羅 軍，褚清琳，溫 煒

（西北油田分公司石油工程監(jiān)督中心，新疆輪臺841000）

1 順北油田基本情況概述

順北油田位于順托果勒低隆北緣地區(qū)，主力油氣層為奧陶系一間房組。

順北1斷裂帶附近發(fā)育各類大小儲集體，為有效溝通順北1主斷裂帶及周圍儲集體，西北石油局繼順北-A1H井后又部署了順北-A2H、順北-A4H、順北-A5H、順北-A6H、順北-A7H及順北-A3側(cè)鉆井。

順北油田儲層埋藏深，一般完鉆垂深超過7300m，斜深超過7700m，井身結(jié)構(gòu)以四級結(jié)構(gòu)水平井為主要設(shè)計(jì)，四開井段直接定向，井眼大小為120.65mm，四開鉆具組合采用4″+3-1/2″結(jié)構(gòu)，地層溫度160℃左右，對定向技術(shù)有較高要求。以順北-A2H、順北-A4H井為例，其四級井身結(jié)構(gòu)見表1。

2 定向技術(shù)難點(diǎn)分析

表1 順北-A2H、順北-A4H井身結(jié)構(gòu)表

2.1 超深小井眼定向施工風(fēng)險(xiǎn)大

順北油田四開側(cè)鉆點(diǎn)井深均在7300m以上，鉆頭尺寸為120.65mm，鉆具采用4″+3-1/2″小鉆具組合，鉆具剛性強(qiáng)度弱，在井深超過7700m進(jìn)行定向施工，極易發(fā)生鉆具疲勞斷裂等故障，同時(shí)定向接頭等專用工具也是鉆具組合中的斷裂弱點(diǎn)，而一旦發(fā)生鉆具故障，在120.65mm的小井眼中，尚無配套打撈工具，故障后處理手段有限，只能是采取回填側(cè)鉆，經(jīng)濟(jì)損失較大。

2.2 地層巖性復(fù)雜，造斜困難

順北油田奧陶系含硅質(zhì)團(tuán)塊分布，硅質(zhì)團(tuán)塊在地層中分布具有非均質(zhì)性和隨機(jī)性,硅質(zhì)團(tuán)塊質(zhì)地較硬，可鉆性較差，在鉆進(jìn)過程中具體體現(xiàn)就是對鉆頭磨損嚴(yán)重，保徑齒與切削齒均較嚴(yán)重的磨損，此時(shí)鉆時(shí)較慢，最終導(dǎo)致造斜段造斜率不足。

順北油田定向井均為短半徑水平井，平均全角變化率達(dá)25°～30°/30m，為確保準(zhǔn)確進(jìn)入A點(diǎn)，后期采用大度數(shù)螺桿造斜。造成造斜段局部全角變化率偏大，鉆進(jìn)過程中全角變化率情況見表2。

順北油田順北1斷裂帶附近儲集體發(fā)育，水平段鉆進(jìn)期間鉆遇儲集體或裂縫自然造斜率高影響井眼軌跡。為確保井眼軌跡在設(shè)計(jì)靶框范圍內(nèi)只能采取復(fù)合+定向鉆進(jìn)模式進(jìn)行施工，水平段施工軌跡見圖1。

表2 順北油田造斜段各趟鉆情況

圖1 順北1-4H井水平投影圖

造斜段及定向段頻繁調(diào)整井眼軌跡，局部全角變化率偏大，3-1/2″小鉆具在井眼中不能有效傳遞扭矩，導(dǎo)致定向施工擺放工具面困難。

2.3 井底溫度高，對定向工具、MWD性能要求較高

順北油田各井井底靜止溫度一般高達(dá)160℃，實(shí)鉆循環(huán)溫度150°C左右，井下高溫環(huán)境加快橡膠老化，易導(dǎo)致螺桿脫膠同時(shí)對儀器穩(wěn)定性是巨大考驗(yàn)。

3 解決措施

3.1 嚴(yán)格鉆具使用管理

對順北油田鉆具使用從嚴(yán)要求，目的層4″及以下尺寸小鉆具使用年限需在2年以內(nèi)，使用全新接頭。加密探傷檢測，對存在隱患的鉆具堅(jiān)決禁止入井；定向用螺桿使用全新螺桿，禁止使用修復(fù)螺桿、舊螺桿，嚴(yán)格控制螺桿入井使用時(shí)間，在廠家推薦使用時(shí)間的基礎(chǔ)上保留余量，加強(qiáng)實(shí)鉆過程中參數(shù)觀察記錄，從根源上預(yù)防鉆具故障。順北油田目的層施工未出現(xiàn)一起鉆具故障。

3.2 多措施加強(qiáng)軌跡控制

順北油田定向井均為短半徑水平井，定向鉆進(jìn)時(shí)利用WMD測斜儀器加密測斜，及時(shí)對軌跡進(jìn)行監(jiān)控，針對信號衰減快的現(xiàn)象，要求廠家技術(shù)人員駐井指導(dǎo)儀器信號接收調(diào)試，確保有效信號的采集解編。優(yōu)選抗高溫、大扭矩、低轉(zhuǎn)速動力鉆具，選擇2.5°～3°螺桿造斜，造斜段前期造斜率走設(shè)計(jì)上線，為造斜段留有余量，以應(yīng)對鉆遇硅質(zhì)團(tuán)塊造斜率偏低情況。

3.3 嚴(yán)格入井MWD及螺桿選擇

MWD的抗高溫性能是決定順北油田定向施工的關(guān)鍵因素，該油田在施工中選擇國外進(jìn)口MWD，抗高溫性能175℃，同時(shí)優(yōu)選使用年限短、新度較高的儀器，并對內(nèi)部耐溫易耗元器件進(jìn)行更換，確保儀器工作正常；同時(shí)選取180℃抗高溫螺桿，避免螺桿因耐溫不足導(dǎo)致脫膠的現(xiàn)象發(fā)生。

3.4 優(yōu)選鉆具組合及施工參數(shù)

四開定向井段鉆具組合采用?120.65mmPDC+?95mm螺桿+單流閥+接頭+88.9mm無磁鉆鋌+懸掛短節(jié)+接頭+211×HT310+?88.9mm非標(biāo)鉆桿×16根+HT311×310+?88.9mm加重鉆桿+?101.6mm鉆桿，鉆壓控制在 20～40kN，排量 8～11L/s，泵壓 17.5～21MPa，優(yōu)選使用PDC鉆頭直接定向造斜，通過控制鉆井參數(shù)達(dá)到定向造斜率要求。在鉆遇硅質(zhì)團(tuán)塊夾層時(shí)鉆具組合中調(diào)整螺桿度數(shù)，螺桿一般選擇較設(shè)計(jì)造斜率高2～3個(gè)級別，改用小鉆壓滑動鉆進(jìn)，鉆壓調(diào)整為10～20kN，排量及泵壓保持小范圍變化，減小鉆具組合橫向震動對MWD帶來的損害，在通過硅質(zhì)團(tuán)塊夾層時(shí)再恢復(fù)鉆壓鉆進(jìn)。

4 應(yīng)用實(shí)例

順北-A2H井井身結(jié)構(gòu)為四開制水平井，四開井段直接定向，各開次井深及鉆頭尺寸見表1。該井側(cè)鉆井深為7484m，側(cè)鉆段鉆具組合采用?120.65mmP?DC+?95mm螺桿2°+浮閥+坐鍵接頭+無磁加重鉆桿+懸掛短節(jié)+?88.9mm鉆桿+?101.6mm鉆桿，側(cè)鉆一次成功。

該井施工共計(jì)6趟鉆，使用抗180℃高溫?95mm小螺桿6根，最高工作時(shí)間40h，未出現(xiàn)螺桿故障；選用進(jìn)口耐溫175℃的MWD儀器，累計(jì)入井6趟，未出現(xiàn)儀器異常現(xiàn)象。在鉆遇硅質(zhì)團(tuán)塊地層鉆時(shí)慢，造斜率偏低，來回更換大度數(shù)螺桿，直至通過硅質(zhì)團(tuán)塊夾層，才恢復(fù)正常鉆進(jìn)，各趟鉆施工概況見表3。

表3 順北-A2H井全井施工情況

本井通過嚴(yán)格鉆具入井管理，根據(jù)鉆遇地層實(shí)際情況合理優(yōu)化鉆井參數(shù)，通過加密測斜確保軌跡滿足施工設(shè)計(jì)，同時(shí)優(yōu)選抗高溫螺桿、MWD，成功完成了四開定向開次施工，整開次施工安全零故障。

5 認(rèn)識與建議

（1）超深井小井眼定向施工，嚴(yán)把入井鉆具關(guān)，嚴(yán)格控制鉆井參數(shù)，及時(shí)根據(jù)參數(shù)變化判斷井下情況，防止井下事故發(fā)生。

（2）短半徑定向井施工，前期造斜率按照設(shè)計(jì)上限，為后期造斜率偏低時(shí)留足調(diào)整余量，在鉆進(jìn)過程中及時(shí)監(jiān)控井身軌跡，根據(jù)實(shí)鉆情況合理調(diào)整軌跡，每鉆進(jìn)50m進(jìn)行一次短程起下鉆工作，確保井眼暢通。

（3）合理選擇定向工具，根據(jù)該油田地溫梯度及壓力梯度選擇抗高溫高壓儀器及螺桿。目前國內(nèi)現(xiàn)有的MWD抗高溫儀器最高耐溫175℃，在該油田使用溫度上線余量略顯不足，研發(fā)耐溫200℃及以上MWD市場前景廣闊。

（4）順北油田超深小井眼定向施工經(jīng)驗(yàn)的總結(jié)積累，對國內(nèi)其他油田在小井眼中定向技術(shù)難點(diǎn)分析及對策的制定上具有借鑒意義。

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