中古5-2H井井眼軌跡控制研究

周洪林李勝杰董靜輝李煉民唐 慶趙 虎

（1.渤海鉆探定向井公司，天津 300280；2.大港油田公司，天津 300280）

中古5-2H井井眼軌跡控制研究

周洪林1李勝杰2董靜輝1李煉民2唐 慶2趙 虎1

（1.渤海鉆探定向井公司，天津 300280；2.大港油田公司，天津 300280）

塔里木油田中古5區塊儲層較深，鉆井液安全密度窗口窄，受井眼直徑、鉆具彎曲等因素綜合影響，水平井段的長度延伸一直較難突破，影響了水平井產能開發，為提高中古潛山灰巖裂縫油氣藏單井產量，開展了超深長水平段井井眼軌跡研究，針對井眼清潔、鉆具彎曲、螺桿脫膠、軌跡控制等施工難點，現場實施中應用了?101.6 mm鉆桿組合、鉆具彎曲模擬、安全鉆壓、水力振蕩器、高溫螺桿、高溫MWD、優選PDC鉆頭結合控壓鉆井技術，鉆成國內高難度、高溫超深長水平段水平井，該井超長井眼順利鉆完，并在水平段實施了分段多級壓裂增產措施，探索出了超深、高難度、長水平段井的軌跡控制新方法，該研究及應用的成果對此地區水平井大規模實施具有一定的指導意義。

超深井；長水平段；軌跡控制；鉆具彎曲

塔里木油田中古5區塊下奧陶統鷹山組埋藏深度6 300 m左右，目標層為鷹一下段2油組，平均孔隙度3.06 %，平均滲透率0.66 mD，屬于低孔、低滲儲層；巖性以泥晶灰巖、砂屑灰巖為主，且裂縫發育。鄰井中古5、中古501井投產初期獲得工業油流。為提高此區塊產量決定應用水平井技術開發上產。

由于灰巖產層發育孔洞和裂縫，鉆井中易出現井涌、噴、漏井下復雜情況，且井下高溫、高壓影響鉆井施工進度，造成實際鉆井周期較長，鄰區塊井深超過7 000 m以上的完鉆水平井，水平段長一般達500～1 000 m，如2013年完鉆的中古162-H2井完鉆斜深7 495 m，水平段1 000 m，鉆井周期139.91 d。針對中古5區塊地層特點及鉆井中出現難點，研究應用長水平段鉆井技術結合控壓鉆井，安全快速地完成了中古5-2H超深高溫水平井施工，其中井眼斜深達7 810 m，垂深6 306.11 m，水平段長1 357.1 m，鉆井周期僅為90 d。

1 井身設計概況

中古5-2H井位于新疆巴州且末縣境內，井口距北西方向中古501井2 000 m；完鉆層位：下奧陶統鷹山組一段。一開?406.4 mm鉆頭鉆至1 200 m下入?273 mm表層套管；二開?241.3 mm鉆頭鉆至6 115 m下入?200.03 mm技術套管；三開?168.3 mm鉆頭鉆至斜深7 768 m完鉆，自5 900～7 766 m下入?127 mm油管完井。造斜點井深5 945 m，增斜軌跡采用單元弧長半徑剖面，最大狗腿度為5.5 （°）/ 30 m，水平段井斜角87.87 °，設計水平段長1 348 m。

2 施工難點及分析

2.1 長水平段井眼清潔

三開鉆井通常使用?88.9 mm鉆桿，由于水眼內徑小，導致超深管柱循環壓降高，常規70D高壓管匯難承受25 MPa以上壓力，施工中只能降低排量，造成井下巖屑無法有效清除，制約了水平井段的延伸，增加了鉆具卡鉆風險，直接導致滑動困難造成實鉆造斜剖面符合率低，影響了井身質量，鉆井中易產生鉆具疲勞及后期完井套管阻卡事故。

2.2 鉆具彎曲

受限于旋轉導向成本及井下風險因素的影響，國內當前鉆成的大多數超深長水平段井，依然采用螺桿滑動方式控制軌跡。此類井作業時，由于水平長度不斷延伸，鉆具滑動中需要施加較高的軸向力，當超過鉆具臨界彎曲值時，造斜段與直井段之間的過渡段，即中和點附近鉆桿產生彎曲［1-3］。

當軸向力達鉆具彎曲極限時，鉆具產生正弦、螺旋彎曲直至屈曲，鉆具由于螺旋彎曲觸點增多而自鎖［4-5］，將導致無法滑動鉆井。

2.3 鉆井液腐蝕對螺桿、儀器影響

中古地區水平井為超深高溫井，井下溫度為140～160 ℃，高溫井中出現的螺桿脫膠問題相對集中。如中古X 井租用國外高溫螺桿，160 ℃高溫工作60 h左右發生二次連續脫膠，說明國外高性能螺桿脫膠另有原因，溫度只是造成脫膠的因素之一。

2012—2013年中古5鄰區塊的3口高溫井（溫度140～160℃）總計脫膠18次，其中中古XXC井7次、中古XXH2井6次、中古2XC井5次、平均井下工作時間20～40 h。

例如中古XXH2井，井底相同垂深情況下，MWD測得最高靜止溫度146 ℃，循環溫度137 ℃；此井自井深7 126 m前后有4根高溫螺桿純鉆時間在8～12 h后均返出膠皮，返出物由粉狀逐漸成小塊狀，數量也由少變多；通過鉆井液現場取樣還原井下溫度，將定子膠皮置放24 h，數據表明膠皮體積膨脹超過30%；另外，高腐蝕性的鉆井液對MWD脈沖發生器的油囊也會造成起泡，使橡膠軸承失效，導致MWD因缺失動力而無信號。

通過研究分析證明，鉆井液有害物質腐蝕是高溫馬達產生脫膠主要因素，如含笨環的芳香烴化合物、烷烴化合物、劣制有害乳化劑、強腐蝕性化學處理劑都會造成橡膠溶脹而脫膠。因此為防止脫膠事故，此類有害化合物嚴禁混入鉆井液內。

2.4 超深井鉆具安全

7 810 m井深，超長井段形成數個彎曲波段［4］，鉆進時對鉆壓值較為敏感，尤其深造斜井中的垂直井段及長水平井段，鉆壓值的波動變化易造成扭矩較大變化，從而產生鉆具事故；另外，復合鉆井時，鉆具在井眼曲率影響下，下部鉆具沿井眼軸線公轉，鉆具軸線自轉同時而產生渦動，從而引發較強的橫向震動，將嚴重影響螺桿、儀器使用壽命。因此控制鉆盤轉速，采用安全鉆壓是保證鉆具安全的有效的技術措施。

3 井眼控制及分析

3.1 鉆井模擬

3.1.1 滑動能力校核［5］鉆具組合1：?168.3 mm鉆頭+?127 mm高溫馬達+?120 mm浮閥+?120 mm無磁鉆桿+高溫MWD+?120 mm無磁鉆桿+?120 mm轉換接頭+?88.9 mm鉆桿+?88.9 mm加重鉆桿+?101.6 mm鉆桿；鉆井參數：鉆壓20～30 kN，排量13 L/s。

通過模擬不同摩擦因數，進行滑動能力數據對比，如水平段采用?88.9 mm鉆桿，最理想的因數（0.18、0.19）是能完成1 348 m的滑動鉆井，但因油基鉆井液成本因素較難實現。

對鉆具組合1，再次用軟件進行彎曲校合，取套管內系數為0.2，管外系數為0.25進行計算，計算結果表明此系數不能實現全井滑動作業，說明此直徑鉆具已發生屈曲。

鉆具組合2：?168.3 mm鉆頭+?127 mm導向馬計算結果達+?120 mm浮閥+?120 mm無磁鉆桿+高溫MWD+?88.9 mm無磁抗壓縮鉆桿+?101.6 mm鉆桿+水力振蕩器+?101.6 mm鉆桿+?101.6 mm加重鉆桿+?101.6 mm鉆桿；鉆井參數：鉆壓20～30 kN，排量13 L/s。

對鉆具組合2模擬計算，結果見表1當摩擦系數為0.2～0.25時能完成1 348 m水平段的滑動鉆井，說明?101.6 mm鉆桿能在較高的摩擦因數井眼中實現滑動。

表1 ?101.6 mm鉆桿水平段滑動能力

3.1.2 循環泵壓及井眼清潔 校核數據表明三開使用?101.6 mm鉆桿，15 L/s排量鉆進最為理想，能充分清潔井眼，并且由于鉆桿直徑增加使環空返速增高，使井眼攜砂效果最佳。模擬水平段巖屑密度為2.5 g/cm3機械鉆速為5 m/h時，井眼內巖屑固相含量通過計算為0.21%，但因采用此排量施工，鉆機循環泵壓超過23.4 MPa而現場的常規鉆機循環系統難以保證；通過計算采用13～14 L/s排量，能夠基本保證攜砂性能，井眼內固相含量通過模擬達7.23%～2.76%，循環泵壓19.8～21.76 MPa，見圖1。

圖1 排量與泵壓及有害固相關系

3.2 安全鉆壓

通過對鉆具彎曲計算［3-6］，并考慮彎曲臨界接觸附加力的影響，計算出不同井眼直徑內復合鉆井的安全鉆壓值見表2。安全鉆壓值計算，與鉆具的直徑及套管內徑、井斜角、全角變化率有關。

數據表明，當井斜1°時?101.6 mm鉆桿在?168.3 mm井眼中產生螺旋彎曲，鉆壓為39.15 kN，因此轉盤鉆井時鉆壓應小于此值，如果超過此安全鉆壓值，鉆具扭矩及負載會瞬間增大，彎曲鉆具與套管壁產生較大接觸力在交變應力作用下而發生鉆具事故。

表2 直井眼螺旋彎曲鉆壓值

3.3 高溫螺桿使用

為保證井下螺桿鉆具安全使用采用如下措施：螺桿的角度不大于1.5°；不使用帶本體穩定器的螺桿；轉盤轉速小于50 r/min；復合鉆進鉆壓不大于30 kN。由于井下組合不帶穩定器，減少巖屑在井眼低邊沉積，有效降低固相含量，保證井下安全。

表3 高溫螺桿使用情況

表3中第1趟鉆：二開定向造斜，?185 mm螺桿連續使用達到工具壽命極限純鉆時間為147 h；第2、3趟鉆：三開?127 mm螺桿造斜施工，由于井眼彎曲應力高純鉆時間為39～100 h；第4、5趟鉆：水平段鉆井，因井眼彎曲應力較小螺桿使用90～161 h；第6趟純鉆：水平段純鉆時間22.5 h，是由于水力振蕩器扭振因素造成儀器無信號；第7趟鉆：螺桿無進尺而起鉆；第8趟鉆：純鉆時間133.5 h，循環時間172 h至完鉆7 810 m。

3.4 軌跡控制分析

3.4.1 滑動情況分析 三開水平段0～400 m時，下放阻力為80～100 kN；水平段400～600 m時下放阻力130～200 kN；水平段在600～1 120 m阻力180～400 kN。

（1）滑動記錄表明，井深7 476.1～7 481.5 m總計滑動進尺5.4 m，工具面位于右130～160 °，結果井斜自88.9°只降至88.3°，數據說明，滑動效果不理想，原因分析為鉆具壓縮近4 m的影響，如扣除鉆具壓縮量實際有效進尺只有1.4 m，因此實鉆中井斜只下降0.6°，針對此情況，為了有效降斜，要求現場滑動鉆進至少控制在7 m以上。

（2）井段7 495.4～7 503.2 m總計滑動7.8 m用時3.1 h，工具面右130～160°，MWD數據驗證滑動效果較好，有效滑動3.8 m，井斜下降1.2°。

（3）井段7 574～7 581.9 m，工具面右160～180°總計滑動7.9 m，有效滑動3.9 m，井斜由88.2°到87°，井斜下降1.2°再次驗證滑動時，必須考慮鉆具壓縮量影響，長度不能低于7 m方可有效降斜。

由于水力振蕩器應用滑動，最快鉆時僅用2.3 h，為防止鉆具彎曲對鉆具損壞，現場要求下放超過250 kN時必須上提鉆具，大幅度活動至少一根單根的高度，釋放井下阻力。

3.4.2 軌跡控制原則

（1）二開直井段組合采用剛性強的?185 mm螺桿、?180 mm無磁鉆鋌、?238 mm穩定器，增加下部鉆具的鐘擺力，并及時測斜，防止直井段地層自然增斜。

（2）三開后要求全井使用?101.6 mm鉆桿，保證上返速度，提升了井眼抗彎曲能力。

（3）采用大功率抗高溫螺桿，較高的輸出扭矩并配合PDC鉆頭易于控制造斜工具面。

（4）滑動鉆進前，提前加入對螺桿橡膠無害的潤滑劑，使鉆進時潤滑劑正好到井底，強化井底的鉆井液潤滑性能，降低摩阻因數，保證井下安全。

3.4.3 ?101.6 mm鉆桿及水力振蕩器應用 井深6 230～7 050 m采用復合鉆具［7-8］：?88.9 mm加重鉆桿+?89 mm鉆桿+?101.6 mm鉆桿。由于?88.9 mm鉆桿水眼只有70.4 mm，導致無法采用正常排量鉆井，當排量11 L/s時立壓達21～22 MPa，小排量鉆進，造成滑動時嚴重托壓。

針對此情況，自7 050 m后改為?101.6 mm鉆桿施工，有效地提高了排量，為井下清潔提供了保障。

并且此組合中，將加重鉆桿放置到直井段與造斜段過渡段，有效防止鉆具彎曲，利于水平段滑動鉆井，通過彎曲計算?101.6 mm鉆桿在套管內直斜段，滑動時可承受230 kN的鉆壓；在水平段?101.6 mm鉆桿最大能承受271.6 kN鉆壓而不產生螺旋彎曲，見圖2、表4。

圖2 軸向力井斜角與螺旋彎曲關系

表4 不同尺寸鉆具在水平段井眼彎曲值

自7 050 m下入水力振蕩器，此工具通過自身產生的連續縱向高頻振動，解決了定向鉆進過程中鉆壓傳遞，減少了鉆具與井眼之間的摩阻，并且保持水平井段滑動工具面穩定性，提高機械鉆速，單根鉆時僅為2～4 h（見表5）。不足之處：為防止振動對儀器影響，此工具雖安裝在離井下MWD儀器620 m左右，但工具的強烈振動仍造成兩趟儀器沒信號。

表5 使用水力振蕩器前后鉆時對比

3.4.4 扭矩安全值分析 鉆至完鉆井深時，轉盤復合鉆壓為20～30 kN，扭矩為10～14 kN·m；而當嘗試加壓到40 kN時，扭矩迅速上升、鉆具負載變大，此現象說明旋轉鉆井中較小的鉆壓會使垂直段鉆桿產生彎曲，造成鉆具碰撞套管內壁，產生附加扭矩。

通過對實鉆扭矩數值分析，發現如采用?88.9 mm S135鉆桿施工，而鉆桿上扣扭矩為18 kN·m左右，計算安全系數為1.28；而行業要求井口最大扭矩安全系數應大于1.25，以上數據說明井口最高扭矩接近了鉆桿允許的上扣扭矩值，考慮到鉆桿磨損的影響，因此采用?88.9 mm鉆桿鉆至完鉆是不安全的。

中古5-2H井三開使用的?101.6 mm S135鉆桿上扣扭矩為22 kN·m左右，通過計算扭矩安全系數為1.57，保證了井口鉆桿安全鉆進。

4 應用效果

4.1 鉆井指標

應用常規70 D鉆機鉆成7 810 m的中長半徑超深水平井。其中，垂直井段長5 935 m，靶前位移小于30 m，實鉆值僅為14.5 m；造斜段、水平井段總長1 875 m，采用高溫螺桿、MWD精確控制井眼軌跡，全井機械鉆速 2.49 m/h，純鉆進時間753 h，創本地區水平井鉆井多項紀錄。

4.2 井眼質量

直井段最大井斜位于5 683 m，井斜角為1.88°，造斜井段最大全角變化率在6 258 m，為8.56 （°）/30 m。實鉆井眼井斜、方位與設計符合率高，實現了壓線運行（圖3～圖5）。

圖3 實鉆與設計井斜角對比

圖4 實鉆與設計全角變化率對比

圖5 實鉆與設計水平投影對比

5 結論及認識

（1）利用常規70D鉆機、?101.6 mm鉆桿實現了中古地區長半徑水平井1 357 m水平段滑動作業。

（2）采用國產抗高溫螺桿鉆具在彎曲應力較低的水平段循環鉆井時間超過170 h；水力振蕩器鉆進中工具面易于控制，滑動鉆進效率高，但由于縱向振動能量過高造成井下儀器二次沒信號。

（3）三開排量13 L/s，不能夠完全清除下井壁巖屑，建議提升循環系統承壓能力，采用15～16 L/s排量降低有害固相，能將水平段更長延伸。

（4）采用低芳香烴的鉆井液潤滑劑，及環保化學處理劑保證了螺桿定子橡膠的合理壽命，該井二、三開未出現螺桿脫膠現象。

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（修改稿收到日期 2014-06-20）

〔編輯 薛改珍〕

Research and analysis of trajectory control for Well Zhonggu 5-2H

ZHOU Honglin1,LI Shengjie2,DONG Jinghui1,LI Lianmin2,TANG Qing2,ZHAO Hu1
（1.Directional Well Company of Bohai Drilling Engineering Company Limited,Tianjin300280,China;2..Dagang Oilfield Company,CNPC,Tianjin300280,China）

Zhonggu No.5 Block of Tarim Oilfield is characterized by deep reservoirs and narrow safe density window of drilling fluid.Being comprehensively affected by factors like wellbore diameter,drilling tool bending,etc.,there is hardly any breakthrough in elongation of the horizontal section,which affects the productivity of horizontal wells.In order to improve the production of individual wells in fractured gas pools in Zhonggu buried hill limestone,studies were made on trajectory of ultra-deep long horizontal hole.In view of the difficulties in hole cleaning,drill-string bending,screw degumming,trajectory control,etc.,the ?101.6 mm drill-pipe assembly,drilling tool bending simulation,safe weight on bit,hydraulic oscillator,high-temperature screw,high temperature MWD,optimized PDC drill bit together with controlled pressure drilling technology,etc.were used to drill the highly difficult,high temperature horizontal well with ultra-deep long horizontal section.The successful drilling of this super-long hole and staged fracturing in this horizontal section has provided a new method for trajectory control in ultra-deep,highly difficult and long horizontal holes.The research and its findings have some guiding significance in large scale drilling of horizontal wells in this region.

ultra-deep well;long horizontal section;trajectory control;drilling tool bending

周洪林，李勝杰，董靜輝，等.中古5-2H井井眼軌跡控制研究［J］.石油鉆采工藝，2014，36（4）：38-42.

TE243

：A

1000–7393（2014）04–0038–05

10.13639/j.odpt.2014.04.010

周洪林，1970年生。1989年畢業于大港石油學校鉆井工程專業，現主要從事于定向井工藝技術研究與管理工作，工程師。電話：022-25975659。E-mail：zhouhlin@cnpc.com.cn。