大位移定向鉆井工藝在PY10-8/5油田的應用

田志欣李文金雷鴻高天云黃南

1.中海石油（中國）有限公司PY作業公司；2.斯倫貝謝中國海洋服務公司

大位移定向鉆井工藝在PY10-8/5油田的應用

田志欣1李文金1雷鴻1高天云2黃南2

1.中海石油（中國）有限公司PY作業公司；2.斯倫貝謝中國海洋服務公司

PY10-8/5大位移井是中海油在中國南海的重點難點項目。該大位移井項目中表層防碰，表層大尺寸井眼造斜，高穩斜角長位移井段作業提速和井下工具的磨損都嚴重制約了定向施工作業進程。在深入分析該項目定向鉆井作業技術難點的基礎上，參考國內外大位移井定向鉆井技術，根據該區塊的鉆井經驗進行了定向作業難點攻關優化。通過優化井眼軌道，優化鉆具組合，使用并優選旋轉導向鉆井工具，模擬與實時跟蹤分析作業工程參數，逐步形成了適合該大位移井項目的定向鉆井作業配套技術。這些鉆井工藝的應用使PY10-8/5大位移井項目得以順利、高效、經濟地完成，并對其他同類項目有一定的借鑒意義。

定向鉆井；大位移井；旋轉導向；軌道設計；鉆井工程軟件；摩阻；鉆具組合

PY10-5油田和PY10-8油田體量有限，建造新的鉆采平臺成本高，但距離已經開發的PY4-2B油田分別為7.1 km與5.3 km，因此采用PY4-2B的鉆采平臺鉆大位移井開發PY10-5與PY10-8油田可以提高油田勘探開發的整體效益。PY4-2B鉆采平臺共有35個槽口，其中31個槽口已經用于開發PY4-2油田，還剩余4個槽口可用于鉆大位移井。但是鉆探大位移井與常規定向井或水平井不同，因為進尺長，鉆遇地層多變，且井下作業時間長，因此工程風險高；而且鉆井作業時摩阻高，扭矩大，泵壓高，對定向鉆井作業施工構成了嚴峻的挑戰。大位移井對定向鉆井設計與施工的標準要求嚴苛，要求做到既能降低鉆井風險又能提高鉆井效率，進而達到降低總體成本的目的。筆者分析了PY10-8/5大位移井項目中各個井段的定向鉆井方面的挑戰，結合作業中的實踐與技術應用，提供了相應的解決方案。通過使用相關技術方案，PY10-8/5大位移鉆井項目達到了降低鉆井作業風險，提高鉆井效率的目的。

1 井身結構設計概況

Summary of casing program design

以A1井為例，?609.6 mm 導管錘入深度207.5 m，一開?508 mm鉆頭鉆至465 m，下入?473 mm表層套管；二開?406.4 mm鉆頭鉆至1 500 m，下入?339.7 mm技術套管；三開?311.2 mm鉆頭鉆至4620 m，下?224.5 mm生產套管；四開?215.9 mm鉆頭鉆至6 342 m下入?117.8 mm尾管后射孔完井。設計在240 m開始造斜，增斜軌跡采用擬懸鏈線剖面［1］，增斜至83.5 （°）/1 370 m，最大狗腿度為3 （°）/30 m，之后以83.5°的穩斜角穩斜至3 270 m，然后降斜至64 （°）/4 802 m，以64°的井斜穩斜中靶，水垂比2.08。4口井的井身結構設計見表1，軌跡設計見表2。

表1 井身結構設計Table 1 Casing program design

表2 井眼軌跡設計數據Table 2 Design data of borehole trajectory

2 施工難點與挑戰分析

Difficulties and challenges

2.1 表層防碰

Surface anti-collision

PY4-2B平臺共有35個槽口，槽口中心間距為2.286 m，其中28個槽口已經占用，而且所有已鉆井都在生產中，剩余4個槽口用來鉆大位移井，表層防碰風險很高。因為防碰點都在安全閥的下方，關閉安全閥并不能降低與鄰井發生碰撞的嚴重程度。

2.2 表層井段造斜

Whipstocking of surface hole section

?508 mm井段造斜是實現擬懸鏈剖面的關鍵，也是規避防碰風險的重要手段。因為本區塊上部地層松軟，相鄰區塊?508 mm井眼都設計為直井段，沒有作業經驗與相關資料做參考。此外擬懸鏈剖面要求持續造斜，沒有穩斜段來調整軌跡，進一步增加了定向井施工的難度與挑戰。

2.3 ?406.4 mm井段軌跡控制

Trajectory control of ?406.4 mm hole section

?406.4 mm井段以2～3 （°）/30 m的DLS鉆進至穩斜段，穩斜角80°左右。該井段上部井段地層是松軟泥巖，很容易發生沖蝕；下部地層含有礫巖夾層，對鉆具磨損嚴重。此外隨井斜增加，馬達托壓嚴重，滑動困難，擺工具面時間延長，鉆井效率低。受馬達彎角的限制，轉速最高只能開到40 r/min，不利于大尺寸高井斜井段的井眼清潔，有較高的沉砂卡鉆風險。

2.4 ?311.2 mm井段定向鉆井風險與作業提速提效

Risk & ROP and efficiency increase of directional drilling in ?311.2 mm hole section

?311.2 mm井段為穩斜段，穩斜角在80°左右，井段長，摩阻高，泵壓高，同時是作業提速提效的關鍵井段。該井段鉆遇地層軟硬交錯，研磨性強，鄰井作業時定向鉆具的扶正套磨損嚴重，如果扶正套被磨損，則直接影響軌跡控制，若為此起鉆將嚴重影響作業時效。從鄰井作業的情況看，該區塊存在極其松軟的砂層，在這種砂體中機械鉆速可達200 m/h，井斜在這種砂體中會大幅降低，導致局部較高狗腿度進而造成局部側向力大，增加摩阻，影響套管下入。?311.2 mm井段的井眼清潔也是定向鉆井作業中的一大挑戰，由于井段長，井斜高，巖屑床堆積，導致短起下鉆或者起鉆時非常困難，有憋漏地層或造成卡鉆事故的風險。

2.5 ?215.9 mm井段ECD控制與軌跡控制

ECD and trajectory control of ?215.9 mm hole

?215.9 mm井段會鉆遇斷層，且鉆具的抽吸作用明顯，ECD波動較大，有激活斷層造成井漏的風險。本井段所鉆地層研磨性強，需要井下鉆具有高耐磨性與穩定性，應杜絕因鉆具失效起鉆，以提高作業時效。

3 作業配套技術

Supporting technologies

3.1 防碰風險控制

Anti-collision risk control

3.1.1 軌跡優化 為規避防碰風險，選擇在?508 mm井段開始造斜，與周圍鄰井盡早分離。在大位移井軌跡的設計方面，為了減小側向力和降低后續作業對套管的磨損，在滿足防碰要求的同時，上部造斜段采用擬懸鏈線剖面設計。為了降低現場定向井工程師控制軌跡的難度，造斜率優化為每200～300 m升高0.5 （°）/30 m，逐步遞增至3 （°）/30 m。正常作業情況下，側向力不大于9.1 kN/10 m。這種軌跡設計降低了后續作業對套管的磨損，同時兼顧了軌跡的易操作性。

3.1.2 優化測斜程序 由于與鄰井的套管間隔較近，MWD測量受磁干擾，所測方位角存在較大誤差，使用定向鉆井軟件（Drilling Office）進行磁場掃描之后，得出MWD測量脫離磁干擾的理論深度。如果采用隨鉆陀螺工具則作業成本較高，而頻繁地測多點陀螺，則耗費鉆機時間。通過與鄰井關系的分析，決定采用分段進行陀螺測斜的方式， 既滿足控制防碰風險的要求，又提高了作業效率，降低了作業成本。

3.2 大尺寸井眼定向軌跡控制

Directional trajectory control of large borehole

3.2.1 優化鉆具組合 為克服?508 mm表層造斜難的問題，需要馬達具有較大彎角，且馬達的近鉆頭扶正套盡可能接近滿眼等有助于提高造斜能力的配置，但BHA要順利通過內徑為533.4 mm導管，則需要較小的彎角與較小尺寸的扶正套。通過模擬計算，1.5°彎角的馬達配合?495.31 mm的扶正套可以順利通過內徑533.4 mm的導管，并且可以提供較高的狗腿度。馬達上面加一個小尺寸扶正器可以提高BHA的穩定性，同時兼顧了BHA的增斜趨勢。此外減少鉆鋌的數量，調高BHA的柔性，作業時配合高鉆壓，低排量，減少劃眼次數等技術措施都有助于在?533.4 mm井段實現設計的狗腿度。?533.4 mm井段的鉆具組合為：?533.4 mm牙輪鉆頭 + 馬達（1.5°彎角帶?495.31 mm近鉆頭扶正套）+ ?203.2 mm浮閥 + ?415.9 mm扶正器 + ?203.2 mm 短無磁磁鉆鋌+ ?209.6 mm MWD + 定向段接頭 + ?203.2 mm 無磁鉆鋌+ ?203.2 mm震擊器 +1根?203.2 mm 鉆鋌 + 變扣接頭 + ?139.7 mm加重鉆桿+ ?139.7 mm鉆桿。

?406.4 mm井段以2～3 （°）/30 m的DLS鉆進至穩斜段，穩斜角80°左右。根據該井段的地層特點（有礫巖夾層），鉆具組合采用馬達與牙輪鉆頭配合。根據經驗，鉆頭水眼的過流面積選擇10 000 mm2，既保證鉆頭有足夠的壓降便于鉆井液潤滑馬達的軸承，又不會對地層造成過度的沖刷。同時BHA設計為強增斜鉆具組合，鉆進到較高的井斜處60°左右，旋轉鉆進可以達到增斜效果，進而減少了滑動作業，提高了鉆井效率。?406.4 mm井段的鉆具組合：?406.4 mm牙輪鉆頭 + 馬達（1.5°彎角帶?400 mm近鉆頭扶正套）+ ?203.2 mm浮閥+ ?203.2 mm 短無磁鉆鋌 +?209.6 mm MWD + 定向段接頭+?203.2 mm無磁鉆鋌+ ?203.2 mm震擊器 +1根?203.2 mm 鉆鋌 + 變扣接頭 + ?139.7 mm加重鉆桿+ ?139.7 mm鉆桿。

3.2.2 調整鉆井參數 在?533.4 mm井段造斜過程中，地層松軟，小排量、高鉆壓有利于造斜［2］。開始造斜的前兩柱，應全程滑動鉆進，每1柱鉆完后不劃眼或者只劃眼1次，根據造斜率的情況逐步把排量提高以便清潔井眼。?406.4 mm井段開始時同樣采用低排量高鉆壓的鉆井參數以利于造斜，隨著井深與井斜的增加，BHA的造斜趨勢開始顯現，則可提高排量，增加劃眼次數以提高井眼清潔效果。

3.3 專業軟件模擬作業工況

Simulation of operating conditions with professional software

大位移井段長，摩阻扭矩大，循環泵壓高，而鉆井平臺的設備性能有限，因此需要對鉆井過程中的參數進行模擬，確保平臺上的設備性能滿足作業的要求。鉆前摩阻和扭矩分析是優化大位移井井眼軌道設計及鉆機設備選擇或升級改造的重要依據［3］。定向鉆井軟件（Drilling Office）可對作業工況進行模擬，依據模擬結果結合井上設備的性能，對比優選鉆桿并進行強度校核。此外可著重對摩阻、扭矩、ECD等進行模擬，并且在實際作業過程中將實際數值與模擬結果作趨勢對比，可反映井下作業工況。

3.4 優選旋轉導向系統

Optimization of rotary steering system

?311.2 mm與?215.9 mm井段進尺長，鉆遇地層軟硬交錯，研磨性強，為提高作業效率降低鉆井風險采用旋轉導向系統［4-5］。旋轉導向工具的扶正套是薄弱環節，如果扶正套被磨損，則旋轉導向工具失去導向能力，因此要提高扶正套的耐磨性。本項目采用斯倫貝謝的旋轉導向工具PowerDrive，工具的下扶正套采用硬鋼扶正器并涂5 K硬度的耐磨層，上扶正套采用無磁扶正套并涂6 K硬度的耐磨層。扶正套的排泄槽面積也進行了優化以提高鉆具的可起鉆能力，降低卡鉆風險。

3.5 MWD不停泵快速測斜

MWD rapid deviation angle measurement without stopping pump

?215.9 mm井段有很大的井漏風險，采用連續循環系統管控ECD及其波動。常規的MWD測斜需要停泵或將排量降至工具的啟動排量之下測斜，排量改變會造成ECD波動，降低連續循環系統對ECD管控的效果，同時也占用鉆機的時間。MWD不停泵快速測斜的工作邏輯是鉆具停止轉動，則觸發MWD啟動測斜程序。采用不停泵快速測斜完全發揮了連續循環系統的作用，并節省了鉆機時間。

4 現場應用

Field application

4.1 井眼軌跡質量

Borehole trajectory quality

?508 mm井段在定向施工開始造斜的前兩柱，排量控制到1 900 L/min， 鉆壓40 kN，全程滑動鉆進，鉆完后不劃眼或者只劃眼一次，繼續鉆進并逐步把排量從1 900 L/min升到3 000 L/min，實現了設計的狗腿度，并將狗腿度穩步提高。?406.4 mm井段鉆進到1 000 m左右，井斜60°左右。此后旋轉鉆進時，BHA自然增斜趨勢明顯，有效利用了BHA的增斜趨勢，減少了滑動作業，提高了整體作業效率。旋轉導向工具控制軌跡能力強，軌跡平滑，無異常高狗腿度。全井實鉆井眼井斜、方位與設計符合率高，實現了緊貼設計鉆進，有效控制了防碰風險（圖1、圖2）。

圖1 實鉆與設計井斜角對比Fig. 1 Comparison between actual and designed hole deviation angles

圖2 實鉆與設計井全角變化率對比Fig. 2 Comparison between actual and design total angular change rate

4.2 實時鉆井工況監測與預判

Real-time monitoring and prejudgment on drilling conditions

現場作業人員通過記錄鉆具上提下放的摩阻，通過實際摩阻與模擬的摩阻趨勢對比，診斷工況，結合短起下鉆時的工況判斷井眼的清潔狀態。例如在鉆進A1井的時候鉆進至4 000 m上提摩阻明顯增高，結合機械鉆速與巖屑的返出情況，得出當時ROP比較快，井眼的清潔能力有限，導致巖屑的堆積從而形成摩阻增加的情況。決定循環清潔井眼，振動篩返出大量巖屑，并做500 m的短起，以檢查井眼的狀態。之后繼續鉆進，上提下放的摩阻恢復正常，及時有效地控制了井下鉆井風險。此外通過記錄實際工況的摩阻扭矩與模擬趨勢對比，得出了該區塊正常作業時的摩阻系數，為以后的作業提供了參照，并為后續的設計提供了依據（圖3）。

4.3 鉆井作業時效

Time efficiency of drilling operation

圖3 實鉆摩阻趨勢與模擬趨勢對比回歸Fig. 3 Comparison and regression of actual friction resistance trend and simulated trend

A3井的?311.2 mm井段采用的是斯倫貝謝的推靠式旋轉導向工具PowerDrive Orbit，在本區塊的軟砂層段，降斜趨勢很大，需要控制參數，限制了機械鉆速的提高，并且推靠塊的抗研磨能力有限，也限制了單趟鉆的進尺。A1井使用斯倫貝謝的指向式旋轉導向工具PowerDrive Xceed，即使在軟砂層里面工具對井斜的控制能力依然很強，此外通過升級扶正套的耐磨材料，在研磨性地層中鉆具的耐磨性得到大幅提高。A1井的?311.2 mm井段的機械鉆速比A3井提高了28%，并且實現了一趟鉆鉆至中完深度，進尺3 120 m，創本區塊最長單趟鉆進尺記錄，工期比設計提前6天。

5 結論及認識

Conclusions and understandings

（1）優化表層軌跡，增加軌跡的易實現性，是規避防碰風險的基礎。有計劃地適時進行陀螺測斜獲取不受鄰井套管磁干擾的準確方位角則進一步降低了防碰風險。

（2）通過優化鉆具組合，優選鉆井參數，實現了在大尺寸井眼中進行精準的定向軌跡控制。如果大尺寸井段較長，定向鉆井作業可以采用旋轉導向系統，在PY10-5的超長大位移井中?406.4 mm井段應用了旋轉導向系統并取得了預期的效果。

（3）采用快速測斜即通過鉆具停轉來激發測斜程序而不需要控制排量，節省了作業時間并降低了作業風險。

（4）通過應用專業定向鉆井軟件（Drilling Office）可以比較準確地模擬出實際工況，增加了作業過程中的可預見性，減少了不確定性，同時也為優化鉆井管柱和井下鉆具組合提供了基礎數據。

（5）將實際摩阻與作業前模型對比，可幫助更好地分析鉆井中出現的問題，提前預知并規避了作業風險，是一種有效的鉆井工況監控手段。同時為持續優化鉆井參數進而提高作業時效提供了依據。

（6）旋轉導向系統尤其是根據區域實際情況對某些模塊進行升級后的旋轉導向系統（Power Drive Xceed）可以更具針對性，避免非生產時間，提高作業效率。

References:

［1］ 雷正義，付建紅，姜偉，蔣世全，王伯洪，趙莉. 擬懸鏈線軌跡設計方法及其摩阻扭矩評價［J］. 石油鉆采工藝，2004，26（6）：13-15. LEI Zhengyi, FU Jianhong, JIANG Wei, JIANG Shiquan, WANG Bohong, ZHAO Li. Pseudo-catenary profile well plan and torque and drag evaluation for an extended reach well［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2004, 26（6）: 13-15.

［2］ 王毅. 淺層高造斜率大井眼定向鉆井技術［J］. 鉆采工藝，2009，32（2）：9-10. WANG Yi. Shallow directional drilling technology with large diameter and high-building rate［J］. Drilling & Production Technology, 2009, 32（2）: 9-10.

［3］ 高德利，覃成錦，李文勇. 南海西江大位移井摩阻和扭矩數值分析研究［J］. 石油鉆采工藝，2003，25（5）：7-12. GAO Deli, QIN Chengjin, LI Wenyong. Research on numerical analysis of drag and torque for xijiang extended reach wells in South-China Sea［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2003, 25（5）: 7-12.

［4］ 王俊良，陳洪亮，劉永峰. 大位移井鉆具組合設計及摩阻扭矩分析［J］. 鉆采工藝，2012，35（1）：24-26. WANG Junliang, CHEN Hongliang, LIU Yongfeng. Bottom hole assembly design, torque and drag analysis for extended well［J］. Drilling & Production Technology, 2012, 35（1）: 24-26.

［5］ 王敏生，光新軍. 定向鉆井技術新進展及發展趨勢［J］.石油機械，2015，43（7）：12-18. WANG Minsheng, GUANG Xinjun. Advances and trend of directional drilling technology［J］. China Petroleum Machinery, 2015, 43(7): 12-18.

（修改稿收到日期 2016-11-27）

〔編輯 薛改珍〕

Application of extended-reach directional well drilling technology in PY10-8/5 Oilfield

TIAN Zhixin1, LI Wenjin1, LEI Hong1, GAO Tianyun2, HUANG Nan2

1. CNOOC China Limited PY Operating Company, Shenzhen 518000, Guangdong, China; 2. Schlumberger China Marine Service Company, Shenzhen 518000, Guangdong, China

Well PY10-8/5 is an extended reach well and it is a key and difficult project of CNOOC in the South China Sea. Its directional drilling is seriously restricted by surface anti-collision, whipstocking of surface large borehole, operation speed increase of long displacement sections with high hold angle and abrasion of down hole tools. In this paper, the technical difficulties of this direction well drilling project were analyzed thoroughly. Then, the technologies for dealing with these directional drilling difficulties were researched and optimized in reference to the direction well drilling technologies used in other extended reach well projects at home and abroad, especially the drilling experience in this block. And finally, the supporting technologies suitable for the directional well drilling of this extended reach well project were gradually developed by optimizing the trajectory and bottom hole assembly (BHA), adopting the rotary-steering drilling tools and simulating and real-time tracking and analyzing the operational engineering parameters. After these drilling technologies are applied in PY10-8/5 extended reach well project, the drilling is completed smoothly, efficiently and economically. The research results are of instructive significance to other projects.

directional well drilling; extended reach well; rotary steering; trajectory design; drilling engineering software; friction resistance; bottom hole assembly (BHA)

田志欣，李文金，雷鴻，高天云，黃南.大位移定向鉆井工藝在PY10-8/5油田的應用［J］.石油鉆采工藝，2017，39（1）：42-46.

TE524

A

1000 – 7393（ 2017 ） 01 – 0042 – 05

10.13639/j.odpt.2017.01.008

:TIAN Zhixin, LI Wenjin, LEI Hong, GAO Tianyun, HUANG Nan. Application of extended-reach directional well drilling technology in PY10-8/5 Oilfield［J］. OIL Drilling & Production Technology, 2017, 39(1): 42-46.

田志欣（1982-），2005年畢業于西南石油大學石油工程專業，現從事海洋石油鉆完井研究工作。通訊地址：（518067）廣東省深圳市南山區后海濱路海洋石油大廈A座2204。電話：0755-26821128轉1522。E-mail：tzx_009@163.com

高天云（1984-），2007年畢業于中國石油大學（華東）石油工程專業，現從事定向鉆井設計研究與作業技術支持。通訊地址：（518067）深圳市南山區赤灣一路6號斯倫貝謝海洋服務公司D&M部門。電話：0755-87854019。E-mail：tgao@slb.com