塔河油田井眼轨道优化设计方法研究硕士毕业论文.doc

中国石油大学硕士研究生学位论文（申请工学硕士学位）塔河油田水平井钻井井眼轨道优化设计研究目 录目 录2摘 要3第1章 前言41.1 研究背景41.2 研究目的和意义81.3 国内外研究现状101.4 研究内容13第2章 水平井轨道优化设计模型142.2 定向井轨道优化设计模型152.3 塔河油田水平井钻井轨道设计及实钻情况182.4 塔河油田水平井轨道优化设计模型推导22第3章 塔河油田水平井轨道优化基本约束条件确定283.1 造斜点范围的确定283.2 稳斜角范围的确定303.3 调整段长度范围的确定333.4 井眼曲率范围的确定34第4章 塔河油田动力钻具造斜率预测研究374.1 螺杆钻具几何造斜率计算方法384.2 螺杆钻具造斜能力影响因素分析404.3 几何造斜率计算方法在塔河油田的应用444.4 钻具造斜率正交分析预测方法47第5章 塔河油田水平井轨道优化实例设计与分析585.1 AT1-10H井简况585.2 约束条件确定585.3 AT1-10H井轨道优化设计模型建立及求解59第6章 总结63参考文献64摘 要水平井钻井技术近年来在塔河油田应用非常广泛。它解决了直井中存在的诸多问题,对增加井筒泄油面积,延缓底水追进,提高产能,大幅度地提高整个油田的开发综合效益具有巨大的推动作用。但在钻井施工过程中，出现了摩阻扭矩大，钻压传递困难等一系列轨迹控制难点，亟待解决。本文针对塔河油田水平井钻井施工中遇到的技术难点，从井眼轨道设计的角度出发开展研究，根据井眼轨道优化理论推导了塔河油田轨道优化设计模型，并结合对各个关键参数的约束条件的研究，重点分析塔河油田螺杆钻具造斜能力影响因素及计算方法，从而优化设计水平井轨道，进一步完善水平井钻井工艺。首先针对单增、双增、三增剖面分别推导得出了适合塔河油田的水平井轨道优化设计模型，模型符合塔河油田水平井钻井轨道设计特点，可以从各个关键参数范围内优化设计轨道，弥补了常规的试算设计方法的不足。然后密切结合塔河油田施工实际情况，确定了造斜点深度、稳斜角、调整段长度、造斜率等约束条件的取值范围，以便进一步进行定量计算；并且深入分析塔河油田螺杆钻具造斜能力影响因素，通过钻井数据得到地层对应的修正系数，能够准确预测螺杆钻具组合在不同区块地层的实际造斜率。采用正交分析方法，进一步回归得到造斜率预测模型，模型经过方差分析检验，具有很强的显著性，能够用于预测螺杆钻具造斜率。最后，针对AT1-10H井，建立了该井的水平井轨道优化设计模型，确定相应的约束条件，采用合理算法进行了计算，获得的优化设计结果符合施工实际需要，并实现了优化目标。第1章 前言1.1 研究背景目前国际上水平井钻井技术已日臻成熟和完善。钻井成本大幅下降，已钻成多样的水平井，成为高效开发油气藏的主要手段。水平井技术于20世纪20年代提出，40年代付诸实施，80年代相继在美国、加拿大、法国等国家得到广泛工业化应用，并由此形成一股研究、应用水平井技术的高潮。 当今，水平井钻井技术已日趋完善，由单个水平井向整体井组开发转变，并以此为基础发展了水平井各项配套技术，与欠平衡等钻井技术、多分支等完井技术相结合，形成了多样化的水平井技术。（1）石油行业对钻井技术低成本、低污染、精确轨迹、高产量的技术需求，促使水平井数量逐年增长。近年来，水平井钻完井总数几乎成指数增长，全世界的水平井井数为4.5万口左右，主要分布在美国、加拿大、俄罗斯等69个国家，其中美国和加拿大占88.4%。近年美国水平井应用比例在6%以上，加拿大应用比例在10%以上。 53%用于裂缝性油藏的开发，33%用于底水或气顶油藏的开发。我国是继美国和前苏联之后，第三个钻水平井的国家。国内水平井钻井最早出现于1957年，1965-1966年在四川钻成2口水平井即巴-24和磨-3井,之后处于停滞状态。直到80年代末期，“石油水平井钻井成套技术”90年列入国家“八五”重大科技攻关项目。6个油田5所院校的762名科技人员参加攻关，历经4年在10个油田钻成长、中、短半径水平井50余口，涉及8种以上油气藏。有35口水平井与临近直井或定向井原油产量比值为3-6。目前，水平井钻井技术日益受到重视，在多个油田得以迅速发展，其油藏有低压低渗砂岩油藏、稠油油藏、火山喷发岩油藏、不整合屋脊式砂岩油藏等多种类型。（2）石油剩余资源和低渗、超薄、稠油和超稠油等特殊经济边际油藏开发的低本高效，是水平井技术发展的直接动力。目前，国外水平井钻井成本已降至直井的1.5至2倍，甚至有的水平井成本只是直井的1.2倍，而水平井产量是直井的4至8倍。国内塔中4、塔中16油田水平井钻井成本为同区直井的2倍多，大港油田水平井投资平均为直井的2.3倍。近年来，随着技术的成熟和钻井数量的增加，国内的水平井钻完井成本呈降低趋势。（3）有效提高采收率，助推难采难动用储量升级，使水平井技术成为各类油气藏转换开发方式的有效手段。最初，水平井主要用于开发低渗透裂缝性地层横穿裂缝和气顶、底水油藏减缓气水推进。近年来，随着钻井技术进步和钻井成本的不断降低，应用范围不断扩大。如今，水平井技术已作为常规钻井技术应用于裂缝性碳酸盐岩、页岩、砂岩地层，有效开发枯竭油藏、致密气藏等所有类型的油藏。水平井技术也出现了一些应用新趋势：水平井作为注入井，提高产量；分支水平井开采多个产层；开采老油田剩余油；多目标开发产层；开采气藏或疏松砂岩油藏；水平井资料用于油藏描述；薄层油藏、注水剖面修正、持续增产。（4）钻井技术向自动化、智能化、轻便化和经济化发展，带动水平井技术形成了一整套个性突出的技术系列。目前，国外水平井钻井技术已发展成为一项常规技术，无论大、中、短曲率半径水平井，其井身质量、钻速、钻时、钻井成本、综合效益都可以得到保证。就总体而言，目前国外水平井钻井技术的井身结构设计、钻具配置、钻头、井下动力钻具、轨迹控制、随钻测试、泥浆技术等都有了很大程度的提高，大大降低了水平井的技术风险。20世纪90年代以来，钻井技术逐步细化为具有代表意义的水平井、多分支水平井、大位移井、深井钻井、连续管钻井等钻井技术，并相继开发了许多新工具、新装备，增加和完善了钻井测试和控制手段、过程分析和控制软件。21世纪的水平井钻井技术发展具有以下特征。a.技术、设备、工艺发展多样化。在多学科交叉的影响下，研究开发了大位移钻井技术、侧钻水平井钻井技术、分支井技术、径向水平井技术、欠平衡钻井技术、连续油管技术；研制了技术含量高的MWD、LWD等随钻测量设备。钻井井眼在水平方向上的位移已经突破1万米，使以前无法开发利用的复杂油气藏和老油田不可开采的剩余储量得到开发，油气采收率显著提高，开发成本进一步降低。新钻井技术的特点不仅体现在钻井工艺技术的多样性，还体现在井身结构、下部钻具、测试工具的尺寸及功能上，多样化的趋势非常明显。这种多样化增强了钻井技术在不同条件、不同环境中的适应能力。b.工具和作业集成化、自动化、智能化。当前的导向钻具、测试工具和作业控制都日趋智能化，系统中单一工具的智能化正促进全系统的智能化。导向钻井技术从初级导向钻井、地面人工控制的导向钻井逐渐发展到全自动的井下闭环旋转导向钻井。近年来，地面自动控制的导向钻井工具，随钻地层评价测试系统的开发成功，更体现了工具和作业智能化的趋势。智能化钻井系统是自动化钻井的核心，是多种高新技术和产品的进一步研究和开发，其微型化的发展趋势，可望在21世纪前半叶实现。c.钻井信息数字化。随着钻井过程中工具位置、状态、流体水力参数、地层特征参数的实时测试、传输、分析和控制指令的反馈、执行再修正、钻井信息日益数字化，越来越脱离了人的经验性影响和控制，钻进过程逐步变成一个可用数字描述的确定性过程。当前出现和正在发展的三维成像技术就是钻井信息数字化的一个典型例证。国际互联网络和地区局域网络接起来，实时的井场数据能远程送达后方钻井、地质、油藏与管理部门并且实现双向通讯，及时获得后方技术指导与支持，准确、优质、高效、安全地钻井。d.专业分工与作业合作化。自水平井技术获得进展以来，出现了明显的专业分工和作业中的合作，现在这种趋势更加明显。测试工具开发和应用，多分支井完井管柱系统开发，都体现了专业服务公司和作业者之间的专业分工和作业合作趋势。这种趋势有利于新技术、新工艺的研究和应用。总的来说，21世纪水平井钻井技术发展的趋势是向自动化、智能化、轻便化和经济化方向发展。 1.2 研究目的和意义水平井钻井技术是20世纪80年代国际石油界迅速发展并日臻完善的一项综合性配套技术，它包括水平井油藏工程和优化设计技术，水平井井眼轨迹控制技术，水平井钻井液与油层保护技术，水平井测井技术和完井技术等一系列技术，综合了多学科的一些先进技术成果。由于水平井主要是以提高油气产量或提高油气采收率为根本目标，已经投产的水平井绝大多数带来了十分巨大的经济效益，因此水平井技术被誉为石油工业发展过程中的一项重大突破。水平井设计是水平井钻井成套技术中的首要环节。水平井设计工作的优劣，决定着水平井能否顺利地进行钻井施工，乃至能否取得预期的经济效益，因此必须引起足够的重视。水平井的井眼轨道设计是井眼轨迹控制的基础和依据。作为水平井钻井工程的关键环节，水平井井眼轨道优化设计是一个典型的多学科交叉的研究课题，涉及到诸多学科领域，尽管井眼轨道优化设计研究已有很长的历史，但由于问题的复杂性，尤其是有关的理论和技术仍不完善，所以亟需结合生产实际进一步开展理论方面的研究。塔河油田位于塔里木盆地北部，地处戈壁滩，油气藏类型多，油藏超深（大于5000 m）。奥陶系碳酸盐岩油藏为塔河油田主力油藏，分布较广，以灰岩为主，储层非均质极强，裂缝、溶洞发育，储量的动用难度大，油气层厚度较薄，埋藏在5600 m以下，井底温度在110 以上；志留系、石炭系卡拉沙依组和白垩系碎屑岩油藏砂体薄（小于15 m）；三叠系厚层砂岩油藏构造幅度低，以细砂岩为主、夹部分泥岩，埋深约4200m-4600m，底水或边水活跃。在这种特殊的地理及地质条件下，“少井高产”是油田开发必须遵循的开发原则。因此，水平井钻井技术近几年在塔河油田得以广泛应用,特别是2005年水平井钻井技术在9 区得到了非常广泛的应用。而08年度塔河油田在十二个主力区块及艾丁、巴楚等区块共部署水平井、侧钻水平井近60口，用于开发三叠系、石炭系、奥陶系油藏（以老井侧钻为主）。水平井解决了塔河油田直井中存在的诸多问题,对增加井筒泄油面积,延缓底水追进,提高产能,大幅度地提高整个油田的开发综合效益具有巨大的推动作用。水平井钻井技术在塔河油田得以广泛应用的同时，在井眼轨道优化设计和井眼轨迹控制方面存在的一些难点急需解决。其中，塔河油田中长半径水平井钻井技术的难点主要表现为：（1）井深，裸眼井段长，钻进中摩阻和扭矩大，易发生井下复杂事故；（2）碎屑岩地层为砂泥岩互层，砂岩和泥岩地层造斜差异大，增加了钻具优选和轨迹控制难度；（3）在大斜度段和水平段的钻进中，钻屑易沉降在井眼的底边，形成岩屑床，增加钻具摩阻、扭矩，增大了阻、卡风险；（4）靶窗小，中靶精度要求高，轨迹控制难度大。塔河油田侧钻短半径水平井钻井技术的难点主要表现为：（1）原直井油层上部177.8 mm技术尾管均下入在奥陶系下统顶界位置，造斜点垂深与靶点垂深之间高度只有5080 m左右，靶前位移小，造斜井段短，造斜率高，井底温度达130 ，螺杆钻具造斜规律不易掌握，轨迹控制难度大；（2）由于井眼曲率变化大，动力钻具在井眼中受弯曲应力影响，易发生钻具脱落、折断等钻具事故；（3）井深、井眼曲率大，加之奥陶系灰岩地层基质渗透率极低，难以形成润滑性能好的高质量泥饼，钻柱与井壁之间摩阻大，造斜段与水平段钻井中，滑动钻进钻压传递困难；（4）造斜段井眼曲率大，水平段延伸钻进中由于摩阻等因素影响，施加钻压困难。因此，针对塔河油田水平井钻井施工中遇到的技术难点，从井眼轨道优化设计的角度出发开展研究，探索解决这些难点的方法，具有十分重要的意义。1.3 国内外研究现状伴随水平井钻井技术的发展，定向井尤其是水平井的井眼轨道设计一直是一个重要的研究内容。国际国内专家学者在这个问题上做了大量研究，取得了许多宝贵的成果。自50年代初，Lubinski A的开创性工作以来井眼轨道理论一直是钻井工程中的一项核心技术。美国Lubinski A从定量分析直井中的钻柱屈曲问题开始 ，研究了底层各向异性钻井理论，分析了地层造斜特性、钻压、钻速之间的关系，奠定了井眼轨迹控制理论的理论基础。接着他与Woods先生合作，首次以定量关系发表了地层的各向异性钻井理论，并结合钻柱力学分析实现了对“平衡井斜角”的定量计算。Shell公司的研究人员，在 Lubinski A研究的基础上，也对井斜控制问题进行过许多研究。Murphy分析了光钻铤钻具组合的两维受力和变形，导出了预测这种简单钻具组合造斜率的计算模式。Bradley从钻柱力学、钻头结构特性及地层特性等方面进行了系统论述，试图帮助钻井工作者较全面地认识影响井斜的重要因素。当然，其研究还仅限于两维分析。Walker首先应用最小势能原理对常规底部钻具组合进行了两维分析，继而与Friedman合作建立了钻柱静力小变形的三维控制方程，并应用变分法在计算机上对控制方程进行了近似求解。他对影响井斜变化和方位漂移的因素进行了概括性论述。Walker的主要贡献是在钻柱力学的研究方面。Tulsa大学的博士生和硕士生首次把有限元方法用于定向井的底部钻具组合，分析了斜直井中的底部钻具组合，并用罚函数方法确定井眼的边界，并在此基础上发展到弯曲井眼中的BHA三维分析。美国Amoco公司的Brett等人利用实验结果，建立了一个井斜角预测模型，但没有考虑底层各向异性的影响。Callas等人对底部钻具组合进行了两维分析，并采用平衡曲率法定量预测井眼轨迹。他们还提出钻头弯曲矩理论以表达地层因素对井斜的影响。1997年，M. W. Helmy 等人建立了定向井轨迹设计的优化模型，优化变量包括造斜点、增(降)斜率、井斜角、套管下入深度等，利用该模型可以设计出曲线段更短、曲率更小的 S 型定向井轨迹。1998 年，P.V.R.Suryanarayana 等人全面考虑了影响轨迹设计的因素，并针对具体问题采用修正拟线性化法与序列梯度存储算法进行求解。 上个世纪 60 年代初期，郑基英教授曾推导了弯接头装置角的部分计算公式，在 70 年代提出了井身轨迹计算的圆柱螺线法（也叫曲率半径法）和校正平军角法，在我国的井眼轨道设计理论研究方面做了开创性的工作。白家祉教授论述了定向钻井中井身随钻修正设计的性质, 并提出了两种设计方案, 均以斜平面法为理论基础；在定向井剖面设计方面，韩志勇推导了一系列解析法公式，又与宁秀旭一起提出了三维定向井的设计方法和计算公式，为使用计算机进行定向井井身设计提供了条件。1986 年，刘福齐提出“弦步法”进行井身轨迹计算，也有独到之处。高德利教授在井眼轨迹控制理论研究方面，取得了不少创造性科研成果，总结了影响井斜的各种因素，建立了钻头与正交各向异性地层相互作用的新模型，提出了定向井井眼轨迹预测和控制的新方法，建立了先进的邻井距离扫描计算模型。1995年，鲁港首先将设计变量(井斜角、井斜方位角、井段长、井段曲率等)作为优化变量，把井深作为优化目标，对二维多靶定向井轨迹设计问题提出了最优化数学模型。1997年，刘修善根据方位漂移的基本特征，提出了三维定向井设计的新方法，该方法可以确定出定向方位等参数，并给出漂移轨道的实际描述，从而为钻井实践提供真正意义上的理论指导；邱国虎等建立了一种无约束下的待钻井眼轨迹最优化设计方法, 由于它属于无约束的最优化方法, 设计出来的井眼轨迹确为一条较为优化的井眼轨迹, 但其轨迹参数可能超出了实际情况, 从而使得设计轨迹无效。2000年，张焱首次将待钻井眼轨迹最优化设计问题归结为非线性不等式约束条件下线性目标函数的非线性规划问题，完善了上述方法。 江胜宗在博士论文将井段类型作为优化变量之一，建立了含有离散变量的三维井身轨迹的约束最优化模型，并讨论了算法的收敛性。 近年来, 人们试图将最优化理论引入定向井、水平井的井眼轨道设计之中, 并取得了一定成果。M.W. Helmy 等人提出了多约束条件下设计定向井轨道的数学模型, 并用SUMT方法进行了求解；与此同时, 江胜宗等人建立了侧钻水平井的轨道优化设计与非线性规划模型, 并在10多口井中进行了应用。1.4 研究内容本文针对塔河油田水平井钻井施工中遇到的技术难点，从井眼轨道设计的角度出发开展研究，根据井眼轨道优化理论建立塔河油田轨道优化设计模型，结合对各个关键参数的约束条件的研究，重点分析塔河油田螺杆钻具造斜能力影响因素及计算方法，从而优化设计水平井轨道，进一步完善水平井钻井工艺。主要研究内容如下：1.研究总结塔河油田水平井钻井轨道设计特点和经验，确定关键施工参数的约束条件，在此基础上建立适合塔河油田的水平井轨道优化设计模型；2研究轨道优化模型约束条件，在塔河油田施工实际的基础上，分析造斜点深度、稳斜角、造斜率等关键参数，确定基本的约束条件范围取值；3.针对水平井钻井中动力钻具造斜率这一关键约束条件，深入研究塔河油田螺杆钻具造斜能力的影响规律及计算方法，预测螺杆钻具在不同地层中的实钻造斜率，为轨道优化设计提供精确数据支持。4.分析塔河油田已钻水平井轨道设计及实钻情况，采用合理的优化计算方法对设计轨道进行优化。第2章 水平井轨道优化设计模型水平井井眼轨道设计是水平井钻井关键技术之一, 直接影响水平井的经济效益及成败。水平井轨道的优化设计不只是简单的几何问题，必须综合考虑油藏、钻井、采油的具体条件, 涉及流体力学、渗流力学、岩石力学、管柱力学等多学科。其目的就是能够优质、快速、低成本地完成钻井作业, 并且能最大限度地提高水平井产能。在满足钻井工程要求的前提下，尽可能选用形状简单、易于施工的井身剖面，优化设计轨道，减少井眼轨迹控制的难度和工作量，从而实现安全、优质、快速、低耗钻井。目前关于井眼轨道设计的方法很多,发表的文章和专著也不少,涉及到二维和三维的设计方法,覆盖到各种井型(水平井、定向井、大位移井、侧钻水平井等) 和各种曲率半径(大曲率半径、中曲率半径、短曲率半径和超短曲率半径) 。但是它们都有一个共同的特点：设计出来的轨道能够满足现场施工的要求,却不能肯定它是一条可行的最优轨道。刘修善教授认为，最优井眼轨道预测模型应该满足如下要求：（1）有利于使钻柱和套管在井眼内居中，从而可以降低摩阻、提高固井质量；（2）井眼曲率变化平缓且数值较小，有利于减少出现键槽的几率和钻柱的疲劳破坏；（3）符合钻井工艺技术要求，便于施工，有利于提高钻井速度。张焱等学者认为所谓最优轨道有以下三个含义:(1) 设计轨道必须满足现场施工条件的限制；(2) 设计轨道应当是满足各种设计要求下的最短轨道；(3) 设计轨道的钻柱扭矩和摩阻力应当相对最小。总之，现有轨道设计方法一般是以反复试算为基础,它们依赖于设计者的经验,具有随意性和经验依赖性。实现井眼轨道的最优化设计与常规方法有本质的不同，可以最大程度地避免主观因素导致的问题，从而提高设计的精度和质量。因此研究水平井轨道优化设计的方法，实现轨道优化设计，弥补传统试算设计方法的不足，具有重要的研究意义。2.2 定向井轨道优化设计模型常规的双增型剖面轨道设计一般采用以下步骤:(1) 假设第一、第二造斜点的位置,第一、第二造斜率的大小,计算能否设计出一条轨道达到靶点；(2) 如果不能设计出一条满足要求的轨道,则改变造斜点位置、造斜率大小的假设,重复计算,重复改变各种假设,直到设计出一条能达到靶点的轨道来。对于该设计思路,反复试算是它的最大特点,当然设计出来的轨道肯定是一条可行的轨道方案,但不能确信它是否为最优的轨道,因为它可能是最优轨道,也可能不是最优轨道。据此考虑建立对该剖面设计的优化模型。从图2-1中得到双增型剖面具有以下特征:六个关键点、六个关键参数和八个约束条件。六个关键点为:井口位置；第一造斜点位置；第一造斜末点位置；第二造斜点位置；第二造斜末点位置；靶点。六个关键参数为:第一造斜点垂深；第一造斜率大小；第一稳斜角大小；第二造斜点垂深；第二造斜率大小；第二稳斜角大小。图2-1 双弧轨道剖面示意图八个约束条件为: 实际第一造斜率必须小于现场工具的最大造斜能力；第一造斜点位置必须在比较稳定的适合于造斜的地层层位；第一造斜末点位置必须在地质条件适合于下中间套管的层位；第一稳斜角必须小于地层允许的最大井斜角；实际第二造斜率必须小于现场工具的最大造斜能力；第二造斜点位置也必须在适合于造斜的地层层位；第二造斜末点位置必须位于地质条件适合于下第二中间套管的层位；第二稳斜角必须在地层允许和设计要求的井斜角大小范围以内。假设第一造斜点垂深为Dk ,造斜率为K1，第二造斜点垂深为Dd，第二造斜率为K2，水平位移为S，靶点垂深为D，则第一造斜半径为: （2-1）第二造斜半径为: （2-2） 井深为： （2-3） 根据以上各关键点、关键参数和各种约束条件的要求,可以得到以下的数学方程: （2-4）式中: Dbmin为下入第一中间套管垂深上极限；Dbmax为下入第一中间套管垂深下极限；Dddmin为下入第二中间套管垂深上极限；Dddmax为下入第二中间套管垂深下极限；Dkmin为适合于第一造斜的地层垂深上极限；Dkmax为适合于第一造斜的地层垂深下极限；Ddmin为适合于第二造斜的地层垂深上极限；Ddmax为适合于第二造斜的地层垂深下极限；1为第一稳斜角；2为第二稳斜角。式(2-4)就是双增型剖面轨道最优化设计的数学模型,应用最优化理论求解上式,即可得到在满足工程设计要求下各种参数达到最优状态的最优轨道。2.3 塔河油田水平井钻井轨道设计及实钻情况塔河油田08年水平井钻井轨道一般都是二维设计,既设计轨道由通过水平段所在的铅垂平面内的曲线或曲、直线段组合而成。剖面类型主要以“直增平”，“直增稳增平”等常用剖面为主。下表为塔河油田08年水平井剖面类型及参数统计表。表2-1 完钻水平井剖面类型(1)井号剖面类型实际井深造斜点(m)设计造斜率实际造斜率AT1-12H直增稳增平4770.843830.368.59BK4H直增稳增平5158.2145307.86.46BK5H直增稳增平5030.4845538.48.1DK26H直增稳增平472541007.55.77DK27H直增稳增平47703350720.2YK14H直增稳增平5892.9450759.1478.76TK937H直增稳增平50794303.6687.3TK131H直增平4948.1543708.78861TK133H直增平498042265.27TK938H直增平491344018.68.75TK1226H直增平6370585328.2129.43表2-2 完钻水平井剖面类型(2)井号设计井深实际井深造斜点(m)靶前位移 水平段长水平位移AT1-12H4757.724770.843830.36569.22160.84730.01BK4H5255.945158.214530298.85205.21504.04BK5H5201.995030.484553354.44104.464589DK26H4729.9647254100299.93151.09451.02DK27H4750.3547703350大斜度定向井YK14H58995892.945075200500.18700.18TK131H4937.764948.154370222.71250472.74TK133H4891.1649804226350200550TK937H505850794303.66327.95301618.85TK938H4915.1649134401207.1196.35403.45TK1226H6462.446370585398.32422.02519.58注：上表中DK27H设计为水平井，施工调整为大斜度定向井水平井的井身剖面可根据实际需要设计成多种不同类型，但实际上在塔河油田应用最多的、最具有代表性的有三种类型，即单增剖面、双增剖面和三增剖面。2.3.1 单增剖面水平井单增剖面又称“直-增-平”剖面（如表），它由直井段、增斜段、水平段组成，其突出特点就是用一种造斜率使井身由0造至最大井斜角h（90），这种剖面类型适用于目的层顶界与工具造斜率都十分确定条件下的水平井剖面设计。TK131H，TK133H，TK938H等采用了该剖面类型设计，在塔河油田2008年在钻及完钻水平井中应用较少。表2-3 直增平剖面统计表井号实际井深造斜点井斜实际造斜率靶前位移 水平段长水平位移TK131H4948.1543709068.61350200550TK133H4980422690.25.27327.95301618.85TK938H4913440191.698.75207.1196.35403.45TK1226H6370585392.329.4398.32422.02519.582.3.2 双增剖面水平井双增剖面又称“直-增-稳-增-平”剖面，它由直井段、第一增斜段、稳斜段、第二增斜段和水平段组成，它的突出特点是两增斜段之间有一段较短的稳斜调整段，以调整由于工具造斜率的误差造成的轨道偏离。这种剖面类型适用于目的层顶界确定而工具造斜率不十分确定的情况。在塔河油田已完井中，应用该剖面类型的有BK4H、BK5H、AT1-12H、YK14H、DK26H，TK937H等井（见表）。表2-4 直增稳增平剖面统计表井号实际井深造斜点井斜实际造斜率靶前位移 水平段长水平位移AT1-12H4770.843830.3689.59569.22160.84730.01BK4H5158.21453091.126.46298.85205.21504.04BK5H5030.48455389.88.1354.44104.46458.9DK26H4725410091.155.77299.93151.09451.02YK14H5892.94507592.838.76200500.18700.18TK937H50794303.6690.027.3222.71250472.742.3.3 三增剖面水平井三增剖面又称“直-增-增-增-平”剖面，由直井段、第一增斜段、第二增斜段、第三增斜段和水平段组成。它的特点是三个增斜段选用不同的造斜率逐步造至最大井斜角（90），可以根据实钻造斜情况调整各段造斜率使轨道进入准确靶区。这种剖面适用于薄油层水平井设计，在塔河油田三叠系水平井中应用较广泛，如TK936H即设计为该种剖面。表2-5 TK936H井身剖面参数井深 m井斜 方位 垂深 m水平位移 m南北 m东西 m狗腿度/30m靶点0.000.000.000.000.000.000.000.004380.840.0078.004380.840.000.000.000.004530.8439.9978.004518.9650.2610.4549.168.004538.7740.7878.004525.0055.3911.5254.183.004702.8090.0078.004591.20200.0041.57195.639.00A4902.8090.0078.004591.20400.0083.16391.260.00B图2-2 TK936H井设计剖面图剖面设计是井眼轨道控制的基础和依据,评价一个剖面设计的优劣,可以看它是否接近实钻轨道和是否降低施工中轨道控制的难度。下图为BK4H实钻轨道与设计轨道的对比图。图2-3 BK4CH实钻轨迹与设计轨道对比图可以看出，由于轨道设计合理，施工中采用了理想的钻具组合并能及时调整轨迹，实钻轨迹与设计轨道十分吻合，保证了井眼质量。2.4 塔河油田水平井轨道优化设计模型推导依据塔河油田已钻井资料和现场工艺要求以及多年的研究成果，结合非线性约束最优化理论，以轨道长度为优化目标，建立能满足各种约束条件下的水平井轨道优化模型，。模型中，剖面类型主要有三种：直-增-平、直-增-稳-增-平、直-增-稳-增-稳-增-平。（1）“直-增-平”剖面水平井轨道优化模型：图2-12“直-增-平”剖面水平井轨道示意图建立轨道优化模型如下：优化目标：轨道最短造斜率约束： 造斜点约束： 靶前距与垂深： 中靶要求： （2）“直-增-调-增-平”剖面轨道优化模型图2-13 “直-增-调-增-平”剖面水平井轨道示意图优化目标：轨道最短角度约束: 造斜率约束: 造斜点约束: 等式关系： 中靶要求: （3）“直-增-增-增-平” 剖面轨道优化模型图2-13 “直-增-稳-增-稳-增-平”剖面水平井轨道示意图优化目标：轨道最短稳斜角约束： 造斜率约束： 造斜点约束： 等式关系： 中靶要求： 符号说明： -井口坐标；-靶点坐标；-井深，m；-造斜点垂深，m，i=1，2，3；，-造斜点上下限，m，i=1，2，3；-稳斜段稳斜角，i=1，2；，-稳斜段稳斜角上下限，i=1，2；-造斜率，/30m，i=1，2，3；-造斜率上限，/30m，i=1，2，3； -稳斜段长度，m， i=1，2；第3章 塔河油田水平井轨道优化基本约束条件确定水平井轨道优化设计的基本模型建立之后，约束条件的确定成为重要的问题。由轨道优化设计模型可以看出，最优轨道的约束条件主要有造斜点深度、稳斜角、调整段长度、造斜率等参数，且这些约束条件对地域具有极强的敏感性。因此，需要结合塔河油田实际设计及施工经验，确定这些基本约束条件的取值范围，从而精确地约束模型，实现最优轨道设计。3.1 造斜点范围的确定造斜点处的地层要有利于造斜，应该是硬度适中、无坍塌、无缩径，并要避开高压、易漏等复杂情况的地层。造斜点位置的高低取决于最大井斜角和井眼曲率的大小。最大井斜角和井眼曲率越小，则造斜点越高；反之，则造斜点越低。在目标点的设计垂深和位移一定的情况下，造斜点太高或者太低都不好，实际上存在着一个可使钻井难度最小的最合理的造斜点位置。下表3-1是统计得到的塔河油田AT1区块和9区水平井轨道设计中包含造斜点深度、造斜点所在层位、剖面类型等信息。表3-1 AT1和TK9第一造斜点的确定井号剖面类型造斜点深(m)造斜点层位TK919H直增稳增稳4440哈拉哈塘组砂岩段TK921H直增稳增稳4366哈拉哈塘组泥岩段TK922H直增增增稳4350侏罗系下统TK923H直增增增稳4320.26侏罗系下统TK924H直增增增稳4310侏罗系下统TK925H直增增增稳4309.96侏罗系下统TK926H直增增增稳4348.2侏罗系下统TK927H直增增增稳4365.34哈拉哈塘组泥岩段TK928H直增增增稳4360哈拉哈塘组泥岩段TK929H直增增增稳4363.71哈拉哈塘组岩段TK930H直增增增稳4260卡普沙良群亚格列木组TK931H直增增增稳4339.5侏罗系下统TK932H直增稳4413哈拉哈塘组泥岩段TK933H直增增增稳4418.16哈拉哈塘组泥岩段AT1-1H直增稳增稳3952卡普沙良群AT1-2H直增增增稳3980侏罗系下统AT1-3H直增增增稳3953.5卡普沙良群AT1-4H直增增增稳4006.5哈拉哈塘组泥岩段AT1-6H直增增增稳4015.5哈拉哈塘组泥岩段AT1-7H直增-稳3942.65卡普沙良群AT1-8H直增增增稳3987侏罗系下统AT1-9H直增增增稳3971侏罗系下统下图3-1为AT1区块和9区水平井造斜点所在地层的分布情况。图3-1 造斜点地层分布情况由上面图表可以得知，AT1区块和9区水平井造斜点的选取集中在侏罗系下统J1及其上部地层白垩系下统卡普沙良群，下部地层三叠系上统哈拉哈塘组，该层位岩性为红棕色细砂岩、灰白色砾质粗砂岩夹棕褐、灰色泥岩，顶部为棕褐色泥岩。该层位硬度适中，井壁稳定性好，井径扩大率在3%左右，无缩径，适合在该处造斜。9区第一造斜点垂深大约在4350米左右，AT1区块第一造斜点垂深大约在3950米。3.2 稳斜角范围的确定文中稳斜角，特指第一段造斜段末点井斜角也即调整段井斜角。通过分析总结，塔河油田目前设计水平井中95%以上的地质设计避水程度都在80%以上，为了能顺利的着陆A点，在纵向靶窗窄小的条件下，必须保证较高的稳斜角。这样虽然会增加水平位移，但是节省了垂直位移消耗，在精确中靶的情况下，能保证满足避水要求。图3-2 垂深、水平位移增量与井斜角关系图3-3 井斜角对轨迹控制的影响如上图所示：当在井斜角4590之间钻进时，水平位移的增量远远大于垂直位移的增量，即如果稳斜角在4590之间，那么在纵向靶窗窄小和避水的约束下，能以较少的垂直位移消耗实现精确中靶。因此，在第一段造斜结束后，为了能在后续造斜段以较小的井斜变化量和曲率进行造斜，稳斜角最好大于45。 从井斜角与井眼清洁的关系分析稳斜角大小的选取，如图所示，根据常规携岩分析，结合塔河油田实际情况，对携岩效果分析如下：图3-4 井斜角与岩屑床厚度关系井斜角在3060之间井段的携岩效果最差，是携岩的关键井斜角范围。从携岩的角度讲，该井斜角范围出现的井段段长越短，越有利于井眼的清洁。由于第一造斜段造斜率比较高，如果该井斜角范围出现在该井段，则其所跨段长较短，有利于携岩；反之，如果该井斜角范围出现在造斜率较平缓的后续造斜段，则不利于携岩；如果该井斜角范围出现在调整段，合理的调整段长度将对携岩产生重要影响。故第一次造斜后，稳斜角最好控制在30到60之间，从而减少携岩难度高的井段段长，降低施工难度。从实际施工来看，在井斜角大于50以前，钻具造斜率随着井斜角的增加而增大。但当井斜角在7090区间时，造斜率随井斜增加而增加的速度放缓，如下表所示。表3-2 1单弯螺杆造斜率工具类型井段（m）井斜角（）造斜率()/30m1单弯4481.94511.70.552.652.111单弯4558.174577.599.8313.876.241单弯4760479460.670.068.341单弯48484860.276.479.19.61从表中看出，当井斜从平均2增加到12，平均每度井斜造斜率增加0.4/30m；当井斜从平均12增加到65，平均每度井斜造斜率增加0.04/30m；当井斜从平均65增加到78时，平均每度井斜造斜率仅增加0.023/30m。该规律对不同的钻具组合普遍存在。因此，为了保证高精度中靶，在入靶前增斜段井斜角变化量应该在7090之间。综上所述，从轨迹控制和井筒携岩的角度考虑，塔河油田水平井施工轨道设计中，稳斜角范围应在45-60之间。3.3 调整段长度范围的确定在塔河油田水平井大斜度段施工中，由于地层因素影响工具造斜能力不稳，因而实际井眼轨迹与设计轨道相比不是超前，就是滞后。当不能忽略地层、以及井眼曲率等对钻具造斜率的影响时，塔河油田水平井钻井施工中，采用分次定向技术来补偿该方面的误差，实现井眼轨迹的合理控制。分次定向轨迹控制技术即是采用滑动钻进和复合钻进交替进行控制水平井轨迹的技术。采用比设计造斜率高15%至20%造斜工具进行定向造斜，根据待钻井眼预测设计，适时采用复合钻进，消耗垂深，以调整剖面，钻至一定深度时再定向增斜钻进。这样可以大幅度地减小钻具组合，缩短钻井时间。塔河油田采用较大弯角的单弯壳体螺杆钻具（一般为1.5），理论造斜率可以达到11/30m。 为了保证分次定向技术的顺利开展，必须保证足够的调整段长度，进而保证在第二段造斜时小的井眼曲率，为高精度中靶提供了良好的井眼准备。通过对比分析目前采用的钻具组合以及轨道的特点，同时为了满足后续井段的造斜钻进， AT1和9区的调整段最好控制在40到150米。图3-5 9区和 AT1区块中间段调整段长度3.4 井眼曲率范围的确定井眼曲率的选择是一个极其重要的问题。原则上，井眼曲率应尽可能地减小。一般来说，井眼曲率小，则管柱在井眼内的摩阻扭矩就小，与此有关的井下复杂情况和钻柱事故（例如键槽卡钻）也就少，但这只是问题的一方面。另一方面，井眼曲率也不能太小。对于普通定向井来说，在设计目标点的垂深、位移和造斜点不变的条件下，井眼曲率越小，造斜井段就越长，全井井眼长度就越大，这就多打了进尺；但井眼曲率小，则稳斜段长度相对较短，会导致轨迹调整的回旋余地变小，所以井眼曲率不能太小。对于水平井来说，在设计目标段的井斜角和垂深一定的情况下，如果井眼曲率较小，则造斜点就高，靶前位移相对较大，全井倾斜和弯曲井段很长，其结果是不仅多打了进尺，而且摩阻扭矩很高，起下钻很困难，井下复杂情况和事故频繁。而对于曲率较大的中半径水平井来说，靶前位移小，全井倾斜和弯曲井段较短，既少打了进尺，而且摩阻扭矩较小，钻井难度反而减小了。可见，井眼曲率的选择要从减小全井钻井难度来考虑。另外，井眼曲率还要受限于井内管柱因素。下表为塔河油田9区和AT1区块已钻井的轨道设计参数，以及靶点垂深、靶前位移等基本参数。表3-2 9区与AT1区水平井轨道参数表井号造斜点深(m)靶点垂深（m）垂 差（m）最小造斜率/30m设计造斜率/30m靶前位移(m)TK919H44404611.78171.7810.01 10.5250TK921H436646102447.04 7.5250TK922H43504597.5247.56.94 8250TK923H4320.264586265.746.47 10300TK924H43104594.5284.56.04 6.5270TK925H4309.964592.68282.726.08 7.5300TK926H4348.24598249.86.88 6.9250TK927H4365.344611.5246.166.98 7.2250TK928H436046132536.79 8250TK929H4363.714611.36247.656.94 8250TK930H42604613