劉匡曉，王慶軍，蘭　凱，趙轉(zhuǎn)玲

(1.頁巖油氣富集機(jī)理與有效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(中國石化石油工程技術(shù)研究院)，北京 100101；2.中國石化勝利石油管理局石油技術(shù)開發(fā)中心，山東東營 257000；3.中石化中原石油工程有限公司鉆井工程技術(shù)研究院，河南濮陽 457001)

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涪陵頁巖氣田三維水平井大井眼導(dǎo)向鉆井技術(shù)

劉匡曉1，王慶軍2，蘭凱3，趙轉(zhuǎn)玲3

(1.頁巖油氣富集機(jī)理與有效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(中國石化石油工程技術(shù)研究院)，北京 100101；2.中國石化勝利石油管理局石油技術(shù)開發(fā)中心，山東東營 257000；3.中石化中原石油工程有限公司鉆井工程技術(shù)研究院，河南濮陽 457001)

涪陵頁巖氣田三維水平井二開斜井段井眼尺寸大，穩(wěn)斜段長，砂泥巖地層交互頻繁，存在井眼軌跡方位調(diào)整幅度大、鉆具組合造斜率低且不穩(wěn)定、機(jī)械鉆速低等問題,為此，進(jìn)行了三維水平井大井眼導(dǎo)向鉆井技術(shù)研究。利用地層的自然造斜能力，對(duì)井眼軌道進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，降低造斜率，縮短穩(wěn)斜段長度，減少井眼軌跡調(diào)整量，降低井眼軌跡控制難度；將“單彎雙穩(wěn)”鉆具組合優(yōu)化為“單彎單穩(wěn)”鉆具組合，并對(duì)鉆壓進(jìn)行優(yōu)化，以提高穩(wěn)斜段復(fù)合鉆進(jìn)進(jìn)尺，降低摩阻扭矩；應(yīng)用水力振蕩器降低扭方位井段的摩阻扭矩，以實(shí)現(xiàn)提高機(jī)械鉆速的目的。該導(dǎo)向鉆井技術(shù)在涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊34口水平井進(jìn)行了應(yīng)用，二開斜井段平均定向鉆進(jìn)時(shí)間15.30 d，較同區(qū)塊已完鉆井縮短37.63%，平均鉆井周期58.45 d，較同區(qū)塊已完鉆井縮短21.01%，井身質(zhì)量合格率100%。應(yīng)用效果表明，三維水平井大井眼導(dǎo)向鉆井技術(shù)可以有效提高涪陵頁巖氣田大尺寸斜井段的機(jī)械鉆速，縮短鉆井周期。

水平井；井眼軌跡；鉆具組合；機(jī)械鉆速；鉆井周期；水力振蕩器；涪陵頁巖氣田

涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊位于四川盆地東部，處于北東向構(gòu)造向近南北向構(gòu)造轉(zhuǎn)化的過渡部位[1-2]，主要目的層為龍馬溪組和五峰組，埋深超過2 300.00 m，平均單井進(jìn)尺4 623.80 m[3]。由于地表?xiàng)l件復(fù)雜，該區(qū)塊采用小型叢式井布井，多為三維水平井。前期鉆井實(shí)踐表明，二開φ311.1 mm斜井段機(jī)械鉆速僅為1.94 m/h，鉆井周期占全井鉆井周期的30%，是制約該氣田水平井鉆井提速的瓶頸[4]。

二開斜井段鉆遇地層從上至下為茅口組、棲霞組、梁山組、黃龍組、韓家店組、小河壩組和龍馬溪組地層，均為海相古老地層，膠結(jié)致密。測(cè)井資料表明，黃龍組以上地層薄層互層頻繁，可鉆性級(jí)值大于6，相對(duì)磨損率[5]高于3.5 mg/cm3；韓家店組和小河壩組地層巖性均勻，可鉆性級(jí)值在5左右。穩(wěn)斜段設(shè)計(jì)長度達(dá)600.00～1 400.00 m，地層自然增斜能力強(qiáng)，穩(wěn)斜難度大，需頻繁通過滑動(dòng)鉆進(jìn)調(diào)整井眼軌跡；井斜角超過35°以后，設(shè)計(jì)方位調(diào)整幅度大，需要全力定向才能滿足井眼軌跡控制要求，但滑動(dòng)摩阻大、托壓嚴(yán)重。

由于北美頁巖氣產(chǎn)區(qū)地表平坦，地層可鉆性好，水平井井眼軌跡相對(duì)簡單，井眼軌跡控制難度較小，其水平井鉆井配套技術(shù)難以完全滿足涪陵地區(qū)三維頁巖氣水平井鉆井需求。為此，通過合理設(shè)計(jì)井眼軌道、優(yōu)選下部鉆具組合、優(yōu)化井眼軌跡調(diào)整參數(shù)、應(yīng)用水力振蕩器等工具，初步形成了涪陵頁巖氣田三維水平井大井眼導(dǎo)向鉆井技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了該氣田φ311.1 mm斜井段井眼軌跡高效控制。試驗(yàn)井二開定向鉆進(jìn)時(shí)間比同期完鉆井縮短了45.74%，井身質(zhì)量合格率100%，有力支撐了涪陵頁巖氣田水平井全面提速，降低了頁巖氣開發(fā)成本。

1　井眼軌道優(yōu)化設(shè)計(jì)

涪陵頁巖氣田水平井采用雙增式軌道設(shè)計(jì)，即“直—增—穩(wěn)—增—平”，二維水平井造斜點(diǎn)在小河壩組地層，三維水平井造斜點(diǎn)在茅口組或棲霞組地層，設(shè)計(jì)造斜率為(15～17)°/100m，二維水平井穩(wěn)斜段控制井斜角不能大于40°，三維水平井穩(wěn)斜段控制井斜角不能大于35°[4，6]。

實(shí)鉆過程中，由于φ311.1 mm井眼直徑大、鉆柱剛性大，單彎螺桿造斜率不高，且韓家店組和小河壩組地層自然造斜能力強(qiáng)，長穩(wěn)斜段井眼軌跡控制難度大，使常規(guī)導(dǎo)向鉆井滑動(dòng)進(jìn)尺多、效率低。為此，對(duì)井眼軌道進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)[7]：

1) 將造斜段造斜率降至(6°～10°)/100m，以解決大直徑井眼常規(guī)導(dǎo)向鉆具組合造斜率不高的問題；

2) 當(dāng)井斜角增至15°～20°后，充分利用地層自然增斜能力，并提高復(fù)合鉆進(jìn)進(jìn)尺比例，使井眼軌跡更為平滑；

3) 將穩(wěn)斜段縮短至300.00～500.00 m，以降低高自然增斜率地層大直徑井眼長穩(wěn)斜段井眼軌跡的控制難度、滑動(dòng)鉆進(jìn)進(jìn)尺的比例、摩阻及扭矩，提高井眼軌跡平滑度；

4) 第二增斜段的造斜率控制在(12°～20°)/100m，以滿足著陸要求。

表1為JY21-2HF井優(yōu)化前后的井眼軌道數(shù)據(jù)。由表1可以看出，該井最大造斜率由16.0°/100m降為10.1°/100m，穩(wěn)斜段長由1 199.83 m縮短為325.67 m。該井二開鉆具組合為φ311.1 mm鉆頭+φ216.0 mm螺桿+φ203.0 mm無磁鉆鋌×1根+短無磁×1根+φ127.0 mm無磁加重鉆桿×17根+φ139.7 mm鉆桿×222根+φ127.0 mm鉆桿。利用Landmark軟件計(jì)算井眼軌道優(yōu)化前后的摩阻和扭矩，結(jié)果顯示，井眼軌道優(yōu)化后與優(yōu)化前相比，滑動(dòng)鉆進(jìn)摩阻降低11.28%，復(fù)合鉆進(jìn)扭矩降低20.51%。

表1　JY21-2HF井井眼軌道優(yōu)化前后的對(duì)比

2　井眼軌跡控制技術(shù)

2.1造斜段

二開φ311.1 mm井段造斜點(diǎn)設(shè)計(jì)在茅口組地層至韓家店組地層之間，由于鉆柱剛性大、地層非均質(zhì)性強(qiáng)，常規(guī)導(dǎo)向鉆具組合滑動(dòng)造斜率有限，為了滿足井眼軌跡控制要求，采用“修正的三點(diǎn)定圓法”預(yù)測(cè)鉆具的幾何造斜能力[6-9]，采用“井斜趨勢(shì)角”優(yōu)化鉆具組合及鉆壓。通過數(shù)值模擬分析“鉆頭+單彎螺桿+欠尺寸穩(wěn)定器+無磁鉆鋌+MWD+鉆鋌+加重鉆桿”鉆具組合的螺桿彎角、近鉆頭穩(wěn)定器直徑及鉆壓對(duì)其造斜能力的影響，以優(yōu)化鉆具組合及鉆壓[8-10]。

圖1為螺桿彎角對(duì)造斜率的影響。井眼軌道優(yōu)化后的增斜段造斜率為(6°～10°)/100m，由圖1可以看出，彎角角度0.75°以上的螺桿均滿足造斜要求，但考慮到小彎角螺桿滑動(dòng)鉆進(jìn)工作量大、機(jī)械鉆速低，大彎角螺桿影響入井鉆具組合的安全和全角變化率，所以選擇幾何造斜能力略大于10°/100m的1.25°彎螺桿。

圖1　螺桿彎角對(duì)造斜率的影響Fig.1　The effect of a bent angle of positive displacement motor on the build-up rate

圖2為鉆壓一定時(shí)穩(wěn)定器直徑對(duì)造斜率的影響。由圖2可以看出，穩(wěn)定器的直徑對(duì)幾何造斜率影響不大，但是直徑過大的穩(wěn)定器在鉆進(jìn)中易引起卡鉆等井下故障，因此選用φ306.0 mm穩(wěn)定器。

圖3為鉆壓對(duì)造斜率的影響。由圖3可以看出：在同一鉆壓下，隨井斜角增大，井斜趨勢(shì)角總體呈線性增加趨勢(shì)；在既定鉆具組合形式下，井斜角小于10°的情況下，鉆壓為100 kN時(shí)造斜率高，井斜角大于10°后，鉆壓為120 kN時(shí)造斜率高。綜合井斜趨勢(shì)角和造斜率的變化情況，建議鉆壓保持在80～120 kN。

圖2　穩(wěn)定器直徑對(duì)造斜率的影響Fig.2　The effect of stabilizer diameter on the build-up rate

圖3　鉆壓對(duì)造斜率的影響Fig.3　The effect of WOB on the build-up rate

根據(jù)以上分析確定鉆具組合為φ311.1 mm鉆頭+φ215.9 mm1.25°單彎螺桿(帶φ306.0 mm穩(wěn)定器)+φ203.2 mm無磁鉆鋌+MWD短節(jié)+φ203.2 mm鉆鋌+φ139.7 mm加重鉆桿+φ139.7 mm鉆桿。JY42-2HF井鉆至井深1 066.00 m時(shí)下入推薦鉆具組合開始定向造斜，鉆至井深1 593.20 m后進(jìn)入穩(wěn)斜段，造斜段總進(jìn)尺527.24 m，平均機(jī)械鉆速7.75 m/h，鉆壓控制在80～120 kN，井斜角平緩增長，全角變化率在5°/100m左右，井眼軌跡平滑。

2.2長穩(wěn)斜段

研究和實(shí)踐表明[11]，采用單彎螺桿+雙穩(wěn)定器的定向鉆具組合可以滿足穩(wěn)斜要求。因此，涪陵頁巖氣田二開長穩(wěn)斜段廣泛采用單彎螺桿+雙穩(wěn)定器的定向鉆具組合。但由于穩(wěn)斜段的韓家店組地層砂泥巖交互頻繁，在采用單彎螺桿+雙穩(wěn)定器的定向鉆具組合進(jìn)行鉆進(jìn)時(shí)，井壁易掉塊，經(jīng)常出現(xiàn)蹩鉆現(xiàn)象，制約了鉆井提速。因此，有必要優(yōu)化設(shè)計(jì)單彎螺桿單穩(wěn)定器鉆具組合，并優(yōu)選鉆壓，以達(dá)到控制井眼軌跡和提速的雙重目標(biāo)。

根據(jù)地層平衡側(cè)向力和平衡曲率的原理，以復(fù)合鉆進(jìn)比例最大和井眼軌跡粗糙度最低為優(yōu)化目標(biāo)，分析了單彎螺桿+單穩(wěn)定器鉆具組合不同參數(shù)條件下的井眼軌跡控制效果[12-13]，結(jié)果見圖4。由圖4可以看出，采用1.00°螺桿和φ305.0 mm近鉆頭穩(wěn)定器、鉆壓控制在100 kN時(shí)，復(fù)合鉆進(jìn)比例約為68.63%、每單根復(fù)合鉆進(jìn)增斜0.314°，井眼軌跡控制效果較好。

圖4　單彎螺桿+單穩(wěn)定器鉆具組合井眼軌跡控制效果(井斜角35°)，F(xiàn)ig.4　Well trajectory control performance of BHA with single PDM and the stabilizer under the inclination of 35°

JY42-2HF井在穩(wěn)斜段(1 593.20～2 012.60 m)采用該井眼軌跡控制技術(shù)，井斜角控制在34.7°～37.1°，方位角控制在8.5°～12.3°，井眼曲率平均3.87°/100m，復(fù)合鉆進(jìn)進(jìn)尺比例74.73%，平均機(jī)械鉆速達(dá)7.23 m/h。

3　扭方位井段提速技術(shù)

為提高頁巖氣產(chǎn)量，涪陵頁巖氣田水平井設(shè)計(jì)井眼方位為近南北向[4]，當(dāng)采用小型叢式井平臺(tái)布井時(shí)，單井三維扭方位工作量大，使滑動(dòng)鉆進(jìn)進(jìn)尺多、摩阻大、機(jī)械鉆速慢，如JY9-3HF井在2 086.65～2 460.00 m井段扭方位鉆進(jìn)，井斜角增加8.4°，方位角變化48.8°，滑動(dòng)鉆進(jìn)摩阻最大超過200 kN，平均機(jī)械鉆速僅1.80 m/h。

國內(nèi)外在理論研究與大量實(shí)踐的基礎(chǔ)上，提出了使用激振器激發(fā)鉆柱軸向振動(dòng)，降低鉆柱與井壁間摩阻，從而提高機(jī)械鉆速的思路，并設(shè)計(jì)出相應(yīng)的水力振蕩器[14-15]。近年來，川西、大慶、鄂爾多斯、蘇里格、勝利等國內(nèi)油氣田鉆復(fù)雜結(jié)構(gòu)井時(shí)，大量應(yīng)用水力振蕩器[16-19]，滑動(dòng)鉆進(jìn)速度提高20%～218%，鉆井周期縮短10%～35%，證明利用水力振蕩器能降低滑動(dòng)鉆進(jìn)摩阻、提高鉆壓傳遞效率和滑動(dòng)鉆進(jìn)速度。鑒于此，涪陵頁巖氣田水平井二開扭方位井段，大范圍推廣應(yīng)用了水力振蕩器，滑動(dòng)鉆進(jìn)摩阻最大150 kN，相比鄰井降低25%，有效改善了鉆壓傳遞效率，提高了常規(guī)導(dǎo)向鉆具滑動(dòng)鉆進(jìn)的能力，鉆時(shí)明顯縮短。圖5為JY42平臺(tái)3口井相同井段鉆時(shí)的對(duì)比情況。從圖5可以看出，應(yīng)用水力振蕩器后，鉆時(shí)明顯縮短，其中JY42-3HF井鉆時(shí)控制在5 min/m以內(nèi)，機(jī)械鉆速達(dá)10.22 m/h。

圖5　JY42號(hào)平臺(tái)3口井二開扭方位段鉆時(shí)對(duì)比Fig.5　The comparison between the drilling-time in azimuth-adjusting section in 3 wells of platform JY42

4　現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

推薦的井眼軌道設(shè)計(jì)方案和井眼軌跡控制技術(shù)在JY21-3HF井和JY69-2HF井等9口井進(jìn)行了試驗(yàn)，二開斜井段平均進(jìn)尺為1 262.64 m，平均機(jī)械鉆速為7.70 m/h，較同區(qū)塊已完鉆井提高190.56%，定向鉆進(jìn)時(shí)間13.31 d，較同區(qū)塊已完鉆井縮短45.74%(見表2)。根據(jù)試驗(yàn)結(jié)果，在涪陵頁巖氣田34口頁巖氣水平井二開井段應(yīng)用了井眼軌道設(shè)計(jì)方案和井眼軌跡控制技術(shù)，二開平均定向鉆進(jìn)時(shí)間15.30 d，較同區(qū)塊已完鉆井縮短37.63%，平均鉆井周期58.45 d，較同區(qū)塊已完鉆井縮短21.01%，井身質(zhì)量合格率100%，有力支撐了涪陵頁巖氣田的低成本商業(yè)開發(fā)。

表2　9口試驗(yàn)井鉆井時(shí)效統(tǒng)計(jì)

5　結(jié)論與建議

1) 充分利用地層自然造斜能力，優(yōu)化井眼軌道設(shè)計(jì)，降低造斜率，縮短穩(wěn)斜段，可以降低井眼軌跡控制難度，增加復(fù)合鉆進(jìn)進(jìn)尺比例，達(dá)到縮短鉆井周期的目。

2) 泥頁巖互層井段采用“單彎單穩(wěn)”鉆具組合，既能夠滿足穩(wěn)斜控制要求，又能夠提高機(jī)械鉆速，充分發(fā)揮滑動(dòng)導(dǎo)向鉆具組合的優(yōu)勢(shì)。

3) 水力振蕩器等激振式降摩減阻工具能有效降低大幅度扭方位井段的滑動(dòng)摩阻，提高鉆壓傳遞效率，從而提高井眼軌跡控制效果和機(jī)械鉆速。

4) 現(xiàn)有彎螺桿鉆具組合存在造斜率調(diào)整范圍小的問題，建議研制可變徑穩(wěn)定器等配套工具，提高彎螺桿鉆具組合調(diào)整井眼軌跡的能力。

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[編輯劉文臣]

Large Diameter Hole Steering Drilling Technology for Three-Dimensional Horizontal Well in the Fuling Shale Gas Field

LIU Kuangxiao1,WANG Qingjun2,LAN Kai3,ZHAO Zhuanling3

(1.StateKeyLaboratoryofShaleOilandGasEnrichmentMechanismsandEffectiveDevelopment(SinopecResearchInstituteofPetroleumEngineering),Beijing,100101,China; 2.PetroleumTechnologyDevelopmentCenter，SinopecShengliPetroleumAdministration,Dongying,Shandong,257000,China; 3.DrillingEngineeringTechnologyResearchInstitute，SinopecZhongyuanOilfieldServiceCorporation,Puyang,Henan,457001,China)

The Fuling shale gas three-dimensional horizontal well featuring with the second spud deviated section with a large hole diameter,long tangent section,frequent interbedded sandstone and mudstone,presented issues like large azimuth adjustment,a lower unstable build-up rate of BHA and a low rate of penetration.Therefore,directional drilling technology for three-dimensional horizontal well with large diameter hole was studied.The well trajectory was optimized considering the natural build-up rate of formations to reduce build-up rates,shorten the tangent section,and reduce the wellbore trajectory adjustment and wellbore trajectory control difficulty.The “single PDM and dual stabilizer” BHA were alternated by “single PDM and single stabilizer” BHA combined with WOB,so that to improve the composite drilling footage in tangent section and reduce friction and torque.A hydraulic oscillator was applied to reduce friction and torque in azimuth change section in order to improve ROP.The steering drilling technology was applied in 34 horizontal wells in the Fuling Area with a deviated second spud average directional drilling time of 15.30 d,which was 37.63% short compared to the wells in the same block.The average drilling cycle was 58.45 d,which was 21.01% shorter than the wells in same block.The wellbore quality passing rate was 100%.Application results showed that the steering drilling technology for a three-dimensional horizontal well with large hole diameter could increase ROP in deviated section with large hole diameter and could shorten the drilling cycle.

horizontal well; well trajectory; bottom hole assembly; penetration rate; drilling cycle; hydraulic oscillator; Fuling shale gas field

2015-09-20；改回日期：2016-05-12。

劉匡曉(1968—)，男，河南南陽人，1991年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院鉆井工程專業(yè)，2001年獲中國石油大學(xué)(北京)石油與天然氣工程專業(yè)工程碩士學(xué)位，教授級(jí)高級(jí)工程師，主要從事水平井鉆井技術(shù)研究與施工工作。E-mail:liukx.sripe@sinopec.com。

中石化石油工程有限公司先導(dǎo)項(xiàng)目“涪陵地區(qū)二開定向井段鉆井提高速度技術(shù)研究”(編號(hào)：YTXD-KT1405)研究內(nèi)容。

?鉆井完井?doi:10.11911/syztjs.201605003

TE242

A

1001-0890(2016)05-0016-06