下钻趟数，完成1800m甚至更长水平段的钻进作业。

3.5 风城组地层PDC钻头选型技术

克81 井区水平段地层风三段以厚层状灰色、灰褐色砂砾岩及含砾砂岩为主；风二段以灰色含砾砂岩、砂岩为主，岩石可钻性6～7级为中硬到硬地层，且地层含砂研磨性强。根据克81井区地层岩石可钻性及地层特征，选择导向工具为高转速螺杆钻具组合，结合已钻井PDC 钻头使用情况，选择与导向工具配套的PDC 钻头。高转速螺杆导向钻具的特点是低钻压、高转速，符合PDC 钻头的工作参数范围，可配合PDC 钻头使用，PDC钻头以剪切破岩为主。设计选择的PDC钻头为胎体七刀翼，双排齿、短抛物线冠形、PDC 齿多空间角度设计，适合中硬到硬地层；或者胎体6 刀翼16mm 双排齿、中等内锥、中等抛物线、平衡攻击性与耐用性，适合中硬到硬含砾地层。

3.6 配套技术措施

长水平段钻井施工中，在井壁稳定、井下正常的前提下，适当增大排量，钻井液要保持良好的流动性和悬浮性，及时携带出钻屑。一旦发现钻具摩阻扭矩增大，及时短起下钻和充分循环，减少岩屑床，确保安全钻进。长水平段钻进中存在钻压的有效传递和井眼清洁，施工中应根据井眼状况，提高转速数至80r/min 以上，加强短提、分段旋转洗井、通井等工程措施，确保井眼清洁和井下安全。水平段选择地层识别精度较高的地质导向工具，配合螺杆导向工具，强化待钻井眼轨迹预测计算和实钻井眼轨迹走向判断，提高井眼轨迹控制的效率和精度。水平段钻进在钻井液中加入随钻堵漏剂需满足定向仪器通过要求。如水平段发生井漏、渗漏，可通过降排量实现液面稳定而后采用降密度的方式将排量提起来。如漏失严重可尝试接入堵漏接头随钻堵漏。关注定向钻井过程中钻井液性能变化，造斜段、水平段钻井液应具有良好的携砂性能、润滑性、确保地层、井壁的稳定、泥饼的质量、井眼的清洁，严格控制含砂，并及时清除钻井液内的气泡。

4 应用效果

2022 年在克81 井区MHHW11、MHHW12、MHHW13 等4 口水平井进行了试验应用，二开、三开直井段防斜采用优化后的钻具组合，选择合理的钻井参数，下入MWD随钻跟踪钻进，井斜、方位、全角变化率以及水平位移控制在设计要求范围以内，轨迹控制有效预防了与平台邻井的相碰风险。自造斜点至完钻斜井段轨迹控制在设计要求范围内，水平井井身质量控制达到要求，总体取得了较好的轨迹控制效果。

完成4口平台水平井定向钻井提速试验，平均完钻井深6220m,平均水平段长1849m,自造斜点至完钻的斜井段平均机械钻速4.77m/h，比设计机械钻速提高了31.04%；平均定向工期51.24d，比设计定向工期缩短23.81%。其中在水平段应用高速螺杆，匹配MSI616钻头单趟钻进尺最高1007m，匹配XS516钻头单趟钻机械钻速最高为16.22m/h，应用最多的高速螺杆型号为3LZ172；水力振荡器在其中3 口水平井水平段进行了应用，MHHW12 井水平段水力振荡器使用段长达到1579m，机械钻速9.20m/h,其中滑动钻进进尺120m，滑动钻进机械钻速达到4.62m/h。从总体上看，完成井定向钻井速度显著提高，加快了井区风城组油藏开发步伐。