李 凡 王曉鵬 張 海 趙少偉

（1.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司監(jiān)督監(jiān)理技術(shù)公司）

渤海D油田開發(fā)過程中，由于受到航道等因素影響，致使該油田WHPA平臺(tái)移位，由此產(chǎn)生了3口大位移水平井作業(yè)。大位移水平井施工難度大［1－4］，對(duì)設(shè)備能力要求高，但現(xiàn)有的鉆井船資源都無法滿足在該平臺(tái)插樁就位，只能使用升級(jí)過的渤海D油田WHPA鉆修機(jī)來完成3口大位移水平井作業(yè)，而鉆修機(jī)設(shè)備能力是制約鉆井工程順利進(jìn)行的關(guān)鍵因素［5］。

渤海D油田構(gòu)造為一發(fā)育在渤東低凸起北端的斷裂半背斜，構(gòu)造近北東向展布，明下段2個(gè)油組頂面的構(gòu)造形態(tài)相似，其中明化鎮(zhèn)Ⅰ油組頂面高點(diǎn)埋深1 070 m，明化鎮(zhèn)Ⅱ油組頂面高點(diǎn)埋深1 185 m，分為上下2個(gè)部分，上部為邊水油藏，下部為底水油藏，對(duì)定向井軌跡中靶精度要求高。另外，該油田鉆遇的地層為平原組和明化鎮(zhèn)組，埋藏較淺，膠結(jié)性差，不利于定向井軌跡控制。

根據(jù)渤海D油田WHPA平臺(tái)設(shè)備能力和定向井軌跡，通過優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)、井眼軌跡設(shè)計(jì)和優(yōu)選鉆井工具與鉆井液體系，保障了大位移水平井安全高效施工；充分利用平臺(tái)有限的空間，完成了對(duì)鉆井固控設(shè)備的改造與完善；應(yīng)用ECD值管理控制技術(shù)和井眼軌跡控制技術(shù)，保持了井眼清潔，滿足了定向井設(shè)計(jì)要求；使用漂浮接箍等固井技術(shù)，降低了下套管作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)，提高了固井質(zhì)量。上述各項(xiàng)鉆井技術(shù)的綜合應(yīng)用，保證了渤海D油田大位移水平井安全順利完鉆，平均節(jié)約工期3.39 d，這在渤海鉆井史上是一次新的技術(shù)突破。本文是對(duì)渤海D油田應(yīng)用鉆修機(jī)完成大位移水平井作業(yè)實(shí)踐的總結(jié)。

1 鉆修機(jī)設(shè)備參數(shù)及施工難點(diǎn)

1.1 鉆修機(jī)設(shè)備參數(shù)

鉆修機(jī)設(shè)備主要包括50D鉆機(jī)（頂驅(qū)轉(zhuǎn)速為0～110 r/min，理論最大連續(xù)輸出扭矩36 k N·m，最大鉤載315 t），泥漿泵（型號(hào)為F－1600）2臺(tái)，振動(dòng)篩2臺(tái)，除砂器、除泥器、離心機(jī)各1臺(tái)，泥漿池總計(jì)體積284 m3，管子堆場(chǎng)總承載力189 t。

1.2 施工難點(diǎn)

（1）鉆修機(jī)設(shè)備能力不足，制約了鉆井工程安全順利施工，主要體現(xiàn)在：①頂驅(qū)實(shí)際連續(xù)輸出扭矩最大值為30 k N·m，而利用Landmark軟件模擬計(jì)算（以A19H井為例），最大扭矩發(fā)生在φ215.9 mm井眼段旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)時(shí)，使用φ127 mm鉆桿最大扭矩為28.2 k N·m，已接近頂驅(qū)最大連續(xù)輸出扭矩，作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)較大。②循環(huán)系統(tǒng)實(shí)際最大承受壓力為22 MPa，而利用Landmark軟件模擬計(jì)算（以A19H井為例），二開 φ311.15 mm 井 眼鉆進(jìn)至井底（井深約3 110 m），鉆井液密度1.17～1.22 g/cm3，機(jī)械鉆速20 m/h，最低排量53 L/s，對(duì)應(yīng)壓力為21.6～22.5 MPa，已超過最大值。③固控設(shè)備中振動(dòng)篩處理能力不足。該平臺(tái)前期振動(dòng)篩僅有2臺(tái)，二開φ311.15 mm井眼鉆進(jìn)中排量降至25 L/s時(shí)還存在跑漿現(xiàn)象。④物料多，現(xiàn)場(chǎng)空間小，后勤供應(yīng)難度大。

（2）穩(wěn)斜角較大，穩(wěn)斜井段長(zhǎng)（表1），攜帶巖屑困難，易形成巖屑床，井眼清潔困難。

（3）鉆遇地層較疏松，造斜及穩(wěn)斜鉆進(jìn)都存在一定難度，且深部鉆進(jìn)摩阻扭矩較高，定向井軌跡控制難度大。

（4）儲(chǔ)層變化大，造成二開著陸和三開水平段鉆進(jìn)時(shí)井眼軌跡調(diào)整大，加大了作業(yè)難度。

（5）井斜大（最大達(dá)到90°），裸眼井段長(zhǎng)，如何保證順利下套管作業(yè)和固井質(zhì)量是大位移水平井作業(yè)的又一難點(diǎn)。

表1 渤海D油田井眼軌跡設(shè)計(jì)與實(shí)鉆數(shù)據(jù)

2 關(guān)鍵技術(shù)措施

2.1 使用設(shè)備優(yōu)化

大位移水平井施工難度大，對(duì)設(shè)備要求高，如何將工程技術(shù)與挖掘設(shè)備潛能措施相結(jié)合，是保證順利施工的關(guān)鍵。具體措施包括：

（1）優(yōu)化作業(yè)流程，通過機(jī)械和物理兩方面減少井內(nèi)摩阻，以降低鉆井扭矩。在機(jī)械方面，適當(dāng)增加倒劃眼短起下鉆及中途循環(huán)，及時(shí)破壞巖屑床，將井內(nèi)巖屑攜帶出井眼，降低井內(nèi)摩阻；在物理方面，鉆進(jìn)中在循環(huán)池直接向井漿中均勻添加塑料小球和液體潤(rùn)滑劑PF－LUBE，且在補(bǔ)充膠液中適當(dāng)增加彈性石墨的含量，以增加鉆井液的潤(rùn)滑性，改善泥餅質(zhì)量。實(shí)際鉆進(jìn)時(shí)一開井段扭矩最大為12 k N·m，二開和三開井段的鉆進(jìn)扭矩均控制在頂驅(qū)所能承受的最大扭矩之下（圖1）。

圖1 渤海D油田大位移水平井二開、三開井段鉆進(jìn)扭矩曲線

（2）針對(duì)固控設(shè)備能力不足的問題，通過對(duì)模塊的結(jié)構(gòu)、載荷和空間布局進(jìn)行勘查，對(duì)除氣器、除砂器位置進(jìn)行優(yōu)化改造，合理利用有限空間，增加了2臺(tái)高效振動(dòng)篩。實(shí)際二開φ311.15 mm井眼鉆進(jìn)作業(yè)期間，4臺(tái)振動(dòng)篩復(fù)配使用120目和84目篩布，鉆井液有害固相得到了有效控制，且循環(huán)排量不受振動(dòng)篩處理能力限制，鉆井液攜帶能力得到了提高，全井段最大程度的使用固控設(shè)備，既保證了井下安全，又降低了鉆井液成本。

（3）通過優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，將一開加深鉆進(jìn)至1 150 m 左右，二開φ244.48 mm 套管分2次吊裝至堆場(chǎng)并分2次下入，這樣既解決了管子堆場(chǎng)承載力有限的問題，降低了下φ244.48 mm套管作業(yè)的風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)減少了二開裸眼段的長(zhǎng)度，為二開安全順利鉆進(jìn)奠定了基礎(chǔ)。

2.2 井眼軌跡控制

（1）一開井段采用單彎1.5°的馬達(dá)和φ308.0 mm 扶正器的選配，其鉆具組合為：φ444.5 mm PDC鉆頭＋φ244.5 mm 馬達(dá)（彎角1.5°）＋φ203.2 mm浮閥＋φ308.0 mm 扶正器＋φ203.2 mm 非磁鉆鋌＋隨鉆測(cè)斜儀＋φ203.2 mm非磁鉆鋌＋φ203.2 mm機(jī)械震擊器＋配合接頭＋φ127.0 mm加重鉆桿×14。直井段采用輕壓吊打方法保證井眼垂直。鉆進(jìn)至造斜起始點(diǎn)，采用低排量45L/s滑動(dòng)造斜鉆進(jìn)；井斜角大于10°以后，根據(jù)造斜率情況適當(dāng)調(diào)整循環(huán)排量，定向鉆進(jìn)至一次造斜終點(diǎn)1 000 m左右，井斜約75°；穩(wěn)斜鉆進(jìn)期間，地層以砂巖為主，膠結(jié)疏松，旋轉(zhuǎn)穩(wěn)斜鉆進(jìn)困難（最大降3～4（°）/30 m），為保證井眼軌跡平滑，穩(wěn)斜鉆進(jìn)至1 150 m左右完鉆。

（2）二開井段采用Auto Trak旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具。該井段穩(wěn)斜角大，穩(wěn)斜段長(zhǎng)，優(yōu)選旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井工具保證鉆進(jìn)時(shí)整個(gè)鉆柱處于旋轉(zhuǎn)狀態(tài)，有利于攜砂，同時(shí)井眼軌跡平滑規(guī)則，擴(kuò)大率小，降低了出現(xiàn)新井眼的風(fēng)險(xiǎn)。另外，該旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具能實(shí)時(shí)提供ECD值（鉆井液循環(huán)當(dāng)量密度值），為ECD值管理控制技術(shù)的實(shí)施提供依據(jù)，且具有隨鉆測(cè)井和測(cè)近鉆頭井斜的功能，有利于井眼軌跡調(diào)整，為二開著陸鉆進(jìn)提供了技術(shù)支持。

（3）三開井段同樣采用Auto Trak旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具，并根據(jù)隨鉆測(cè)井所反映的儲(chǔ)層物性及時(shí)調(diào)整井眼軌跡，保證了油層鉆遇率，取得了能在垂厚1 m范圍內(nèi)控制井眼軌跡實(shí)施定向鉆進(jìn)的佳績(jī)，滿足了實(shí)時(shí)跟蹤儲(chǔ)層物性，選擇優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層進(jìn)行水平段鉆進(jìn)的要求。投產(chǎn)后，3口大位移水平井實(shí)際產(chǎn)能均超過配產(chǎn)。

2.3 井眼清潔

2.3.1 ECD值管理控制

鉆進(jìn)中影響ECD值變化的因素主要有鉆井液的密度、流變性，環(huán)空的巖屑濃度及鉆井液的清潔程度等，所以在其他因素不變時(shí)，根據(jù)實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)的ECD值變化可初步判斷井眼的清潔程度（圖2）。在3口大位移水平井施工中，實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)了ECD值的變化和返砂量等情況，綜合分析了ECD值變化的原因。如果認(rèn)為ECD值異常是由于井內(nèi)巖屑濃度過大或鉆井液有害固相含量高引起的，則立即采取循環(huán)攜砂或倒劃眼短起下鉆等措施清潔井眼，或調(diào)整泥漿性能，以降低鉆井液中的有害固相含量。

圖2 渤海D油田A19井ECD值監(jiān)測(cè)記錄

2.3.2 倒劃眼短起下鉆和循環(huán)攜砂

（1）一開井段采用馬達(dá)導(dǎo)向鉆具組合，滑動(dòng)鉆進(jìn)期間鉆柱不旋轉(zhuǎn)，無法擾動(dòng)沉積在下井壁的巖屑，對(duì)鉆井液攜帶巖屑極其不利，沉積的巖屑易形成巖屑床（井斜大于40°以后，返砂效果會(huì)更差），因此，采取每滑動(dòng)鉆進(jìn)250～300 m進(jìn)行一次倒劃眼短起下鉆的方法來破壞巖屑床，將井內(nèi)的巖屑攜帶至上部井段，然后循環(huán)出井眼。

（2）二開井段穩(wěn)斜段長(zhǎng)，穩(wěn)斜角大，井斜角75°左右，是井眼清潔最困難井段。應(yīng)用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井工具，在鉆進(jìn)過程中整個(gè)鉆柱處于旋轉(zhuǎn)狀態(tài)，能擾動(dòng)井內(nèi)巖屑，有利于攜砂。上部井段（斜深小于2 000 m）鉆進(jìn)600 m左右進(jìn)行倒劃眼短起下鉆通井，期間每鉆進(jìn)300 m左右進(jìn)行循環(huán)攜砂。下部井段（斜深大于2 000 m）鉆進(jìn)300～400 m左右進(jìn)行倒劃眼短起下鉆通井，期間每鉆進(jìn)150～200 m左右進(jìn)行循環(huán)攜砂。

（3）倒劃眼短起下鉆和循環(huán)攜砂措施的實(shí)施，使得三開井段循環(huán)排量達(dá)到了28 L/s以上，環(huán)空返速達(dá)到了1.20 m/s，滿足了清潔井眼要求。

2.3.3 鉆井液優(yōu)選

（1）一開井段采用海水膨潤(rùn)土漿閉路鉆進(jìn)，每鉆進(jìn)30 m左右使用稠漿清掃井眼；在返砂困難井段，堅(jiān)持“少量多次”原則，掃稠膨潤(rùn)土漿，保證攜砂。

（2）二開井段采用PEC鉆井液體系，堅(jiān)持“低粘高切”。漏斗粘度維持在50～55 s，保證較高切力。使用有機(jī)正電膠PF－JMH－YJ調(diào)整井漿流態(tài)，保證了鉆井液的攜帶性；加入液體潤(rùn)滑劑PF－LUBE提高鉆井液的潤(rùn)滑性，同時(shí)在摩阻增加較大時(shí)加入高效潤(rùn)滑劑RT－101，配合液體潤(rùn)滑劑PF－LUBE使用，進(jìn)一步提高了鉆井液的潤(rùn)滑性，降低了摩阻和旋轉(zhuǎn)扭矩。

在短起下鉆或長(zhǎng)起鉆前，預(yù)先配制一定量的稀膠液，并在膠液中加入封堵性、潤(rùn)滑性、穩(wěn)定性材料，再次下鉆至井底時(shí)，通過“循環(huán)置換老漿”的方式降低粘切和有害固相含量，減少了因起下鉆對(duì)鉆井液性能的影響。鉆井液需要長(zhǎng)時(shí)間靜止時(shí)，加入除硫劑 PF－SSY和殺菌劑 PF－ZKS－1，且維持鉆井液循環(huán)體系pH值在8.5～9.0，以保證鉆井液的穩(wěn)定性。

（3）三開井段為目的層段，采用無固相PRD鉆井液體系，全井段注意鉆井液的攜帶性，同時(shí)確保良好的潤(rùn)滑性。嚴(yán)格控制有害固相，鉆遇泥巖段時(shí)適當(dāng)提高抑制劑含量，最大限度減小無用固相對(duì)鉆井液的污染，做好儲(chǔ)層保護(hù)工作。

2.4 固井方式選擇

φ339.73 mm套管采用單級(jí)固井，水泥全部返到井口平臺(tái)，保證封固質(zhì)量。φ244.48 mm套管采用漂浮接箍單級(jí)固井技術(shù)，平均掏空大約1 000 m，使得長(zhǎng)套管串在大井斜角、長(zhǎng)裸眼段的情況下，能夠順利下入。同時(shí)，單弓和雙弓扶正器交替使用，在浮鞋、浮箍及漂浮接箍處安放剛性扶正器，提高了套管居中度，保證了固井質(zhì)量。

3 結(jié)論

（1）應(yīng)用鉆修機(jī)完成渤海D油田WHPA平臺(tái)3口大位移水平井作業(yè)，這在渤海鉆井史上是一次新的技術(shù)突破。解決了平臺(tái)選址及井場(chǎng)不滿足鉆井船插樁等問題。針對(duì)鉆修機(jī)設(shè)備能力和大位移水平井的特點(diǎn)，做好前期設(shè)備改造和準(zhǔn)備工作，在鉆井設(shè)計(jì)中制定詳細(xì)的施工措施，施工時(shí)密切關(guān)注各項(xiàng)鉆井參數(shù)和鉆井液性能變化等，是順利完成大位移水平井作業(yè)的重要保證。

（2）Auto Trak旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具井眼軌跡控制技術(shù)的應(yīng)用，保證了井眼軌跡平滑，減少了曲屈程度，保證了鉆完井作業(yè)的順利進(jìn)行，滿足了油藏開發(fā)要求；綜合應(yīng)用ECD值管理控制技術(shù)，通過倒劃眼短起下鉆和循環(huán)攜砂技術(shù)以及鉆井液技術(shù)，滿足了大位移水平井對(duì)井眼清潔的要求。

（3）通過鉆井液優(yōu)選，確保了鉆井液的潤(rùn)滑性和攜帶性，最大限度地減小了有害固相對(duì)鉆井液的污染；同時(shí)，漂浮接箍等固井技術(shù)的應(yīng)用，使得長(zhǎng)套管串在大井斜角、長(zhǎng)裸眼段的情況能夠順利下到位，提高了套管居中度，保證了固井質(zhì)量。

（4）應(yīng)用鉆修機(jī)完成渤海D油田 WHPA平臺(tái)大位移水平井作業(yè)的成功實(shí)踐，可為今后其他油田應(yīng)用修井機(jī)進(jìn)行大位移水平井施工提供借鑒經(jīng)驗(yàn)。

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