侧钻水平井井眼轨迹控制技术

井眼轨迹控制是侧盐水平井钻井施工的关键技术，是决定侧盐水平井钻井成败、钻井费用及生产能力的重要因素。与常规水平井相比，侧盐水平井由于井眼曲率大、钻具刚度低、中靶要求高，因此要求井眼轨迹控制不仅要有较高的控制精度和预测准确度，还应对油层垂深误差、工具造斜率误差、井底参数预测误差具有较强的适应能力。本文介绍了φ139．7mm套管开窗侧钻水平井井眼轨迹设计、钻具组合设计与井眼轨迹控制施工工艺，包括初始造斜侧钻、井眼轨迹测量、井眼轨迹控制软件及造斜段、水平段轨迹控制方案。     

侧钻短半径水平井轨迹测量及控制技术

按照国家“九五”重点科技攻关项目的实施要求，根据胜利油田侧钻地层特点，建立了侧钻短半径水平井轨迹测量及控制的新模式和新技术。研究解决了原始井眼套管内的测量精度以及开窗侧钻方式、造斜井段和水平井段的随钻测量和轨迹控制等技术难题。采用了弯壳体马达钻进为主的方式进行水平段井眼轨迹控制。将研究的重点放在提高侧钻短半径水平井的井眼轨迹测量精度和控制能力上，取得了多项技术成果并创造了多项国内钻井记录     

半潜式钻井平台水平井裸眼侧钻技术

注水泥塞侧钻是在原井眼一定位置注水泥填井,再侧钻出新井眼的钻井工艺。文昌某油田一口水平开发井因?215.9 mm井眼钻遇油层显示不理想,决定在裸眼注水泥塞后进行侧钻。为克服侧钻点深、地层强度高、半潜式平台升沉大等难点,采用了短保径、强侧向攻击性能的PDC钻头和Power Drive旋转导向工具,通过滑槽、造台阶及控时钻进等技术措施控制井眼轨迹,利用岩屑录井和近钻头井斜等资料及时监控侧钻实施情况,成功完成了侧钻作业。该侧钻井作业顺利,轨迹平滑,后续防砂筛管顺利下入,为今后半潜式平台水平井侧钻作业提供了较好的借鉴经验。     

侧钻短半径水平井轨迹监控技术在鄯南1C的应用

鄯南1C井是吐哈油田利用老直井侧钻完成的第一口短半径水平井，该井侧钻点深，造斜率高，井眼轨迹控制难度也大。针对鄯南1C侧钻短半径水平井的轨迹设计、测量和控制问题分析，总结了侧钻过程的经验与教训，并对侧钻短半径水平井研究及配套发展提出了建议。     

DK262A开窗侧钻水平井小井眼钻井技术

DK262A井是一口开窗侧钻水平井,施工难点是套管开窗,长水平段Φ105小井眼钻井,介绍KD262A井套管开窗,侧钻,Φ156井眼及直径105井眼施工工艺,直径156井眼造斜段,直径105小井眼水平段钻井技术措施,以及小井眼的水平段钻井对工具,仪器, 钻头的要求。     

元坝超深水平井井眼轨迹控制技术

元坝地区水平井钻井施工难度大、风险大,安全开发级别要求高。井眼轨迹控制技术是水平井钻井整套技术的关键环节,在分析元坝区块水平井施工难点的基础上,首先对入井工具、仪器、钻具组合及钻井参数进行了优选及优化分析,然后根据施工要求有针对性的提出了元坝超深水平井轨迹控制技术方案,包括超深水平井侧钻技术、造斜段井眼轨迹控制技术、超深水平井着陆控制技术、水平段轨迹控制技术等。在此基础上,优选出了适合元坝超深水平井的高温高压测量仪器,形成了超深井井眼轨迹控制技术及操作规程,提高了钻井效率。     

长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井技术

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、储层钻遇率低、机械钻速低、井壁易垮塌和易发生井漏等问题,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,并研究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。长庆油田桃XX井应用旋转导向技术及相关配套技术,安全高效地完成了水平段长4466 m、井深8008 m的钻井施工,储层钻遇率高达96.6%,创造了长庆油田井深最深、亚太区陆地水平段最长的纪录。研究结果表明,长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井技术的现场应用效果良好,具有较好的推广应用价值。      

涪陵江东与平桥区块页岩气水平井井眼轨迹控制技术

涪陵江东与平桥区块断层发育、地层倾角大，水平井井眼轨迹控制存在着与地质预测偏差大、轨迹调整频繁、中靶难度大和定向托压严重等难题，为此，开展了井眼轨道参数及剖面优化设计，钻具组合与钻井参数协同优化等研究，引入了旋转导向技术和近钻头随钻测量技术等导向钻井技术，配套了超短保径PDC钻头、PDC-牙轮复合钻头及水力振荡器等降摩减阻及提速工具，形成了适用于涪陵江东与平桥区块的水平井井眼轨迹控制技术。现场应用表明，通过井眼剖面优化、钻具组合及钻进参数协同优化等措施，提高了定向施工效率；应用旋转导向和近钻头随钻测量等导向钻井技术，机械钻速提高161%，储层钻遇率达到90%以上；通过配套降摩减阻及提速工具，机械钻速提高20%以上，定向托压现象得到缓解。涪陵江东与平桥区块水平井井眼轨迹控制技术为钻井提速提效、加快产能建设提供了技术支撑。      

分支水平井技术在半潜式平台的首次应用

文昌14-3油田井槽较少,为提高该油田最终采收率,达到高产的目的,同时减少投资,降低开发风险,经济有效地开发油藏,该油田设计了文昌14-3-A3水平分支井,并获得成功,得到预期效果,这是在南海西部的首次应用分支水平井技术.由于采用半潜式平台作业,受海况影响较大,平台始终存在升沉,钻井参数较难稳定,给悬空侧钻造台阶带来很多不便.通过优选钻头及钻具组合,利用近钻头井斜控制井眼轨迹,放慢钻井速度等措施,顺利钻完成了该井眼,为分支水平井技术在南海西部的推广提供了有益的参考.     

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在水平井钻井中，进行水平井造斜段实钻井眼轨迹中靶情况判别和待钻井眼轨迹的设计是非常复杂而又至关重要的问题，它们相互影响，并直接关系着水平井钻井的成败。文中揭示了实钻井眼轨迹和待钻井眼轨迹间的相互关系。首先通过实钻井眼轨迹数据和井下钻具的造斜能力来判别实钻井眼轨迹与原设计井眼轨迹的偏离情况，然后根据偏离的情况来修正待钻井段的井眼轨迹设计，并对待钻井段造斜钻具组合进行判别：当未发生偏离时，不改变原钻具组合，继续钻进；当实钻井眼与原设计轨迹发生偏离时，利用实钻中正在使用的造斜钻具另加一套稳斜钻具可准确钻达水平段的入靶点。这样可充分保证在钻达水平段入靶点时的垂深、水平位移都能达到原设计要求，为水平段在产层内准确钻进打下良好的基础。     

滑动钻进造斜率预测与分析

滑动钻进工况下造斜率的准确预测是钻井工程面临的难点问题。首先利用加权余量法,建立了导向钻具组合的三维力学模型,得到了滑动钻进过程下钻头机械载荷及导向钻具组合的摩阻分布;其次考虑滑动钻进过程中工具的造斜特性,建立了零侧向钻速准则下的滑动钻进造斜率预测模型及折算系数反演方法;最后利用一口页岩气水平井钻井数据,反演计算了该井造斜率折算系数,验证了滑动钻进造斜率预测模型的精度,并分析了钻井参数、轨迹参数、钻头切削特性、工具结构等对工具造斜率和摩阻的影响规律。研究结果表明:滑动导向模式下,通过适当增加工具结构弯角、降低钻压、提高钻头侧向切削能力等,有利于发挥工具的造斜性能,提高滑动钻进效率,为导向钻井参数优化、工具结构优化设计及井眼轨迹控制等提供重要依据。     

长庆油田短靶前距水平井钻井关键技术

短靶前距水平井钻井技术在井眼轨道优化设计、下部钻具组合造斜能力预测等方面存在着难以准确预测最大造斜率和恒定曲率等技术难点。针对这些难点进行了分析,明确关键技术攻关方向为井眼轨道设计中靶前距与造斜率对摩阻扭矩的影响分析及下部钻具组合造斜能力预测方法的优选,提出了短靶前距水平井井眼轨道设计的主要思路,即采用单增剖面,考虑稳定器与结构弯角、井眼扩径、钻压等因素建立了基于平恒曲率法的下部钻具组合造斜能力预测方法,结合实例,论证了上述关键技术的可行性,证明所建立的预测方法能够有效地指导实钻条件下对下部钻具组合造斜能力的要求。     

涪陵页岩气田三维水平井大井眼导向钻井技术

涪陵页岩气田三维水平井二开斜井段井眼尺寸大,稳斜段长,砂泥岩地层交互频繁,存在井眼轨迹方位调整幅度大、钻具组合造斜率低且不稳定、机械钻速低等问题,为此,进行了三维水平井大井眼导向钻井技术研究。利用地层的自然造斜能力,对井眼轨道进行优化设计,降低造斜率,缩短稳斜段长度,减少井眼轨迹调整量,降低井眼轨迹控制难度;将“单弯双稳”钻具组合优化为“单弯单稳”钻具组合,并对钻压进行优化,以提高稳斜段复合钻进进尺,降低摩阻扭矩;应用水力振荡器降低扭方位井段的摩阻扭矩,以实现提高机械钻速的目的。该导向钻井技术在涪陵页岩气田焦石坝区块34口水平井进行了应用,二开斜井段平均定向钻进时间15.30 d,较同区块已完钻井缩短37.63%,平均钻井周期58.45 d,较同区块已完钻井缩短21.01%,井身质量合格率100%。应用效果表明,三维水平井大井眼导向钻井技术可以有效提高涪陵页岩气田大尺寸斜井段的机械钻速,缩短钻井周期。      

哈拉哈塘超深水平井井眼轨道优化设计

哈拉哈塘区块已钻水平井井眼轨道设计虽可以满足施工的需要,但设计的造斜率偏小,定向施工时间较长,导致定向仪器和造斜工具在井底时间长,增加了仪器和工具高温下失效的风险。从造斜率优化的角度出发,分析计算了不同套管可以通过的最大井眼曲率和工具的造斜能力,结合钻井现场造斜工具的实际造斜情况,选择哈拉哈塘区块水平井双增轨道中第一造斜段的造斜率为7°/30m,第二造斜段的造斜率为10°/30m。然后运用Landmark软件计算分析了以下内容:所选造斜率的轨道,垂深变化对造斜率带来的影响是否影响螺杆钻具的选择,造斜率增大情况下管柱能否安全下入井底,摩阻的变化情况。计算结果显示,采用大造斜率设计是可靠的。现场应用表明,优化后的水平井井眼轨道设计更利于控制井眼轨迹,同时缩短了定向施工时间。      

涪陵页岩气田三维水平井轨道优化设计方法探讨

为了降低涪陵页岩气田三维水平井的施工难度,保障三维水平井安全高效钻进,提出了三维水平井轨道为"直井段—增斜段—稳斜段—稳斜扭方位段—稳斜段—增斜段—水平段"七段式的优化设计方法。首先根据井眼轨道的水平投影和垂直剖面建立轨道设计模型,再预设稳斜角和造斜方位角求解轨道设计模型,最后以轨道总长度最短为目标优选轨道。该方法将常规三维五段式轨道中增斜扭方位的第二个圆弧井段分为稳斜扭方位井段与铅垂面上的增斜井段进行设计,即先扭方位对准靶点方位再增斜中靶,以避免在极为关键的中靶阶段同时进行增斜与扭方位作业,降低中靶难度。采用该方法对已完钻井焦页14-3HF井重新进行轨道设计,并将设计结果与原设计轨道及实钻轨迹进行了对比,发现新设计的轨道与实钻轨迹更贴近,该井实钻时为降低施工难度就是先扭方位对准靶点方位再增斜中靶的,这表明该三维水平井轨道优化设计方法更适用于涪陵页岩气田三维水平井的轨道设计与现场施工。      

SAGD双水平井入靶控制技术

水平段的水平度和上下2口井水平段的平行度是SAGD双水平井钻井的两项关键指标,为了控制这两项指标,必须对入靶点处井斜及井眼方向进行有效的控制,否则将会增大水平段轨迹控制难度和工作量,给施工带来不利影响,并且影响原油采收率。在理论推导入靶控制平均造斜率范围的基础上,分析了入靶控制的影响因素:造斜率、方位及磁干扰,提出了SAGD平行水平井入靶井斜角确定原则及对轨迹控制出现各种情况的处理方法。理论分析和实践表明,实钻轨迹点的位置接近或少量滞后于设计轨道,并保持井斜角适当超前,更有利于水平井的着陆。研究结果对SAGD双水平井入靶轨迹控制技术具有重要参考作用,对今后采用SAGD双水平井方式大规模开发稠油油藏具有指导意义。     

顺北油气田超深高温水平井井眼轨迹控制技术

顺北油气田储层埋藏深、井底温度和压力高,导致MWD仪器故障率高,超深高温水平井下部高温井段有时无MWD仪器可用,井眼轨迹控制难度较大。为了降低该油气田超深高温水平井轨迹控制难度并提高钻井效率,对水平井井眼轨道设计与井眼轨迹控制进行一体化规划,将顺北油气田超深高温水平井井眼轨道设计成造斜率“前高后低”的多圆弧轨道,优化钻具组合和钻进参数;对于下部无MWD仪器可用的高温井段,采用单弯单稳定器螺杆钻具组合进行复合钻进,以控制井眼轨迹。研究和应用结果表明,采用单弯单稳定器螺杆钻具组合进行复合钻进,根据复合钻进井斜角变化率预测结果优化钻具组合和钻进参数,可以解决顺北油气田超深高温水平井下部高温井段无法应用MWD控制井眼轨迹的问题,降低井眼轨迹控制难度,提高钻井效率。     

小靶前距水平井反位移轨道设计方法

为解决小靶前距水平井一次造斜造斜率高所造成的技术难题,采用小靶前距水平井反位移井眼轨道设计方法。使用该方法,在不移动井口位置的情况下,通过第一次反方向造斜,增大水平井的靶前距,再采用常规造斜率设计小靶前距水平井轨道,降低施工难度。主要方法是先按常规造斜率设计计算水平井所需的靶前距,此靶前距与原小靶前距的差值即为所需的反位移量,再根据反位移段的造斜率、降斜率及造斜点深度,计算出反位移井段的最大井斜角和稳斜段长度,在此基础上设计出井眼轨道的其他参数。     

煤层气多分支水平井轨迹控制技术

多分支水平井因能够有效提高煤层气产能而成为煤层气开采的主要井型,但由于技术和经验不足,在钻井施工过程中,钻速慢、井下复杂情况时有发生。文中分析了多分支水平井在各个阶段的轨迹控制难点,并探讨了悬空侧钻、老眼重入等技术难点及控制要点,给出了造斜段轨道设计运算过程,通过合理选择随钻测量系统,精确控制了钻井全过程轨迹参数。该井眼轨迹的精确控制为我国煤层气多分支水平井整套工艺的施工提供可靠的技术借鉴和准确的参考数据。     

浅层大位移水平井钻井关键技术分析

高平1井是胜利油田第一口位垂比达到4的大位移水平井。为了最大限度降低和克服井下摩阻扭矩,利用井眼轨道优化设计、下部钻具组合及钻进参数优选、工程保障措施和钻井液性能调控等关键技术,实现了对井眼轨迹的有效控制。所完成的高平1井位垂比达到了4.019 8,水平段长3 462.07 m。结论认为：①造斜率相对较低的单增轨道更适用长水平段水平井井眼轨道优化设计;②优选底部钻具组合、钻进参数和钻头,在特定区域能有效降低长水平段滑动钻进的比例;③水基钻井液在大位移井钻井中拥有较广阔的应用空间。