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刘海涛全井导向技术在真富产能会战中的应用

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12

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江苏油田钻井处 密级:商密▲
科研项目成果报告

全井导向技术在真富产能会战中的应用

推广应用技术总结报告

钻井处定向井技术服务公司
2011年 12月

项目名称：全井导向技术在真富产能会战中的应用
承担单位:钻井处定向井技术服务公司
项目负责人：
报告编写人:
主要研究人员：
研究起止时间：2011年1月-2011年12月

一、项目推广应用的主要内容与主要成果
据相关材料报道，国外油田和国内其他油田在提高老区调整定向井、水平井钻井速度方面的主要方法就是应用了新装备、新工具、先进的钻井技术及新型钻井液体系等,具体主要有直井（直井段）防斜打快技术、连续导向钻井技术、PDC钻头钻井技术及采用一些新型的配套工具.
全井导向钻井技术是在钻井不间断的情况下及时监测并对井身轨迹进行控制的工艺技术。其源于水平井井身轨迹控制的复合钻进技术,对于可钻性好的浅定向井，可以采用一趟钻具结构完成直井、定向段、稳斜段的施工;对于中深井,在定向段,采用复合钻进技术可以了解地层的方位漂移规律,及时调整好后起钻换稳斜钻具，可确定合适的方位漂移余量，从而大大减少了扭方位的几率,提高了轨迹控制的精度，减少了起下钻次数,显著提高了机械钻速，缩短了钻井周期，该技术已经在各油田得到了较好地推广应用.

1.主要内容：
①全井导向钻具组合技术系列的研究与应用.连续导向钻具组合有：直螺杆钟摆、单弯单稳增斜钻具组合、单弯双稳稳斜(具有微增效果）钻具组合。
直螺杆钟摆:Φ215.9bit+5LZ172（直）+431*A10(托盘)+Φ159NMDC+214stab+Φ159SDC+214stab+Φ159SDC*8+4A11*410+Φ127HWDP＊27+Φ127DP+133KL
单弯单稳组合：Φ215。9bit+5LZ172(1.25°）+431×4A10+Φ159NMDC×1根+Φ159DC×1柱+Φ127HWDP＊21根+Φ127DP + 133KL
单弯双稳组合：Φ215.9bit+5LZ172（1.25°）+431×4A10+Φ159NMDC×1根+Φ212stab +Φ159DC×1柱+Φ127HWDP*21根+Φ127DP+133KL
钻具组合的优选按照如下原则来进行：根据造斜点的深浅，来决定是否二开直接下定向组合。若造斜点浅，则直接下定向组合。若造斜点较深,则考虑下入直螺杆钟摆组合，避免单弯螺杆过早损坏或MWD不工作而造成全井导向不能实现。特别在五段制实施井，为避免长井段复合钻井后常规钟摆组合难以下入的问题,使用小稳定器的直螺杆钟摆组合钻井。且在五段制实施井的降斜阶段，推荐使用可施加钻压大、机械钻速高的新型反钟摆钻具组合：Φ215.9bit+Φ159NMDC×1根+Φ159DC×1根+Φ210mmstab +Φ178DC×1根+Φ214mmstab+Φ159DC×12根+Φ127HWDP*21根+Φ127DP + 133KL
定向钻具组合主要按照井斜角大小来选择，对最大井斜角小于25°的井,采用单弯双稳钻具组合施工；对最大井斜角大于25°的井，采用单弯单稳组合，利用其增斜效果既减少了滑动钻进增斜,同时又增加了机械钻速。并且根据井斜、方位的变化要求,灵活改变钻井参数。优选钻压，采用试钻法，确定最优钻压值，最大限度发挥螺杆功率。若托压不严重,滑动钻进要求泵压比螺杆悬空泵压升高1.5 Mpa；复合钻进时，以升高2 Mpa为宜.复合钻进时，推荐钻压50～80KN，转盘转速一档，减少动力钻具因交变应力造成的早期疲劳、磨损、脱扣等损坏。排量应满足相应单弯螺杆的最佳排量,使螺杆得以合理利用，延长其井下工作寿命，同时应满足井眼携砂要求。推荐排量28L/S以上。泵压选择应考虑控制螺杆钻头水眼压降要求,及采用无线随钻测斜仪监测井眼参数对钻头压降的要求，在现场施工中，一般要求泵压10～14MPa.详情见下表
条件
导向钻具组合
钻具组合特性

造
斜
井
段
井斜
造斜点井深

＜25°
＜2000米
单弯双稳
复合时稳斜或微降斜
＞2000米
单弯单稳
复合时增斜
＞25°
＜2000米
单弯双稳
复合时增斜,稳定器修整井壁
＞2000米
单弯单稳
复合时增斜
直井段
直螺杆钟摆钻具
复合时稳斜或微降斜
单弯双稳
稳斜井段
单弯双稳
复合时稳斜或微降斜
降斜井段
直螺杆钟摆钻具/单弯双稳
复合时降斜/滑动降斜
表1导向钻具组合使用条件
②PDC钻头的选型与防泥包技术。
PDC钻头选型的原则是:以复合钻进为主时,采用4-5刀翼，双复合片、大牙齿的PDC钻头，此钻头吃入地层多,钻速快。以滑动钻进为主时,采用5-6刀翼,单复合片，小牙齿的PDC钻头,此钻头刀翼多，工具面稳定。为充分发挥复合钻井的优点,经分析以往钻井技术资料，参考其它油田PDC钻头的使用经验，在实施井中，多采用5刀翼、大复合片、大流道设计的新型PDC钻头，可以有效地运移钻屑，清洗钻头, 不易钻头泥包, 保证滑动钻进时好送钻，工具面也较稳定。为进一步提高机械钻速，减少PDC钻头的泥包几率,部分井采用了四刀翼PDC钻头试验表明:四刀翼PDC钻头有利于机械钻速的提高，而且滑动钻进工具面也较为稳定.
使用PDC钻头对钻井液和工程措施都提出了比牙轮钻头更高的要求，不能将适合牙轮钻头的参数套用到PDC钻头使用上。根据对PDC钻头泥包原因的分析，除地层原因外，其它几方面的因素都是人为可控的, 下入PDC钻头前维护处理好钻井液性能。钻井液性能是否良好是防止PDC钻头泥包的重要因素。主要采取以下措施来预防PDC钻头泥包。
●钻进中，应降低钻井液失水,避免地层吸水后形成厚滤饼.
●抑制性:加入大分子包被剂、聚合醇等，抑制泥岩地层造浆、分散。
●润滑性：做到粘性泥岩的钻屑在PDC钻头上粘不上,必须加足润滑剂、清
洁剂,加量与当时钻井液密度等有关系.清洁剂加足是以钻井液不起泡为准,润滑剂加量一般为1%～3%。
●钻进中,应加强固相控制,只有尽量清除劣质固相，才能实现优良的钻井
液性能。
●条件允许的话，应用新型防泥包钻井液技术,该技术泥饼粘滞系数大幅度下降,钻头表面是油性的，能够有效防PDC止钻头泥包.
●怀疑PDC钻头泥包时，应将PDC钻头上提，离井底1～2m,增大排量,提高转速,争取将部分包住钻头的钻屑甩掉,重复几次后再以小钻压试钻进 。
●施工时下入双无磁钻具组合，以应对MWD不工作造成全井导向不能实现,可以继续用单点监测轨迹，避免起钻，钻具组合如下：Φ215。9bit+5LZ172（1.25°）+431×4A10 +Φ212stab+Φ159NMDC×2根+Φ159DC×1柱+Φ127HWDP*21根+Φ127DP + 133KL

③优选螺杆，螺杆的使用时间和质量稳定是全井导向技术的关键。
经过多口井推广总结，推荐使用Φ172mm×1.25°单弯螺杆，Φ172mm单弯螺杆的特点是扭矩大、使用时间长、可施加钻压大、丝扣安全、造斜率适中,可以更进一步增加复合钻井的单趟进尺，提高机械钻速，有利于井身轨迹相对平滑，减少螺杆事故。
④剖面优化，一口井若想达到最大复合/滑动（R/S）比率，剖面优化十分重要,否则即使动力钻具在井下可以随时调整，轨迹也必然受到影响,机械钻速必然降低.
剖面优化应尽量设计成直--—增—-—稳三段制或者去掉稳斜段的单增剖面,变曲率剖面优化是本着降低造斜率,最大限度增加复合钻进的原则，可适当上移造斜点的深度，增加最大井斜。尽可能用复合钻进多打进尺，一趟钻完成直井段、定向造斜、增斜及部分稳斜段等施工，提高机械钻速。

⑤MWD测量技术：全井导向技术离不开MWD测斜仪器,MWD随时提供工具面，有助于滑动钻井，能有效提高机械钻速，有利于提高轨迹控制精度，提高施工速度.但是若下井成功率低，使用中途故障多,反而增加了起下钻次数。
●钻井液的含沙量必须小于0。3％,含沙量越小越好。
●若调整钻井液性能，应预先通知MWD仪器工程师作好准备，
●禁止在钻井液中加堵漏剂和玻璃球等大颗粒物质，以免损坏井下仪器或造成井下仪器工作不正常(随钻堵漏剂除外)。
●正常钻进时，必须保证两级(振动筛、除沙器)以上钻井液净化设备正常工作。
●必须使用钻杆滤清器，以防卡住脉冲.
●仪器上井前进行组装、测试,确保仪器正常方可出库，入井前再进行地面测试。
●入井仪器必须配新电池，以便工作时间满足要求.
●严格控制下钻速度,防止仪器脱键。

⑥钻井液体系的优选及性能的日常维护：良好的钻井液性能是减少PDC钻头泥包、防止砂卡MWD，利于滑动钻进、减少井下复杂发生的关键.
●盐城组重点要确保钻井液具有较好的悬浮携带能力,同时防止盐城组砂砾岩的漏失。合理使用固控设备，结合人工清砂，清除钻井液中的钻屑，保持井眼清洁。钻完盐城组应彻底清除循环罐中的沉砂,降低钻井液中的有害固相。
●钻遇三垛组地层，重点要增强钻井液的抑制性能，控制三垛组泥岩的造浆及砂泥岩的缩径。
●戴南组重点要增强钻井液的防塌抑制性和封堵能力,防止灰黑色泥岩垮塌；控制般含在45g/l左右，便于性能的调整、维护。该井段应加强离心机的使用，严格控制钻井液中的劣质固相含量。
●易缩径地层，粘度不能太高，宜控制在35-45s。严格控制API失水,抑制泥岩吸水膨胀.
●合理使用固控设备，提高离心机的使用时间，降低钻井液中的细固相颗粒。钻进中根据钻井液性能实际情况，及时调整主聚物加量，调整钻井液的流变性能，确保携砂效果。
●当钻至设计井深后，要进行充分的循环和通井,在确认井眼干净、无沉砂和无井壁坍塌后方能起钻,以确保电测、下套管和固井的顺利施工。

2。主要成果
①形成适合全井导向的轨迹连续控制系列技术。集轨迹控制、轨迹测量、PDC钻头选型、钻具组合优选、参数优化等配套一体化钻井技术.
②完成井的机械钻速有很大提高，钻井周期明显缩短。
③该项目实施以来，真武区块共有7口井复合钻进超过800米，其中真11-5井复合钻进进尺达1610.36米，富民区块共有13口井复合钻进超过800米，富5—4井复合钻进进尺最高达1654.12米,完成井的机械钻速得到很大的提高,钻井周期明显缩短。详细情况见下表：
井号
井深m

最大井斜°

轨道类型

总复合
井段长m

设计周期d

钻井
周期d
平均机械钻速h/m
真11-3
2650
24.27
直增稳降直
856.98
25
21.18
8.94
真1—2
3190
18.3
直增稳降直
932。57
36
28.16
7.51
真35-16
2807
37.2
直增稳增稳
838。79
28
18。25
10.55
真1-6
3305
20。54
直增稳降直
995.44
36
36.5
7.6
真11-5
3080
13.18
直增稳降直
1610.36
30
21。29
10。82
真11—6
2879
29.32
直增稳增稳
1406。46
28
21.54
12.63
真12平1
2370
92。02
直增稳增平
1059.66
26
21。25
8。55
富5-6
3115
40.32
直增稳
888.55
34
21.08
10。27
富83-4
3448
41.13
直增稳增稳
894.17
35
24。02
10.48
富71-2
3220
17。55
直增稳
855.97
27
18。04
11.48
富146
2935
25。58
直增稳降直
992。83
28
19。83
9。62
富145
2856
25。3
直增稳降直
990。17
31
20.66
10。48
富5—6
3115
40。8
直增稳
2471
34
21。87
10。27
富83—7
3502
40.07
直增稳
1257。01
32
25。95
9.75
富83—6
3264
23.91
直增稳
1283。48
32
22.04
11.74
富71—2
3220
17。33
直增稳
1226.1
27
18。04
11。48
富144
2916
27.92
直增稳降直
1120。46
28
18.58
12。15
富138
2895
31.23
直增稳降直
1080.46
28
24.91
9。09
富83-11
3338
23.2
直增稳
1538
32
20。79
10.8
富5-4
3070
45。48
直增稳增稳
1654。12
34
19.87
12。05
表2：真富区块定向水平井钻井周期与机械钻速

二、技术经济效益及应用前景
全井导向技术增加的费用一般发生在螺杆使用量的增加、MWD的仪器配件消耗及保养量的增加等,单弯螺杆、MWD仪器等直接成本将稍高出以往完成井，但使用螺杆、MWD等增加的费用和钻井周期减少节省的费用相比要小得多。如一根172mm螺杆的费用8万元左右，40钻机的日费用约5万元,节省2天时间就就节约出一个螺杆的成本，而且一根螺杆也不止仅用一口井，修复后仍可继续使用。因此使用该配套技术后，机械钻速得到较大提高,工期的缩短同时意味着减少了复杂事故发生的几率。自从项目实施以来，真武、富民区块共20口井复合钻进进尺超过800米，减少了实际钻井周期,经济效益明显，具体情况见下表：

序号
井号

总复合
井段长m

设计周期d

钻井
周期d
节约时间d
1
真11-3
856。98
25
21。18
3。82
2
真1—2
932.57
36
28.16
7.84
3
真35—16
838.79
28
18.25
9。75
4
真11—5
1610。36
30
21.29
8。71
5
真11-6
1406。46
28
21。54
6.46
6
真12平1
1059。66
26
21。25
4。75
7
富5-6
888.55
34
21。08
12.92
8
富83—4
894.17
35
24。02
10.98
9
富71-2
855.97
27
18。04
8.96
10
富146
992.83
28
19。83
8。17
11
富145
990。17
31
20。66
10。34
12
富5—6
2471
34
21.87
12。13
13
富83—7
1257。01
32
25.95
6。05
14
富83—6
1283。48
32
22。04
9。96
15
富71-2
1226。1
27
18。04
8.96
16
富144
1120。46
28
18。58
9。42
17
富138
1080。46
28
24。91
3。09
18
富83-11
1538
32
20。79
11.21
19
富5—4
1654。12
34
19.87
14.13
表3 设计与实际钻井周期对比
实施成功的19口井，总设计钻井周期为575d，总实际钻井周期407。35d ，共节约167。65d,按施工钻机一天成本6万元、无线随钻仪器维护费用一天2万元计,可节约钻井成本约670。6万元。
国外油田和国内其他油田在提高老区调整定向井、水平井钻井速度方面的主要突破口就是新装备、新工具、先进的钻井技术及新型钻井液体系等，因为老区调整井的特点一般为多靶点、小靶区、大井斜、大位移、造斜点深、稳斜段长、剖面非常规，采用常规定向井工艺很难满足轨迹控制的需要，中途调整方位和井斜，必然起钻倒换钻具，同时钻头得不到充分利用，延长了钻井周期，增加了钻具成本。
江苏油田地下构造复杂、地面条件差，断层繁多,属复杂小断块油田，近年来随着油田开发程度的不断深入,地质部门对钻井井身质量的要求越来越苛刻，靶区半径、厚度更小，且对井斜、方位控制提出了更高的要求。真富产能会战的井基本都是老区调整井，通过对井眼轨迹精细控制的研究和现场实践，实施全井导向技术,减少了起下钻次数,降低工人劳动强度，缩短钻井周期，缩短产能建设时间，加快勘探开发速度，提高油田开发效率和产量。同时轨迹全角变化率低，有利于完井作业和后期采油作业,对油田的增储上产也具有十分重要的意义，因此推广应用前景十分广阔。
目前已集成井眼轨迹控制技术、钻头选型技术、钻具组合改进、钻井参数优化技术为一体，形成实用于江苏油田定向水平井的全井导向技术。
当前的形势是，新油田、新区块寻找和开发困难，国内外油田均把老油区的重新开发作为提高产量的有效手段，因此，全井导向技术对完成生产任务,提高钻井经济效益,为油田的增储上产具有十分重要的意义。
三、建议
1.全井导向技术在真武、富民区块取得了较好成效，但对其它区块的应用还不够，应进行进一步的研究,使之在提速增效方面发挥则更大的作用。
2.MWD、LWD无线随钻测斜仪器由于使用频繁、工作量大,维修保养跟不上，部分井队钻井液固含高,造成脉冲砂卡，导致部分井无线随钻中途没信号，影响全井导向的成功率，应加强对仪器的维护保养及维修水平，加强仪器在使用中的保护和故障判断。
3。单弯螺杆型号单一，只使用了单稳定器单弯螺杆,未使用单弯双稳定器螺杆(目前的单弯双稳是在单弯上接欠尺寸稳定器）,应加强对单弯螺杆的进一步研究。
4. PDC钻头在有些区块和部分井的使用效果并不是很理想,且PDC钻头泥包问题仍未完全解决，应进一步加强研究。