渤海D油田WHPA平臺大位移水平井鉆修機鉆井作業實踐

李 凡 王曉鵬 張 海 趙少偉

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司；2.中海油能源發展股份有限公司監督監理技術公司）

渤海D油田開發過程中，由于受到航道等因素影響，致使該油田WHPA平臺移位，由此產生了3口大位移水平井作業。大位移水平井施工難度大［1－4］，對設備能力要求高，但現有的鉆井船資源都無法滿足在該平臺插樁就位，只能使用升級過的渤海D油田WHPA鉆修機來完成3口大位移水平井作業，而鉆修機設備能力是制約鉆井工程順利進行的關鍵因素［5］。

渤海D油田構造為一發育在渤東低凸起北端的斷裂半背斜，構造近北東向展布，明下段2個油組頂面的構造形態相似，其中明化鎮Ⅰ油組頂面高點埋深1 070 m，明化鎮Ⅱ油組頂面高點埋深1 185 m，分為上下2個部分，上部為邊水油藏，下部為底水油藏，對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組，埋藏較淺，膠結性差，不利于定向井軌跡控制。

根據渤海D油田WHPA平臺設備能力和定向井軌跡，通過優化井身結構設計、井眼軌跡設計和優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；充分利用平臺有限的空間，完成了對鉆井固控設備的改造與完善；應用ECD值管理控制技術和井眼軌跡控制技術，保持了井眼清潔，滿足了定向井設計要求；使用漂浮接箍等固井技術，降低了下套管作業風險，提高了固井質量。上述各項鉆井技術的綜合應用，保證了渤海D油田大位移水平井安全順利完鉆，平均節約工期3.39 d，這在渤海鉆井史上是一次新的技術突破。本文是對渤海D油田應用鉆修機完成大位移水平井作業實踐的總結。

1 鉆修機設備參數及施工難點

1.1 鉆修機設備參數

鉆修機設備主要包括50D鉆機（頂驅轉速為0～110 r/min，理論最大連續輸出扭矩36 k N·m，最大鉤載315 t），泥漿泵（型號為F－1600）2臺，振動篩2臺，除砂器、除泥器、離心機各1臺，泥漿池總計體積284 m3，管子堆場總承載力189 t。

1.2 施工難點

（1）鉆修機設備能力不足，制約了鉆井工程安全順利施工，主要體現在：①頂驅實際連續輸出扭矩最大值為30 k N·m，而利用Landmark軟件模擬計算（以A19H井為例），最大扭矩發生在φ215.9 mm井眼段旋轉鉆進時，使用φ127 mm鉆桿最大扭矩為28.2 k N·m，已接近頂驅最大連續輸出扭矩，作業風險較大。②循環系統實際最大承受壓力為22 MPa，而利用Landmark軟件模擬計算（以A19H井為例），二開 φ311.15 mm 井 眼鉆進至井底（井深約3 110 m），鉆井液密度1.17～1.22 g/cm3，機械鉆速20 m/h，最低排量53 L/s，對應壓力為21.6～22.5 MPa，已超過最大值。③固控設備中振動篩處理能力不足。該平臺前期振動篩僅有2臺，二開φ311.15 mm井眼鉆進中排量降至25 L/s時還存在跑漿現象。④物料多，現場空間小，后勤供應難度大。

（2）穩斜角較大，穩斜井段長（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，造斜及穩斜鉆進都存在一定難度，且深部鉆進摩阻扭矩較高，定向井軌跡控制難度大。

（4）儲層變化大，造成二開著陸和三開水平段鉆進時井眼軌跡調整大，加大了作業難度。

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

表1 渤海D油田井眼軌跡設計與實鉆數據

2 關鍵技術措施

2.1 使用設備優化

大位移水平井施工難度大，對設備要求高，如何將工程技術與挖掘設備潛能措施相結合，是保證順利施工的關鍵。具體措施包括：

（1）優化作業流程，通過機械和物理兩方面減少井內摩阻，以降低鉆井扭矩。在機械方面，適當增加倒劃眼短起下鉆及中途循環，及時破壞巖屑床，將井內巖屑攜帶出井眼，降低井內摩阻；在物理方面，鉆進中在循環池直接向井漿中均勻添加塑料小球和液體潤滑劑PF－LUBE，且在補充膠液中適當增加彈性石墨的含量，以增加鉆井液的潤滑性，改善泥餅質量。實際鉆進時一開井段扭矩最大為12 k N·m，二開和三開井段的鉆進扭矩均控制在頂驅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、三開井段鉆進扭矩曲線

（2）針對固控設備能力不足的問題，通過對模塊的結構、載荷和空間布局進行勘查，對除氣器、除砂器位置進行優化改造，合理利用有限空間，增加了2臺高效振動篩。實際二開φ311.15 mm井眼鉆進作業期間，4臺振動篩復配使用120目和84目篩布，鉆井液有害固相得到了有效控制，且循環排量不受振動篩處理能力限制，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備，既保證了井下安全，又降低了鉆井液成本。

（3）通過優化井身結構設計，將一開加深鉆進至1 150 m 左右，二開φ244.48 mm 套管分2次吊裝至堆場并分2次下入，這樣既解決了管子堆場承載力有限的問題，降低了下φ244.48 mm套管作業的風險，同時減少了二開裸眼段的長度，為二開安全順利鉆進奠定了基礎。

2.2 井眼軌跡控制

（1）一開井段采用單彎1.5°的馬達和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（彎角1.5°）＋φ203.2 mm浮閥＋φ308.0 mm 扶正器＋φ203.2 mm 非磁鉆鋌＋隨鉆測斜儀＋φ203.2 mm非磁鉆鋌＋φ203.2 mm機械震擊器＋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。鉆進至造斜起始點，采用低排量45L/s滑動造斜鉆進；井斜角大于10°以后，根據造斜率情況適當調整循環排量，定向鉆進至一次造斜終點1 000 m左右，井斜約75°；穩斜鉆進期間，地層以砂巖為主，膠結疏松，旋轉穩斜鉆進困難（最大降3～4（°）/30 m），為保證井眼軌跡平滑，穩斜鉆進至1 150 m左右完鉆。

（2）二開井段采用Auto Trak旋轉導向工具。該井段穩斜角大，穩斜段長，優選旋轉導向鉆井工具保證鉆進時整個鉆柱處于旋轉狀態，有利于攜砂，同時井眼軌跡平滑規則，擴大率小，降低了出現新井眼的風險。另外，該旋轉導向工具能實時提供ECD值（鉆井液循環當量密度值），為ECD值管理控制技術的實施提供依據，且具有隨鉆測井和測近鉆頭井斜的功能，有利于井眼軌跡調整，為二開著陸鉆進提供了技術支持。

（3）三開井段同樣采用Auto Trak旋轉導向工具，并根據隨鉆測井所反映的儲層物性及時調整井眼軌跡，保證了油層鉆遇率，取得了能在垂厚1 m范圍內控制井眼軌跡實施定向鉆進的佳績，滿足了實時跟蹤儲層物性，選擇優質儲層進行水平段鉆進的要求。投產后，3口大位移水平井實際產能均超過配產。

2.3 井眼清潔

2.3.1 ECD值管理控制

鉆進中影響ECD值變化的因素主要有鉆井液的密度、流變性，環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，根據實時監測的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，實時監測了ECD值的變化和返砂量等情況，綜合分析了ECD值變化的原因。如果認為ECD值異常是由于井內巖屑濃度過大或鉆井液有害固相含量高引起的，則立即采取循環攜砂或倒劃眼短起下鉆等措施清潔井眼，或調整泥漿性能，以降低鉆井液中的有害固相含量。

圖2 渤海D油田A19井ECD值監測記錄

2.3.2 倒劃眼短起下鉆和循環攜砂

（1）一開井段采用馬達導向鉆具組合，滑動鉆進期間鉆柱不旋轉，無法擾動沉積在下井壁的巖屑，對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，返砂效果會更差），因此，采取每滑動鉆進250～300 m進行一次倒劃眼短起下鉆的方法來破壞巖屑床，將井內的巖屑攜帶至上部井段，然后循環出井眼。

（2）二開井段穩斜段長，穩斜角大，井斜角75°左右，是井眼清潔最困難井段。應用旋轉導向鉆井工具，在鉆進過程中整個鉆柱處于旋轉狀態，能擾動井內巖屑，有利于攜砂。上部井段（斜深小于2 000 m）鉆進600 m左右進行倒劃眼短起下鉆通井，期間每鉆進300 m左右進行循環攜砂。下部井段（斜深大于2 000 m）鉆進300～400 m左右進行倒劃眼短起下鉆通井，期間每鉆進150～200 m左右進行循環攜砂。

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

2.3.3 鉆井液優選

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

（2）二開井段采用PEC鉆井液體系，堅持“低粘高切”。漏斗粘度維持在50～55 s，保證較高切力。使用有機正電膠PF－JMH－YJ調整井漿流態，保證了鉆井液的攜帶性；加入液體潤滑劑PF－LUBE提高鉆井液的潤滑性，同時在摩阻增加較大時加入高效潤滑劑RT－101，配合液體潤滑劑PF－LUBE使用，進一步提高了鉆井液的潤滑性，降低了摩阻和旋轉扭矩。

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

（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，同時確保良好的潤滑性。嚴格控制有害固相，鉆遇泥巖段時適當提高抑制劑含量，最大限度減小無用固相對鉆井液的污染，做好儲層保護工作。

2.4 固井方式選擇

φ339.73 mm套管采用單級固井，水泥全部返到井口平臺，保證封固質量。φ244.48 mm套管采用漂浮接箍單級固井技術，平均掏空大約1 000 m，使得長套管串在大井斜角、長裸眼段的情況下，能夠順利下入。同時，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，保證了固井質量。

3 結論

（1）應用鉆修機完成渤海D油田WHPA平臺3口大位移水平井作業，這在渤海鉆井史上是一次新的技術突破。解決了平臺選址及井場不滿足鉆井船插樁等問題。針對鉆修機設備能力和大位移水平井的特點，做好前期設備改造和準備工作，在鉆井設計中制定詳細的施工措施，施工時密切關注各項鉆井參數和鉆井液性能變化等，是順利完成大位移水平井作業的重要保證。

（2）Auto Trak旋轉導向工具井眼軌跡控制技術的應用，保證了井眼軌跡平滑，減少了曲屈程度，保證了鉆完井作業的順利進行，滿足了油藏開發要求；綜合應用ECD值管理控制技術，通過倒劃眼短起下鉆和循環攜砂技術以及鉆井液技術，滿足了大位移水平井對井眼清潔的要求。

（3）通過鉆井液優選，確保了鉆井液的潤滑性和攜帶性，最大限度地減小了有害固相對鉆井液的污染；同時，漂浮接箍等固井技術的應用，使得長套管串在大井斜角、長裸眼段的情況能夠順利下到位，提高了套管居中度，保證了固井質量。

（4）應用鉆修機完成渤海D油田 WHPA平臺大位移水平井作業的成功實踐，可為今后其他油田應用修井機進行大位移水平井施工提供借鑒經驗。

［1］ 魏文忠，薄和秋，練欽.高難度大位移定向井軌跡控制技術［J］.西部探礦工程，2004，22（10）：74－75.

［2］ 宋學義，張洪林，朱業耘，等.遼河灘海海南15－3大位移定向井設計與施工［J］.特種油氣藏，2003，10（4）：61－64.

［3］ 李克向.國外大位移井鉆井技術［M］.北京：石油工業出版社，1998.

［4］ 李在勝，薄和秋，徐富修，等.大位移海油陸采井井下事故預防與處理［J］.石油鉆探技術，2000，28（4）：14－16.

［5］ 王偉，殷凱.利用修井機鉆調整井地質綜合錄井難點及應對措施［J］.中國海上油氣，2009，21（3）：190－192.