油井定向井井眼轨迹控制技术的应用979710105.doc

PAGE PAGE 1 油井丛式井组轨迹控制技术探讨 谌建祁 景小英 长庆油田定向井历来是我局油井钻井的主要战场，2005年钻井总公司完成进尺239.47万米，其中油井定向井完成进尺160.1万米，占任务总量的66.7%，这一领域钻井队多、生产任务重。能否加快油井定向井的钻井速度，对钻井总公司的整体速度和效益都有极大影响。为了加快定向井的钻井速度，通过对近两年钻井施工资料进行综合分析对比，结合长庆油田的基本情况和钻井技术难点，优化井身剖面设计和轨迹控制工艺，同时积极加强试验和推广新工艺新技术，挖掘潜力，以形成累积效应，提高长庆油井 主题词： 技术难点 优化井身剖面设计 轨迹控制 一、定向井井眼轨迹控制主要技术问题 易漏—洛河组存在水平裂缝和垂直裂缝，裂缝发育、裂缝通道的具有多变性，地层孔隙压力低，洛河地层的承压能力低,钻进中极易发生井漏。 易塌—直罗、富县组泥岩易吸水膨胀—垮塌，从而造成井壁不稳定。 易斜—黄土层与石板层交接面、洛河组下部易斜，常采用吊打防斜，钻井速度慢。 易漂移—延长组增斜率低且方位漂移大、规律难以掌握，定向一次成功率低。 井深质量要求高—陇东区块要求直增或直增稳剖面，油层埋藏深度超过2000米，0.3毫达西庄9、庄19井区要求中靶半径小于15米，井身质量要求高。 防碰难度大—由于滚动开发方案的实施，丛式井组不能按工程设的顺序进行施工，防碰绕障难度大。 施工效率低—造斜、扭方位主要依靠个人技术，区块分散且各井差异大，造斜施工效率低。 二、提高油井轨迹控制技术思路 （一）油井井眼轨迹控制的整体思路 1、西峰、白豹、白于山区块 (1) 采用PDC钻头二开钻完安定以上地层。 (2) 用复合钻井实现一趟钻完成定向造斜、增斜作业。 (3)采用双扶及三扶钻具结构，力争三趟钻完钻，其他超过1700米的井，争取四趟钻完钻。 2、 安塞、盘古梁区块 (1)采用单弯螺杆二开，一次复合钻进1000米以上井段，完成定向、增斜及调整方位作业。 (2)采用双扶及三扶钻具结构，力争实现二趟钻完钻。 （二）优化井身剖面设计 各区块地质分层有较大差别，除安塞区块环河、华池、洛河缺失，西峰、白豹、虎狼峁、白于山、盘古梁主要特点表现在： 1.环河、华池地层厚度约600米，如果在二开后直接进行复合钻进，螺杆使用时间相对其它区块会大大延长，同时地层主要为砂泥岩互层，可钻性较差，复合钻进机械钻速的提高并不明显。 2.洛河地层可钻性好，在该段进行复合钻进对螺杆和钻头的使用寿命都比较有利，该地层厚度一般为300-400米左右，能够满足造斜和增斜的要求，安定组地层虽然较硬，该地层方位漂移量较小，也比较适合转盘加螺杆进行复合钻进，该地层厚度一般约为150米，用一只钻头通过复合钻进完成造斜段和增斜段的施工，这两个地层总厚度500 3.直罗和延安、延长地层可钻性较差，在这些地层进行复合钻进，由于螺杆钻进稳斜钻具难以优选，通过滑动钻进反抠调整井斜属于低效施工。 通过以上分析，对井身剖面类型进行了优化设计，各区块剖面设计类型按以下3种方案进行优选推广： 小位移（A≤200m） 压低造斜点，提高造斜率和初始井斜角，减少增斜段和稳斜段长度，延长直井段长度，提高钻井速度，在造斜段完成以后，继续采用复合钻进技术，直至完钻。此剖面方案在西峰区块已经比较成熟，已全面推广。 中位移（400m≥A≥200m） 造斜点上移至洛河组（900～1200m），按照位移大小适当调整造斜点，在造斜段和增斜段用Φ222mm钻头复合钻进，将复合钻进井段控制在400～500m，控制最大井斜25度左右，采用多稳定器完成下部稳斜段。 大位移（A≥400m） 上提造斜点至上部环河、华池地层。二开用Φ222mm钻头复合钻进，至造斜点按设计方位造出2-3度左右井斜，采用相对高的钻压。这种做法的主要目的在于在上部地层延长正向位移，通过上部井段将位移缩短100m以内，然后通过二次滑动完成井斜、方位调整。在这一过程中要充分考虑洛河地层强降方位的地层特性，一般超前角取10～20度，其实质在于：通过二开后的小幅度调整，利用800～1300m的小斜井段增加正向位移，将位移较大的井变成位移较小的井进行施工。降低施工难度，提高钻井速度。这一方案稳斜段设计井斜角18～20度。后续井段采用双稳定器或多稳定器。 在优化剖面设计的同时，我们及时分析总结已钻井的规律，及时做到设计的细化： ⑴ 各钻井队由于钻具外径和内径不尽相同，增斜率有一定的差别，设计时应考虑差异，做到设计增斜率与实际施工相符。 ⑵ 根据不同区块地层统计增斜率的差别，及时调整设计增斜率，以提高剖面符合率。 ⑶ 根据位移不同，在控制最大井斜角的前提下，综合考虑稳斜段长度及不同地层的影响因素，进行剖面细化设计。 ⑷ 根据单弯螺杆弯曲角度的不同，