李文霞， 王居賀， 王治國(guó)， 楊衛(wèi)星， 史玉才

（1.中國(guó)石化西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院, 新疆烏魯木齊 830011；2.中國(guó)石化縫洞型油藏提高采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室, 新疆烏魯木齊830011；3.中國(guó)石化西北油田分公司石油工程監(jiān)督中心, 新疆輪臺(tái) 841600；4.中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院, 山東青島 266580）

順北油氣田位于塔里木盆地北部順托果勒低隆起，由一系列沿?cái)嗔褞Х植?、埋深大? 000 m的碳酸鹽巖斷溶體海相油氣藏組成，主要采用超深小井眼中短半徑水平井進(jìn)行開發(fā)[1–6]。由于儲(chǔ)層埋藏深（7 500～8 500 m）、井底溫度高（160～200 ℃）[7]、壓力高（90～160 MPa），鉆進(jìn)下部井段（含下部造斜段及水平段）時(shí)MWD儀器故障率超過50 %，個(gè)別井中MWD儀器無法工作[8–10]。該情況下，不僅鉆具組合中不能連接MWD儀器，也不能用多點(diǎn)測(cè)斜儀和“吊測(cè)”方式監(jiān)測(cè)井眼軌跡，僅能在每趟鉆起鉆時(shí)采用多點(diǎn)測(cè)斜儀和“投測(cè)”方式測(cè)量井眼軌跡，然后依據(jù)測(cè)量結(jié)果和待鉆井眼軌道設(shè)計(jì)確定下一趟鉆的鉆具組合和鉆進(jìn)參數(shù)。目前，國(guó)內(nèi)陸上鉆水平井時(shí)主要采用“MWD+彎螺桿鉆具”組成的滑動(dòng)導(dǎo)向鉆進(jìn)系統(tǒng)，采用滑動(dòng)鉆進(jìn)和復(fù)合鉆進(jìn)交替進(jìn)行的方式實(shí)現(xiàn)井眼軌跡控制[3，11–15]。無 MWD 儀器可用時(shí)只能采用常規(guī)鉆具組合進(jìn)行旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)，或者彎螺桿鉆具組合進(jìn)行復(fù)合鉆進(jìn)?，F(xiàn)有文獻(xiàn)尚未系統(tǒng)探討超深高溫水平井下部井段無MWD儀器可用時(shí)井眼軌跡控制的技術(shù)方法。鑒于此，筆者給出了順北油氣田超深高溫水平井井眼軌道設(shè)計(jì)與井眼軌跡控制一體化技術(shù)方案、復(fù)合鉆進(jìn)井斜角變化率預(yù)測(cè)方法，以降低順北油氣田超深高溫水平井井眼軌跡控制難度，提高鉆井效率。

1 井眼軌跡控制技術(shù)難點(diǎn)

順北油氣田超深高溫水平井以四開井身結(jié)構(gòu)為主，其中四開井段為定向井段，多采用?149.2 mm井眼。由于儲(chǔ)層埋藏深（7 500～8 500 m）、井底溫度高（160～200 ℃）、地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜（碳酸鹽巖斷溶體）、井眼直徑?。?49.2 mm）、造斜率高（（18°～24°）/30 m），井眼軌跡控制存在以下技術(shù)難點(diǎn)[3–4, 8–10, 13]：

1）鉆柱摩阻大，滑動(dòng)鉆進(jìn)時(shí)工具面調(diào)整困難。例如，SBP1H 井鉆至井深 8 304 m 時(shí)下放摩阻達(dá)280 kN，滑動(dòng)鉆進(jìn)時(shí)調(diào)整工具面十分困難。順北油氣田有部分超深高溫水平井滑動(dòng)鉆進(jìn)時(shí)調(diào)整工具面平均用時(shí)2～3 h/次，不僅影響純鉆時(shí)效，還導(dǎo)致造斜率難以滿足設(shè)計(jì)要求。

2）井眼軌道設(shè)計(jì)過于簡(jiǎn)單，螺桿鉆具的造斜能力匹配難度大。例如，現(xiàn)有井眼軌道多為單一圓弧軌道，設(shè)計(jì)造斜率（18°～24°）/30 m，需要使用大彎角螺桿鉆具（>1.75°）進(jìn)行定向造斜。由于大彎角螺桿鉆具（>1.75°）不允許進(jìn)行復(fù)合鉆進(jìn)，不能采用滑動(dòng)鉆進(jìn)和復(fù)合鉆進(jìn)交替進(jìn)行的方式調(diào)整造斜率，若滑動(dòng)鉆進(jìn)時(shí)的實(shí)際造斜率與設(shè)計(jì)造斜率有較大偏差，就需要起鉆更換鉆具組合。順北油氣田超深水平井起下鉆用時(shí)較長(zhǎng)（平均約50 h），頻繁起鉆更換鉆具組合會(huì)造成鉆井周期增長(zhǎng)。

3）MWD儀器故障率高，有時(shí)無MWD儀器可用，井眼軌跡控制難度大。例如，SHB16X井四開?149.2 mm側(cè)鉆井眼僅第1趟鉆MWD儀器正常工作，第2—第6趟鉆均不能正常工作；從第7趟鉆開始無MWD儀器可用，只能采用單彎螺桿鉆具組合進(jìn)行復(fù)合鉆進(jìn)，控制井斜角變化。為避免井眼軌跡出現(xiàn)較大偏差而影響中靶，每趟鉆僅鉆進(jìn)100 m就需起鉆，利用多點(diǎn)測(cè)斜儀測(cè)量井眼軌跡參數(shù)。

2 井眼軌跡控制技術(shù)

為降低超深高溫水平井的井眼軌跡控制難度，提高鉆井效率，解決無MWD儀器可用的問題，應(yīng)對(duì)井眼軌道設(shè)計(jì)與井眼軌跡控制進(jìn)行一體化規(guī)劃，并在每趟鉆下鉆前準(zhǔn)確預(yù)測(cè)和調(diào)控井斜角變化率。

2.1 超深高溫水平井井眼軌道優(yōu)化設(shè)計(jì)

順北油氣田超深高溫水平井鉆井過程中，MWD儀器故障率比較高，造斜段第一趟鉆應(yīng)采用大彎角螺桿鉆具和MWD儀器進(jìn)行定向造斜，在MWD儀器出故障之前以較高的造斜率盡快增大井斜角，以便下部造斜段無MWD儀器時(shí)能夠采用緩增斜鉆具組合和旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)方式準(zhǔn)確入靶。該情況下最適合將超深高溫水平井井眼軌道設(shè)計(jì)成造斜率“前高后低”的多圓弧軌道。

考慮到超深高溫水平井井眼直徑較小、靶前位移和造斜段均相對(duì)較短，設(shè)置1個(gè)高造斜率增斜段和2個(gè)緩增斜段，井眼軌道基本形式為“直—高增（造斜率（18°～24°）/30 m）—緩增 1（造斜率 3.0°/30 m左右）—緩增2（造斜率1.0°/30 m左右）—穩(wěn)”。與文獻(xiàn)[13]僅設(shè)置1個(gè)緩增斜段相比，設(shè)置2個(gè)緩增段既能彌補(bǔ)螺桿鉆具組合滑動(dòng)鉆進(jìn)造斜率與設(shè)計(jì)造斜率的偏差，還能彌補(bǔ)螺桿鉆具組合復(fù)合鉆進(jìn)造斜率與設(shè)計(jì)造斜率的偏差，無MWD儀器可用時(shí)能夠顯著降低超深高溫水平井的中靶難度。

從以上結(jié)論可知，圣女果隨貯藏時(shí)間的延長(zhǎng)，不同壓縮特性參數(shù)的變化趨勢(shì)不太一致。剛度和屈服極限隨貯藏時(shí)間的延長(zhǎng)總體呈逐漸上升的趨勢(shì)，但變化幅度不是很大；變形能隨貯藏時(shí)間延長(zhǎng)呈逐漸下降的趨勢(shì)；破裂極限和破壞能隨貯藏時(shí)間變化比較復(fù)雜，在貯藏最后3天達(dá)到最大值。

2.2 超深高溫水平井鉆具組合優(yōu)化

2.2.1 定向造斜鉆具組合

第一趟鉆推薦采用單彎單穩(wěn)定器螺桿鉆具組合和MWD儀器進(jìn)行定向造斜，盡可能以較高造斜率盡快增大井斜角，為下部井段換用緩增斜鉆具組合和旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)創(chuàng)造有利條件。推薦采用彎角2.0°左右（1.75°～2.5°）的螺桿鉆具，全部采用滑動(dòng)鉆進(jìn)方式鉆進(jìn)。與單彎無穩(wěn)定器螺桿鉆具組合相比，單彎單穩(wěn)定器螺桿鉆具組合有助于穩(wěn)定工具面，提高定向鉆進(jìn)效率。與單彎雙穩(wěn)定器螺桿鉆具組合相比，單彎單穩(wěn)定器螺桿鉆具組合能夠以較高的造斜率快速增斜，有助于在MWD儀器出現(xiàn)故障前獲得較大的井斜角，降低下部井段井眼軌跡的控制難度。

2.2.2 緩增斜段及水平段鉆具組合

第一趟鉆定向造斜，從第二趟鉆開始不再使用MWD儀器，原則上采用由鉆柱穩(wěn)定器和鉆鋌組成的常規(guī)鉆具組合（包括緩增斜、穩(wěn)斜、緩降斜）進(jìn)行旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)（轉(zhuǎn)盤或頂驅(qū)），或采用彎螺桿鉆具組合進(jìn)行復(fù)合鉆進(jìn)。對(duì)于超深高溫水平井，采用常規(guī)鉆具組合進(jìn)行旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)時(shí)，轉(zhuǎn)速通常較低，不利于提高鉆井速度；穩(wěn)定器數(shù)量較少時(shí)不利于穩(wěn)方位，穩(wěn)定器數(shù)量較多時(shí)卡鉆風(fēng)險(xiǎn)高。該情況下最適合采用彎螺桿鉆具組合進(jìn)行復(fù)合鉆進(jìn)。

通過優(yōu)化鉆具組合和鉆進(jìn)參數(shù)，采用單彎螺桿鉆具組合進(jìn)行復(fù)合鉆進(jìn)能夠獲得緩增斜、穩(wěn)斜、緩降斜的效果。通常情況下，緩增斜段1的造斜率在3.0°/30 m左右，推薦采用單彎無穩(wěn)定器螺桿鉆具組合或單彎單穩(wěn)定器螺桿鉆具組合，螺桿鉆具彎角1.25°～1.5°，加較大的鉆壓進(jìn)行復(fù)合鉆進(jìn)；緩增斜段2的造斜率在1.0°/30 m左右，推薦采用單彎雙穩(wěn)定器螺桿鉆具組合或單彎單穩(wěn)定器螺桿鉆具組合，螺桿鉆具彎角1.25°～1.5°，加中等鉆壓進(jìn)行復(fù)合鉆進(jìn)。水平段的鉆具組合可參考緩增斜段2：當(dāng)井眼穩(wěn)定、卡鉆風(fēng)險(xiǎn)較低時(shí)，推薦采用單彎雙穩(wěn)定器螺桿鉆具組合；當(dāng)井眼不穩(wěn)定、卡鉆風(fēng)險(xiǎn)較高時(shí)，推薦采用單彎單穩(wěn)定器螺桿鉆具組合。

2.3 復(fù)合鉆進(jìn)井斜角變化率預(yù)測(cè)分析

無MWD儀器可用時(shí)能否利用彎螺桿鉆具組合的復(fù)合鉆進(jìn)控制井眼軌跡，實(shí)現(xiàn)準(zhǔn)確中靶，關(guān)鍵在于下鉆前準(zhǔn)確預(yù)測(cè)復(fù)合鉆進(jìn)時(shí)的井斜角變化率，根據(jù)井眼軌跡控制要求優(yōu)化鉆具組合和鉆進(jìn)參數(shù)。

2.3.1 井斜角變化率預(yù)測(cè)方法

目前有多種方法預(yù)測(cè)彎螺桿鉆具組合滑動(dòng)鉆進(jìn)時(shí)的造斜率，如“三點(diǎn)定圓法”[16–18]、“平衡曲率法”[19–20]、“極限曲率法”[19–20]、“平衡趨勢(shì)法”[21–22]等，但是尚無預(yù)測(cè)復(fù)合鉆進(jìn)井斜角變化率的方法。筆者借鑒文獻(xiàn)[20]給出的鉆具組合力學(xué)模型、文獻(xiàn)[21–22]給出的平衡趨勢(shì)造斜率預(yù)測(cè)方法，分別預(yù)測(cè)出滑動(dòng)鉆進(jìn)時(shí)全力增斜對(duì)應(yīng)的造斜率K0（正值）、全力降斜對(duì)應(yīng)的造斜率K180（負(fù)值），然后取二者的平均值作為復(fù)合鉆進(jìn)時(shí)的井斜角變化率Kr。

圖1 鉆進(jìn)趨勢(shì)角示意Fig.1 Drilling trending angle

若鉆進(jìn)趨勢(shì)角Ar≠0，則待鉆井眼曲率將增大（Ar>0 ） 或減?。ˋr<0）；隨著待鉆井眼長(zhǎng)度增長(zhǎng)，鉆進(jìn)趨勢(shì)角 |Ar|將會(huì)越來越??；當(dāng)鉆進(jìn)趨勢(shì)角Ar=0時(shí)，待鉆井眼曲率將不再變化，即為給定鉆井條件對(duì)應(yīng)的造斜率。平衡趨勢(shì)造斜率預(yù)測(cè)方法集成了鉆具組合力學(xué)分析模型、鉆頭與地層交互作用模型，能夠綜合分析鉆具組合、鉆頭、地層及鉆進(jìn)參數(shù)對(duì)造斜率的影響。

2.3.2 影響因素及影響規(guī)律分析

單彎單穩(wěn)定器螺桿鉆具組合為?149.2 mm PDC鉆頭+?120.7 mm帶穩(wěn)定器單彎螺桿+單流閥+?120.7 mm無磁鉆鋌。螺桿鉆具型號(hào)5LZ120×7.0，本體直徑 120.7 mm；穩(wěn)定器直徑 146.0 mm，穩(wěn)定器距離鉆頭中心 0.74 m；螺桿彎角 1.25°～1.5°，彎角中心距離螺桿穩(wěn)定器中心0.65 m；鉆壓50 kN；鉆頭各向異性指數(shù)0.05。

1）螺桿彎角對(duì)井斜角變化率的影響規(guī)律。模擬計(jì)算采用不同彎角螺桿時(shí)的井斜角變化率，結(jié)果如圖2所示。從圖2可以看出：?jiǎn)螐潌畏€(wěn)定器螺桿鉆具組合滑動(dòng)鉆進(jìn)時(shí)的造斜率（全力降斜取絕對(duì)值，下同）隨彎角增大而顯著增大，復(fù)合鉆進(jìn)時(shí)的井斜角變化率隨彎角增大而減??；鉆壓50 kN條件下，1.5°螺桿鉆具滑動(dòng)鉆進(jìn)時(shí)的造斜率約 19.0°/30 m、復(fù)合鉆進(jìn)時(shí)的井斜角變化率約 2.4°/30 m，1.25°螺桿鉆具滑動(dòng)鉆進(jìn)時(shí)的造斜率約17.0°/30 m、復(fù)合鉆進(jìn)時(shí)的井斜角變化率約 2.7°/30 m。

圖2 螺桿彎角對(duì)井斜角變化率的影響Fig.2 The effect of PDM bent angle on well inclination variation rates

2）螺桿穩(wěn)定器直徑對(duì)井斜角變化率的影響規(guī)律。模擬計(jì)算螺桿自帶不同直徑穩(wěn)定器時(shí)的井斜角變化率，結(jié)果如圖3所示。從圖3可以看出，單彎單穩(wěn)定器螺桿鉆具組合滑動(dòng)鉆進(jìn)時(shí)的造斜率隨螺桿自帶穩(wěn)定器直徑增大有所減小，復(fù)合鉆進(jìn)時(shí)的井斜變化率隨螺桿自帶穩(wěn)定器直徑增大明顯減小。

圖3 螺桿穩(wěn)定器直徑對(duì)井斜角變化率的影響Fig.3 The effect of PDM stabilizer diameter on well inclination variation rates

3）鉆壓對(duì)井斜角變化率的影響規(guī)律。模擬計(jì)算不同鉆壓下單彎單穩(wěn)定器螺桿鉆具組合的井斜角變化率，結(jié)果如圖4所示。從圖4可以看出：?jiǎn)螐潌畏€(wěn)定器螺桿鉆具組合滑動(dòng)鉆進(jìn)時(shí)的造斜率、復(fù)合鉆進(jìn)時(shí)的井斜角變化率均隨鉆壓增大而增大；鉆壓對(duì)復(fù)合鉆進(jìn)時(shí)井斜角變化率的影響顯著。

圖4 鉆壓對(duì)井斜角變化率的影響Fig.4 The effect of weight on bit (WOB) on well inclination variation rates

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

順北油氣田超深高溫水平井因?yàn)闇囟雀?，造成MWD儀器故障率高，導(dǎo)致下部井段無MWD儀器可用，于是對(duì)井眼軌道進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，采用上文推薦的鉆具組合和鉆進(jìn)參數(shù)，并準(zhǔn)確預(yù)測(cè)和調(diào)控井斜角變化率，控制了井眼軌跡，實(shí)現(xiàn)了準(zhǔn)確中靶。下面以SHB16X井?149.2 mm側(cè)鉆井眼為例，介紹超深高溫水平井井眼軌跡控制技術(shù)的具體應(yīng)用情況。

3.1 鉆井設(shè)計(jì)與施工概述

SHB16X井四開井眼直徑為149.2 mm，原設(shè)計(jì)完鉆井深 6 759.41 m（垂深 6 680.00 m），第一次加深至井深 6 865.00 m（垂深 6 767.99 m），第二次準(zhǔn)備加深至井深 7 471.47 m（垂深 7 350.00 m）。但鉆至井深7 086.00 m時(shí)短起下過程中發(fā)生卡鉆，處理卡鉆之后井內(nèi)有落魚，根據(jù)地質(zhì)要求回填側(cè)鉆。

根據(jù)上文的井眼軌道優(yōu)化設(shè)計(jì)方法設(shè)計(jì)了SHB16X井側(cè)鉆井眼的軌道，結(jié)果見表1。該井從井深6 374.00 m開始，共用6種鉆具組合、8趟鉆鉆至井深7 060.00 m完鉆，各趟鉆的鉆進(jìn)情況見表2。由表2可知，除了第1趟鉆MWD儀器正常工作外，第2—第6趟鉆MWD儀器均出現(xiàn)故障，鉆井現(xiàn)場(chǎng)已經(jīng)無MWD儀器可用，第7趟和第8趟鉆只能采用上文推薦的單彎單穩(wěn)定器螺桿鉆具鉆具進(jìn)行復(fù)合鉆進(jìn)，控制井眼軌跡。

表1 SHB16X井側(cè)鉆井眼軌道設(shè)計(jì)結(jié)果Table 1 Well SHB16X sidetrack wellbore trajectory design

表2 SHB16X井側(cè)鉆8趟鉆鉆進(jìn)情況Table 2 Summary of 8 runs of sidetracking in Well SHB16X

3.2 復(fù)合鉆進(jìn)效果分析

由于第2—第6趟鉆MWD儀器均出現(xiàn)故障，于是從第7趟鉆開始采用單彎單穩(wěn)定器螺桿鉆具組合進(jìn)行復(fù)合鉆進(jìn)，繼續(xù)增斜。根據(jù)復(fù)合鉆進(jìn)井斜角變化率預(yù)測(cè)結(jié)果優(yōu)化鉆具組合及鉆進(jìn)參數(shù)，將井斜角變化率控制在（2°～3°）/30 m，每趟鉆每鉆進(jìn) 100 m就采用多點(diǎn)測(cè)斜儀測(cè)量一次井眼軌跡參數(shù)。

圖5所示為第7趟鉆和第8趟鉆復(fù)合鉆進(jìn)井斜角變化率與井深對(duì)應(yīng)關(guān)系。從圖5可以看出：第7 趟鉆復(fù)合鉆進(jìn)增斜率最高 2.82°/30 m，平均 2.22°/30 m；第 8 趟鉆復(fù)合鉆進(jìn)增斜率最高 3.00°/30 m，平均1.99°/30 m；復(fù)合鉆進(jìn)增斜效果較好，達(dá)到了預(yù)期增斜目標(biāo)，也與上文預(yù)測(cè)結(jié)果一致。

圖5 復(fù)合鉆進(jìn)效果分析Fig.5 Well inclination variation rates of compound drilling at different depths

此外，第8趟鉆前半程復(fù)合鉆進(jìn)增斜較快，與上文預(yù)測(cè)結(jié)果一致；后半程復(fù)合鉆進(jìn)增斜較慢，與上文預(yù)測(cè)結(jié)果有較大偏差。結(jié)合SHB16X井地質(zhì)資料分析，可能原因有2個(gè)：1）地層傾角、傾向、均質(zhì)性發(fā)生較大變化；2）下部地層有硅質(zhì)成分，鉆頭磨損后側(cè)向切削力降低。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1）順北油氣田超深高溫水平井適合采用造斜率“前高后低”的多圓弧軌道，推薦采用“直—高增—緩增1—緩增2—穩(wěn)”的井眼軌道。

2）利用平衡趨勢(shì)造斜率預(yù)測(cè)方法分別預(yù)測(cè)出單彎單穩(wěn)定器螺桿鉆具組合全力增斜和全力降斜對(duì)應(yīng)的造斜率，取二者的平均值作為復(fù)合鉆進(jìn)井斜角變化率是可行的。

3）對(duì)于順北油氣田超深高溫水平井無MWD儀器可用的下部高溫井段，可采用單彎單穩(wěn)定器螺桿鉆具組合進(jìn)行復(fù)合鉆進(jìn)，控制井眼軌跡，但下鉆前需根據(jù)復(fù)合鉆進(jìn)井斜角變化率預(yù)測(cè)結(jié)果優(yōu)化鉆具組合和鉆進(jìn)參數(shù)。