埕東油田埕古13區塊水平井鉆井軌跡控制技術

王忠海 張偉

摘 要：分析了埕東油田埕古13區塊水平井鉆井軌跡控制存在著地層不均勻、各井段造斜率差異大、進入儲層后極易降斜等難點的原因，提出了精細優化軌道設計、采用近鉆頭地質導向系統、合理選擇井斜角進行穩斜探頂、鉆遇疏松地層及時降低循環排量等技術措施，能滿足該區塊水平井鉆井的軌跡控制要求，提高了鉆井時效。

關鍵詞：埕古油田；水平井；軌跡控制

埕東油田埕古13區塊是油田重點區塊，埕南斷裂帶構造十分復雜。構造形態西高東低，由西北向東南發育，南北兩翼地層傾角在5-6度左右，含油高度在5-25m左右。儲層物性較好，為高孔高滲儲層。為有效控制底水錐進、提高油氣采收率，在該區塊布置了較多水平井。然而該區塊實施水平井鉆井難度較大，存在大段的疏松砂巖，造斜率低、進入儲層后容易快速降斜等特點，對水平井軌跡控制技術提出了較高的要求。

1 施工難點

1.1 靶前位移小，設計造斜率高

由于地理因素制約，井位布置靈活度低，許多井靶前位移較小。靶前位移小則增斜段的軌跡控制靈活度降低，給準確矢量入靶增加了難度。

1.2 地層不均勻，各井段造斜率差異大

埕古13區塊施工中發現存在大段的疏松砂巖。油層上部常有泥巖和致密的灰質砂巖，鉆時很慢。這些不均勻分布的地層特征導致增斜段中不同井段有不同的造斜率。

1.3 進入儲層后極易降斜大

埕古13區塊在水平段鉆進過程中常常出現井斜快速下降的情況。如在水平段短起下井斜下降3-4°，后續施工若不能及時增斜的話實際垂深將大幅下降。

1.4 設計軌跡在油層頂部

該區塊油氣聚集于構造高部位，且底水錐進速度快，施工中依據地質導向參數保持實際軌跡在油層頂部穿行，由于蓋層具有一定傾角，實際施工中容易觸頂。

2 原因分析

2.1 設計概況

該區塊的流沙層埋藏位置淺且壓實強度低，膠結疏松，井壁軟、井眼擴徑，對造斜工具提供不了足夠的側向支撐力，造成造斜率降低。

2.2 水力破巖效果強導致造斜率低

由于地層松軟，水力破巖效果明顯，鉆頭能施加到井底的鉆壓很小，甚至鉆頭剛剛壓在井底巖石即被破碎。鉆頭加不上壓則動力鉆具更加難以提供側向力，導致造斜率偏低。

2.3 井眼尺寸大

二開多采用241.3mm的鉆頭，較大的井眼尺寸也是造斜率低的原因。

2.4 測斜零長較長

常規地質導向的測斜零長二十米左右，井底的井斜、方位等參數需要根據測點數據進行預測。由于地層的不均勻性，給井底數據的預測帶來了難度，不能及時獲知就無法及時調整定向參數。

3 技術措施

3.1 優化軌跡設計

①分段設計狗腿度；

②直井段造負位移；

③適當提前造斜點。

3.2 使用近鉆頭測斜儀器

該井采用了MRC近鉆頭地質導向系統。該系統采用電磁波電阻率、自然伽馬和井斜一體化設計技術，實現近鉆頭地質參數與工程參數集成測量，大大縮短了測量零長，能夠實時監測地層特征信息、辨別地層變化，有利于及時調整井眼軌跡，降低打穿油層的風險，提高儲層鉆遇率。

3.3 流沙層降低排量

由于松軟的流沙層中水力破巖及沖刷的效果很強，為提高造斜率可以適當降低循環排量，使得在流沙層中增斜滿足了設計要求。

3.4 短起下前避免在流沙層循環

在施工中提前預測流沙層的位置，在泥巖段進行短起下作業。進入水平段之前同樣選擇在較為堅硬的蓋層中循環，減少井底降斜的可能。

4 結論與建議

①埕古13區塊地層巖性不均勻、含大段流沙層的地質特點決定了水平井軌跡控制十分困難，實踐證明，精細優化井眼軌道設計、采用分段化設計井眼軌道有利于現場施工，在直井段人為制造負位移和適當改變造斜點位置對平滑設計軌道也能起到一定的作用；

②壓實強度低、膠結疏松是流沙層造斜率低的主要原因，也是埕南區塊水平井鉆井的主要難點，施工中鉆遇流沙層應及時增加滑動鉆進的長度，并降低循環排量，短起下作業前也應避免在流沙層中長時間循環；

③MRC地質導向系統測斜零長短，準確的預測井底參數，避免井斜大幅度波動時給軌跡控制帶來困難，十分適用于本區塊水平井鉆井。

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