滩海大位移井眼轨迹导向控制技术.pdfVIP

中国化 工 贸 易 第5瓤 |： ChinaChemicalTrade 石 油 化 工 2012年 5晁 滩海大位移井眼轨迹导向控制技术 何炳振 周宝义 张立敏 窦同伟 。王长在 刘川都 孙锁栋 (1．大港油田公司勘探事业部。天津 300280 2．大港油田公司第三采油厂，天津 300280 3．大港油 田公司石油工程研究院。天津 300280 4．大港油田公司油藏评价部，天津 300270 5．大港油田公司滩海开发公司 ，天津 300280 6．大港油 田公司第一采油厂，天津 300280) 摘 要：应用大位移钻井技术大港滩海开发公司在庄海4×1平台共钻成 13口水垂比大于2大位移井，其中造斜井眼及大角度稳斜井段采用常规 导向控制技术顺利钻这 目标 。本文分析了大位移水平井钻井技术难点，通过现场应用大位移水平井井眼轨迹控制技术、PDC钻头钻井技术、稳定器预 测最大安全钻压控制技术，并结合现场实践经验得出了采用常规导向技术钻大位移井可行性结论。。 关键词：大位移水平井 常规导向 稳定器 PDC 疲劳 安全钻压 大港油 田大位移 井 由于地 质靶点位移及 防碰 安全 需要 ，造斜 选 在 旋转导向钻具往往难以通过超过狗腿角为4。／30m井眼直接导致此类钻其倒划 100m一200m浅层，上部疏松地层流砂不适用刚性强的旋转导向设备造斜施工， 眼，卡钻事故频繁，而采用常规导向组合由于下部刚性钻铤长度短只有 20m 易 加之软地层井眼支撑能力弱，降低了旋转导向增斜侧向力，无法保证一个正常 通过造斜率高的曲率井眼，另外采用合理的欠稳定器可以通过钻压的改变可实 的造斜率 ，导致井眼的控制失败 。通过经验总结，通常上部采用常规导向组合 现导向增降斜 目的。 控制轨迹，而在水平井眼采用旋转导向作业取得了较好的效果。 1．选择小角度单弯马达造斜 一 、 大位移井眼轨迹控制难点 大港滩海大位移井 目标垂深浅，上部井眼造斜首先保证单弯马达能发挥正 1．地层因素 常的造斜率并且能呈受高达 120—150rpm顶驱钻速 ，由于超过 1．5。弯角的马达 埕海一区浅层大位移井靶点垂深埋深为 1050m一1550m，二区沙河街地层 目 厂家不允许高转速，而常规 1．25。角度马达在直斜段初期造斜率低较难达设计 标靶点埋深2600m一2800m，上部明化、馆陶地层岩性胶结泥质含量为 1—15％， 2-30／30m要求。通过技术革新采用短弯距及带近钻头稳定器螺杆钻具，能实现 地层渗透率较高油层渗透率超过 1000md毫达西属于高渗透地层，平均空隙度 在相同的马达角度及本体稳定器尺寸的情况下，获得一个相对高的造斜能力。 超过35％。由于上部地层浅加之大排量冲蚀，实钻施工中地层会 因支撑力不足 2．选择与地层匹配定向PDC钻头 因素，降低单弯钻具的侧向力，造成单弯钻头稳定器发挥不 出杠杆增斜效果， PDC钻头在砂泥岩地层机械钻速高、钻头工作寿命长、耐高温能力强于牙 使井眼定向造斜困难。 轮钻头，更适合定向井、水平井施工。随着机算机技术在设计 中的成功应用 ， 2．设计因素 低速高功率的马达应用，PDC钻头显示出它的的优势。 我油田的大位移井设计造斜率相对国外设计标准值