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优化定向井剖面设计与施工技术 编 写：审 核： 二OOO年十二月三十日提高定向井井身质量钻井工艺技术摘要：2000年，在定向井技术上我们钻井一处取得了较大的技术进步，主要体现在以下方面：定向井剖面设计进一步优化；直井段防斜打直技术走向成熟；轨迹控制技术形成适应陕北地区地质特征的成熟的配套工艺技术。这些技术的推广与应用，大幅度提高了定向井井身质量，加快了钻井速度，实现了质量与速度的和谐与统一。进行了PDC钻头、导向钻井的试验，取得了阶段性成果。新技术的试验与研究，为今后的可持续发展储备了技术、奠定了基础。主题词：定向井 井身质量 防斜打直 防碰绕障 剖面设计与施工 钻井速度 2000年度与1999年度定向井技术指标同比情况：内容完井口进尺米月速度米/台月机械钻速m/h钻井周期d建井周期d直增稳（缓降）%直增降%定向井一次成功率平均井深米991882198653513.9017.068.5811.7093 49.47%95 50.53%74.88%116900200260987371919.698.2511.95190 95%105%78.8%1305对比+12+41122+205.1+2.630.33+0.25+50.93%45.53+3.92%+136从表中可以看出:在平均井深增加136米的同时，2000年度与1999年度比较，钻井口数增加12口，多打进尺41122米；钻机月速度提高205.10米/台月；平均机械钻速提高2.63米/小时，其中216mm井眼机械钻速达到21.46米/小时，165mm井眼机械钻速为13.50米/小时；钻井周期缩短0.33天；剖面合格率100%，其中，直增、直增稳剖面114口，优质剖面占到57%；井身质量合格率100%，定向一次成功率提高5.40%；建井周期延长0.26天。2000年定向井工艺技术取得了可喜的技术进步。一、剖面设计的优化是提高井身质量的前提1、位移垂深比在0.25内小斜井的剖面设计技术我们根据几年来的实钻经验，对位移垂深比在0.25内小斜井的设计进行了优化，依据其设计位移的大小及其井型的不同，由原来的“直定向增斜稳斜”四段制剖面修改为“直定向稳斜”或“直定向缓降”的三段制剖面。如32795队的盘57-27井，其设计位移156.49米，中靶垂深1881米，为评价井（取芯）。依据四段制剖面设计如下表所示：施工项目井深段长井斜直井段135013500造斜段1400509增斜段1709.14309.1421.37稳斜段1906.11196.9721.37完钻1961.9555.8421.37而依据三段制剖面设计情形为：施工项目井深段长井斜直井段9509500造斜段1004.4854.489.82稳斜段1894.31889.839.82完钻1947.0952.779.82从表中可以看出：把造斜点由1350米提高到950米，其最大井斜由原来的21.37度降至9.82度；四段制剖面改为三段制剖面。这样，减小了全井的最大井斜角、轨迹的平滑性能好；轨迹控制工艺简化，现场便于操作，减少了扭方位风险，减少了起下钻次数。下表是四口井的不同施工方法的对比情况：井号钻机月速度平均机械钻速中靶垂深水平位移造斜点剖面类型W28-07465018.241326118.19150定向稳W29-07407420.711394221.69190定向稳W26-0135556.5220.141345111.11875定向增W25-0162114.7119.031288240.14625增缓 表中可以反应出：这样的施工方法不影响全井的机械钻速，相反在施工参数合理施加、轨迹控制得当的情形下可以提高机械钻速。同时，这类施工方法为定向井取芯工作十分有利。年度这类施工方法实际施工16口井（包括取芯斜井）。其推广使用的施工原则为：位移垂深比0.25。这样，我们通过优化小位移井的剖面设计，缩小了全井段的最大井斜角，提高了定向一次成功率，降低了井斜不足所带来的施工隐患，减小了扭方位风险；简化了施工工艺，为全井段加快钻井速度创造了条件，也为后续施工奠定了基础。2、中靶垂深为7001300m浅井的剖面设计技术中靶垂深为7001300m的浅井，其轨迹控制段较短，便于直增或直增稳剖面的实施。其剖面设计为直增稳剖面类型，实际施工可以为直增或直增稳剖面。由于井浅控制断短，井斜角的控制是施工关键。因此定向时须取较大的井斜初始角。下表是不同位移情况下宜取的初始井斜角、方位超前角：位移m内容200m200300m300m初始井斜角（0）81010121216方位超前角（0）0103、中靶垂深1300m的深井，以直增稳剖面设计，施工中可以施工为二种剖面类型：直增稳或直增稳缓降。其井深控制段长，在定向施工时宜取较大的方位超前角。下表是不同位移情况下宜取的初始井斜角、方位超前角： 位移m内容300300400400井斜初始角（0）81010121216方位超前角（0）1018二、直井段的防斜打直技术在直井段，塔式加钟摆钻具组合，其钻具结构为：A:钻头+178mmDC*2根+稳定器+NDC+其它防碰井段使用常规钻具结构：B:钻头+165mmNDC+165mmDC+稳定器+其它A钻具结构，由于非磁钻铤远离钻头，测斜数据与所钻井深存在滞后现象，因此使用在直井、井组第一口井、不须防碰的其它定向井中；B钻具结构使用在有防碰需要的定向井中。塔式钻具结构的推广与使用，配合参数调整，有力地克服了直井段井斜超标问题；同时，也为丛式井的防碰工作提供了有利条件。下表是3口井塔式钻具使用效果：塔式钻具组合王25-014王26-014王25-013测深（m）井斜()方位()测深(m)井斜()方位()测深(m)井斜()方位()330.2120350.382181305850.685720.6411020.23301120.50.212113551250.62601360.82251580.3101660.22301720.92502310.53452120.53202230.22652790.93052580.62553050.721531713103151.525036312153651.13163541.32554111.12304120.83154021.52454680.52754610.43154501.222551512104990.25648812406110.82205470.5350524126067712105850.53506990.93106230.22886620.5290钻压/转速：50100 kn /134 n/min钻压/转速：70 kn /134 n/min钻压/转速：50100kn/134n/min178mm钻铤的使用，增大了下部钻具刚度，结构的钟摆力增大，配合施加参数调整，有效地遏止了直井段井斜超标问题。下表是99年度、2000年度直井段井斜超标情况统计表：内容定向井完井口数直井段井斜3度199918837 口 19.68%200019713 口 6.60%三、216mm井眼的定向井轨迹控制技术丛式定向井施工，是依据特殊的钻具组合所形成的结构特点，克服地质因素而向预设的轨迹方向发展，且形成相应的剖面类型。为了满足甲方的钻井质量要求，我们在总结分析的基础上，钻具组合由多元化、井队各自为政向模式化、系列化发展。1、 增斜段钻具组合在原来增斜的多种钻具结构中，优选双稳定器钻具结构进行增斜段作业。其钻具结构为：钻头+双母稳定器（或配合接头+公母稳定器）+NDC+DC*1根+公母稳定器+其它其增斜能力、抑制方位能力与近钻头稳定器的外径尺寸有关系。稳定器外径mm增斜率deg/100m方位变化率deg/100m21457012132145602212-2133602210-2122503 远钻头公母稳定器的外径尺寸应大于210mm。下表是双稳定器结构与其它结构的使用对比情况：内容双稳定器双母稳定器单公稳定器变径稳定器井斜变化率deg/100m46483548方位变化率deg/100m02133324 该种钻具结构同其它结构相比较，具有较强的增斜能力且增斜能力比较稳定，其抑制方位能力更具有吸引力，能有效确保轨迹的平滑性,确保增斜段的增斜率，避免动力钻具强增斜、强扭方位和轨迹失控质量事故；其抑制地质因素作用力强，使各区块间的地质差异缩小到无足轻重。因此，该钻具结构在各区块都得到大面积推广与应用。年度增斜段增斜钻具结构使用情况统计钻具结构双稳定器 口其它 口井口数12452单公母稳定器、双母稳定器、变径稳定器增斜钻具结构有其独特的作用：在定向方位超前角取值较大时，可下入单公母稳定器结构调整方位；双母稳定器、变径稳定器其增斜率最高，在上部井斜欠缺的情况下能够迅速增斜，恢复正常生产。2、 稳斜段钻具结构在原来使用单稳定器钻具结构时所采用的稳斜结构为：钻头+短钻铤（1.302.00米）+稳定器+其它该钻具结构由于结构特点决定了其克服地质作用能力较差，易引起井斜角、方位角偏离设计范围而扭方位；同时，承受上部井段轨迹现状所形成的作用力能力差，因而易引起井斜、方位的反常变化发生扭方位施工。以往的扭方位作业大部分是在此间形成的。双稳定器结构有效地克服了这些缺陷而得到现场的青睐。双稳定器稳斜钻具结构为：钻头+双母稳定器（或配合接头+公母稳定器）+NDC+公母稳定器+其它下表是双稳定器稳斜钻具结构的稳斜稳方位情况：近钻头稳定器外径 mm 井斜变化率deg方位变化率deg21321411012122130201.52102120402 该钻具结构在使用过程中应注意近钻头稳定器外径212mm为宜，远钻头稳定器外径210mm为宜；双稳定器稳斜钻具结构往往要出现降斜，降斜率在-1-4间，其降斜率与近钻头稳定器的外径、施加的钻井参数有关系。因此，在使用时应依据轨迹控制需要留有相应的井斜富裕量、施加合理的钻井参数，亦可作为缓降钻具结构使用（年度使用8口井）。双稳定器稳斜钻具结构具有较强的控制井斜及方位能力，减少了轨迹的突变现象，大大减少了扭方位几率和提高剖面优质率；同增斜段一样，缩小了区块间的差异，得到大面积的推广应用。下表是年度稳斜段钻具结构统计情况：钻具结构短钻铤+稳定器 口双稳定器 口井口数171003、 缓降段的钻具结构降斜率在25（0/100m）范围的井段我们称其为缓降井段，该范围内所使用的钻具结构称其为缓降钻具结构。我们常使用的钻具结构为：短钻铤+公母稳定器+其它其降斜率与短钻铤的长度、公母稳定器的尺寸关系较大。常使用的短钻铤长度范围在2.504.00m,其稳定器尺寸为212mm，降斜率为25（0/100m）范围内。双稳定器稳斜钻具结构近钻头稳定器外径在212209mm的情形下，参数控制得当，其缓降效果比单公母稳定器结构更好。年度共使用8口井，明年有待于进一步推广。4、 三稳定器钻具结构的使用在20108队，进行了两口井三稳定器钻具结构在稳斜段的使用尝试，并对其有了轮廓性的认识。使用区块：安塞油田王南沟区块；井口数：2口；使用目的：稳斜稳方位。下表是两口井的设计数据：井号设计方位设计位移中靶垂深造斜点最大井斜中靶半径贺16-12142.65246.47109245025.8/87030贺16-11207.58220.12109245028.6630下表是两口井的实际施工数据：井号钻具结构井段井斜变化方位变化钻压*转数贺16-11Star+3.05DC+star+NDC+star77011822223208203170*134贺16-12Star+3.05DC+star+NDC+star79011862524142142160*134 从表中可以看出，三稳定器钻具结构具有很强稳斜稳方位能力，尤其是稳斜能力。两口井均稳斜接近400米，井斜变化幅度较小接近于0，相比于双稳定器结构更具优势（双稳定器结构在稳斜250米后会出现降斜，降斜率在25度/100米）。这对深井丛式定向井无疑是一个福音，有希望解决深井长控制段的钻具结构选用课题。2001年我们将会在顺宁区块予以使用。在216mm井眼丛式定向井施工中，我们大面积的推广使用了双稳定器结构，大幅度提高了定向一次成功率和剖面优质率；杜绝了轨迹失控质量事故（1999年因轨迹失控填井侧钻两口）。下表是2000年、1999年剖面优质率、定向一次成功率的对比情况：内容剖面优质率%定向一次成功率%2000年57%78.8%1999年31.38%74.88%同比+25.62%+3.92%其中，2000年优质剖面率提高25.62%，定向一次成功率提高3.92%。2000年度，丛式井的钻具结构使用上，从以往的单母稳定器、双稳定器、变径稳定器等多种组合中优选出双稳定器钻具结构；从以往的井队对钻具结构的选用各自为政中规范为使用成熟的双稳定器钻具结构；基本上满足了增斜、稳斜的施工要求。优化钻具组合的实施，直井段井身质量明显提高；斜井段动力钻具强增斜、强扭方位情况基本消失，优质剖面符合率大幅度提高，实现了全年无一起井身轨迹质量事故；三稳定器钻具结构有望解决深井的定向井施工难题。四、165mm小井眼定向井的钻具组合1、 增斜段钻具结构在增斜段普遍采用的增斜钻具结构为单稳定器钻具结构：钻头+配合接头+公母稳定器+其它其使用情况如下表所示：井号井段m钻具结构增斜率deg/100m方位变化率deg/100m塞359500755SH22R+0.29m+161mm稳3058碾911325439SH22R+0.40m+163mm稳4636439586SH22R+0.29m+162mm稳4613碾1012232536SH22R+0.40m+163mm稳38310谭1313309577SH22R+0.30m+163mm稳3538谭1414296-482SH22R+0.40m+163mm稳3538 该表可以看出： A该钻具结构有较强的增斜能力，增斜率在46（0/100m）间；方位左飘速度较快，一般在3deg/100m8deg/100m间。因此方位超前角应取值较大。下表是小井眼定向井定向的初始井斜及方位超前角：设计位移m100100200200初始井斜deg91010121215方位超前角deg31012201525 B稳定器的尺寸与增斜率关系密切。例如塞359井，采用较小尺寸的稳定器在增斜段后出现稳斜，顺利一次性完钻。足尺寸稳定器是保证增斜率的关键因素。C一般情况下，随着钻压的增加，增斜率增大；转速愈高，方位左飘能力减弱。但当钻压大于100KN时增斜率下降，大于120KN不增斜。在增斜结构中，还有双母稳定器、增斜PDC钻头两种结构，其增斜能力、方位变化率如下表所示：钻具结构增斜率deg/100m方位变化率 deg/100m双母稳定器263-6PDC钻头363-6 这两种钻具结构同单公稳定器结构相比较，配合接头+公母稳定器有较强的增斜能力，增斜率相对比较稳定，方位漂移易于控制，现场中以该结构为主。2、 稳斜段钻具结构稳斜段常采用以下钻具结构：A、钻头+配合接头（0.301.00m）+165mm公母稳定器+NDC+欠尺寸稳定器B、钻头+165mm双母稳定器+NDC+欠尺寸稳定器下表是这两种结构的使用情况：井号井段m结构井斜变化deg方位变化degN12-136491047163mm稳+NDC+159mm稳28.527347555S4284298020.70m+1620m稳+NDC+159mm稳2122.51624296290N12-11750967164mm稳+NDC+162mm稳382520.5258255Z6-85758090.29m+162mm稳+NDC+159mm稳2520294280N10-125466540.82m+163mm稳+NDC+161.5mm稳2626.4185185T13-135577050.60m+163mm稳+NDC+161mm稳2324.7134134T14-144828270.99m+163mm稳+NDC+162mm稳24.92410519S34-21435-6060.60m+162mm稳+NDC+162mm稳2926.5175169 从表中可以看出：钻具结构A的稳斜稳方位能力优于钻具结构B；钻具结构A，当配合接头在0.501.00m范围内，近钻头稳定器外径163mm，远钻头稳定器外径161mm，稳斜稳方位能力最强。3、 165mmPDC钻头的应用针对小井眼钻井机械钻速低的问题，我们在99年直井段试验的基础上，2000年度进行了斜井段的试验。试验结果表明，PDC钻头能有效的提高机械钻速。下表是三牙轮钻头与PDC钻头的机械钻速对比情况：厂家尺寸mm型号数量只进尺m纯钻h机械钻速m/h石油大学165BM42531022.3462.2516.42川石165SH22R216149.33647.419.50大港165FW28162354.35109.3321.53从表中可以看出：PDC钻头相比于三牙轮钻头，能大幅度的提高机械钻速，其中，大港PDC优于石油大学PDC钻头。总之，小井眼定向井相对于216mm井眼有其特殊性，其钻具刚度小，柔性大，抑制方位能力差，因此，在施工时也有其特殊性：定向时井斜初始角和方位超前角取值较大； 0.50m配合接头+162mm稳定器钻具结构完成增斜段；（0.50m1.00m）配合接头+162mm稳定器+NDC+欠尺寸稳定器的稳斜钻具结构完成稳斜段作业；尝试使用增斜PDC钻头，并有了一定认识。小井眼定向井逐步走向成熟和规范。五、2000年度分队定向井技术指标对比分析2000年各队定向井技术指标统计对比井队井口数总进尺钻井周期机械钻速钻机月速中靶半径直增(稳)剖面剖面优质率定向一次成功率1302131252016.2111.5621098.39753.8%8/13（61.54）130311980414.2112.4923849.10872.7%9/11（81.82）153010999111.2120.18305112.65990%11/12（90.00）2010831356747.5827.42517213.302270.9%28/31（90.32）20127182683211.7519.67415313.63100.5514/18（77.78）20137232950910.0022.61429513.861043.7%16/23（69.57）20141222878010.1319.26416813.081568.2%13/22（59.10）32645182604612.6718.71375717.981267.6%16/18（88.89）32795111637215.8719.75330811.82218.8%8/11（72.73）32796122241819.6720.51344210.33325%9/12（75）327972268239.2910.601083328875565812.1720.06323314.41360%5/5（100）328901104723.6317.7521723291020310869.4522.17516212.01945%14/20（70）32921325687.6222.33430015.783/3（100）32887、32921、32797、32890队所钻定向井口数少，不作对比情况下，其余井队做比较。20108钻井队定向井技术指标独占鳌头，其总进尺35674米，平均钻机月速度5172米/台月，机械钻速27.42米/小时，定向一次成功率90.32%。20108队之所以取得如此好的成绩，总结起来有如下几点：（1）、全年31口定向井全井段使用了双稳定器钻具结构，定向一次成功率最高；（2）、高压喷射钻井技术的全面应用，使其钻机月速度、机械钻速全处最高。其平均泵压达到11Mpa，比全处平均泵压7Mpa高出 4Mpa;(3)、在机械参数上有其独到之处，表现为钻压160180200Kn，转速为120r/min，即合理的钻压、较高的转速。而全处平均钻压达到200 220 K n,转速70r/min。六、导向钻井技术试验的初步成果在2000年，我们把导向钻井技术的试验与研究作为该年度的一项重点项目，投入了大量的人力