塔河油田三开制井技术难点（长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井研究）
塔河油田三开制井技术难点（长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井研究）图1 旋转导向系统机构示意图为了解决在小井眼超长水平段不能精准控制井眼轨迹的问题，研究采用旋转导向智能井眼轨迹控制技术，该技术应用推靠式原理的AUTOTRAKGT4-G旋转导向系统。该系统主要由ATK导向装置、X-Treme模块马达、OnTrak测量及主控短节、BCPM发电机及脉冲器短节和LithoTrak中子密度井径随钻测井短节等部分组成（见图1）。二、钻井关键技术研究1、旋转导向智能井眼轨迹控制技术小井眼超长水平段中后期摩阻、扭矩大，用常规的单弯螺杆定向技术摆放工具面不到位、滑动困难，不能精准控制井眼轨迹，是完成超长水平段施工的首要难题。
针对长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井施工中井眼轨迹控制困难、钻遇率低、机械钻速低、井壁易垮塌和易发生井漏的问题，分析了钻井技术难点，研究了旋转导向智能井眼轨迹控制技术、近钻头方位伽马成像技术和工程参数监测技术，进行了钻头选型优化和应用纳米成膜封堵水基钻井液技术，形成了长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井技术，能够精准控制井眼轨迹、提高储层钻遇率、保障井下安全和提高机械钻速。
一、小井眼超长水平段施工难点
近年来，随着长庆油田的大力发展，在鄂尔多斯盆地开发的水平井越来越多，水平段越来越长。在超长水平井的设计开发中往往采用三开小井眼井身结构，水平段采取6英寸小井眼钻井的施工方案。在小井眼超长水平井施工中常常遇到摩阻扭矩大、机械钻速低、不能精准控制轨迹、小钻具严重磨损、钻遇率低等诸多困难，制约了长庆油田超长水平井的规模化开发。
随着井眼轨迹优化、钻机和钻井液性能的提升，小井眼水平井的水平段长度逐渐增长，施工周期逐渐缩短，但受随钻工具选型差异性大、技术方案与措施不统一的制约，水平段施工长度受限、储层钻遇率较低，且钻井提速不明显。为此，笔者在前人研究的基础上，借鉴国内油气田水平井“工厂化”开发的经验，通过应用旋转导向智能井眼轨迹控制技术、近钻头方位伽马成像技术、优化钻头选型和应用纳米成膜封堵水基钻井液技术，形成了长庆油田小井眼超长水平井钻井技术，并在9口井进行了应用，机械钻速明显提高，储层钻遇率大幅提升，水平段长度进一步增加。
二、钻井关键技术研究
1、旋转导向智能井眼轨迹控制技术
小井眼超长水平段中后期摩阻、扭矩大，用常规的单弯螺杆定向技术摆放工具面不到位、滑动困难，不能精准控制井眼轨迹，是完成超长水平段施工的首要难题。
为了解决在小井眼超长水平段不能精准控制井眼轨迹的问题，研究采用旋转导向智能井眼轨迹控制技术，该技术应用推靠式原理的AUTOTRAKGT4-G旋转导向系统。该系统主要由ATK导向装置、X-Treme模块马达、OnTrak测量及主控短节、BCPM发电机及脉冲器短节和LithoTrak中子密度井径随钻测井短节等部分组成（见图1）。
图1 旋转导向系统机构示意图
钻头前面的旋转导向头上有3个互成120°的推靠板，在整个钻具高速旋转过程中保持相对静止，地面下发的指令准确地传达给井下工具，通过智能液压系统对3个推靠板产生的合力进行精准控制轨迹，全程复合钻进，井眼轨迹平滑，能够减小钻具的摩阻和扭矩，降低施工风险，最大程度延长水平段长度。
2、近钻头方位伽马成像技术
超长水平井钻井施工时，首先要考虑的问题是如何提高储层钻遇率并保证最大程度延伸水平段长度。AUTOTRAKGT4-G旋转导向系统的近钻头方位伽马成像技术先进，使用双伽马探测器结合磁力计系统，实现井筒不同方位自然伽马数据测量，并采用旋转扫描式8扇区360度成像，成像图的中部对应仪器底部，两侧对应仪器顶部，高伽马显示为深色，低伽马显示为亮色。当仪器相对向下钻遇泥岩时，成像图中部颜色首先开始变深，随着仪器上部也进入泥岩段，上图像两侧颜色也变深，仪器相对向上钻遇泥岩层图像与之相反，在成像图中会响应出经典的“哭脸、笑脸”形状（如图2）。
图2 近钻头方位伽马成像示意图
方位伽马测量点距离钻头仅为2.00m，能够及时判断钻头与储层边界位置关系，及时调整轨迹，减少无效进尺，有效应对地层的不确定性 实钻轨迹进层和出层时有明显的相应特征，在地质导向方面起到了重要作用。
3、工程参数监测技术
（1）钻具刺漏预警
小井眼超长水平井施工时，由于钻具尺寸小、水平段长、泵压高，存在钻具刺漏的风险。实时监测泵压曲线变化是防止因钻具刺漏进而发生钻具落井的有效手段之一。目前，水平井钻井施工过程中使用钢级较高的S135钻杆，通过旋转导向系统泵压曲线可明显观察到泵压持续下降，首先排除地面管汇无刺漏后，起钻检查钻具，发现钻具刺漏，更换并剔除。
（2）井漏识别
井漏是由于钻井液液柱压力大于地层压力产生的正压差导致钻井液直接进入地层中孔隙、裂缝或溶洞等的一种井下复杂情况，是超长水平井钻井过程中必须要解决的一项重要难题。当发生井漏时，泥浆液柱高度、泵压均会有变化，会导致环空压力发生明显的变化，进而导致当量循环密度迅速降低。井漏处会伴生大井眼，同时会导致电磁波电阻率设备探测范围内泥浆增多，电阻率值较正常井段低。因此通过旋转导向系统实时监测当量循环密度并结合电磁波电阻率的变化，可实现井漏预警。
4、钻井配套技术
（1）钻头优选
解决水平段后期机械钻速慢是高效实现超长水平井施工的关键之一，因此选用什么类型的钻头进行超长水平段施工显得尤为重要。
目前，水平井钻井施工时普遍使用PDC钻头，PDC钻头的刀翼数量、切削齿的形状等因素影响着钻头的机械钻速。应用旋转导向技术可以实现全程复合钻进，不需要考虑滑动钻进时工具面是否稳定，因此选用刀翼数量较少、攻击性较强的五刀翼PDC钻头，更有利于提高机械钻速。
楔形齿PDC钻头在钻进过程中，楔形齿与岩石的接触面积相对更小，受力更集中，对坚硬岩石的破碎性更强；但从实际施工效果看却恰恰相反。分析认为，目的层为岩性较软的石盒子组砂岩地层，楔形齿在较软地层上刻出的一道道凹槽并不能使岩石立即破裂，反而因接触面积小影响切削效率，而圆形齿有着更大的接触面，破岩效率更高，因此要根据地层的不同情况选取钻头的类型。
（2）纳米成膜封堵水基钻井液技术
长庆油田盒8地层垂向节理及裂缝发育，岩性主要以砂泥岩为主，钻遇泥岩时井壁极易垮塌和井漏，随着水平段的不断增长，钻遇泥岩段也随之增长，为了控制水平段泥岩垮塌和预防井漏，需要采用固相含量低、抑制性强、封堵性强的钻井液。针对油基泥浆成本高、回收处理环保难度大的问题，优选与油基钻井液性能接近的纳米成膜封堵水基钻井液技术。通过配方优化实验，确定纳米成膜封堵钻井液配方为：0.2%NaOH 0.2%PHPA 1.5%成膜封堵剂G314 0.3%PAC-H 0.3%PAC-SL 0.5%动切力提高剂G310 2.5%封堵剂G309 1.5%液体润滑剂G303 6.0%KCl 重晶石。
纳米成膜封堵水基钻井液抑制性强、泥岩膨胀降低率、润滑性能突出，形成的滤饼致密坚韧，可有效封堵孔隙和微裂缝，减少孔隙压力传递，降低摩阻。
三、现场试验
2020年，长庆油田苏里格地区部署了一口设计水平段长4400m的超长水平井桃XX井。该井目的层为石盒子组盒8下1段，岩石类型以岩屑石英砂岩、石英砂岩为主，其次为岩屑砂岩。该井应用旋转导向技术，在水平段4000m后仍能实现精准控制轨迹，最高纯机械钻速可达10.4m/h，较同区块水平井提高8.9%。该井地质工程应用效果明显，顺利完成水平段4466m（井深8008m），储层钻遇率96.6%，较同区块水平井提高11.2百分点。
图3 桃xx 井近钻头方位伽马成像图
桃XX井近钻头方位伽马成像结果如图3所示，可以看出伽马值从5105m处开始由60API上升至190API左右，井斜角89°，气测值由17.5%下降至1.3%，岩屑中泥质含量明显增大，伽马成像图呈现下切迹象，分析轨迹下切进入泥质夹层，迅速增斜至89.7°，井深5133m处伽马值由190API降至50API左右，气测值在5139m处突升至51.4%，表明井眼轨迹上穿泥质夹层回到储层内。
钻进至5168m处，电磁波电阻率值从40Ω·m迅速下降至5Ω·m，接近钻井液电阻率，井底当量循环密度从1.45kg/L降至1.39kg/L，呈现出明显的井漏响应（见图4）。及时预警现场施工人员进行处理，约1h后监测到钻井液罐液面下降。
图4 井漏处当量循环密度和电磁波电阻率示意图
桃XX井在钻压、顶驱转速、排量等工程参数不变的情况下，水平段第一趟钻采用五刀翼双排楔形齿PDC钻头，钻进井段5076~5884m，平均机械钻速为7.40m/h；第二趟钻采用五刀翼单排齿圆形齿PDC钻头，钻进井段5884~7026m，平均机械钻速提高至12.80m/h，提速效果明显。
四、结论与建议
（1）通过应用旋转导向智能井眼轨迹控制技术，能实现在超长水平井施工中精准控制井眼轨迹，最大程度延伸水平段长度。
（2）近钻头方位伽马成像技术和工程参数监测技术是在提高储层钻遇率的基础上实现安全钻井的先进技术。
（3）应用纳米成膜封堵水基钻井液技术并优选PDC钻头，是重要的小井眼超长水平段水平井钻井配套技术，对国内其他油田超长水平段水平井的施工具有借鉴作用。
（4）与国外超长水平段水平井地质导向技术相比，长庆油田水平井地质导向技术仍有优化空间，建议继续研究优化工程地质一体化技术。
本文作者：王忠良，周扬，文晓峰，龙斌，丁凡，陈邵维，文章转载自《石油钻探技术》，内容不做商用，仅用于技术交流，如有侵权，请联系小编。
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