以A1井为例, Ø609.6 mm导管锤入深度207.5 m, 一开Ø508 mm钻头钻至465 m, 下入Ø473 mm表层套管; 二开Ø406.4 mm钻头钻至1 500 m, 下入Ø339.7 mm技术套管; 三开Ø311.2 mm钻头钻至4620 m, 下Ø224.5 mm生产套管; 四开Ø215.9 mm钻头钻至6 342 m下入Ø117.8 mm尾管后射孔完井。设计在240 m开始造斜, 增斜轨迹采用拟悬链线剖面^[1], 增斜至83.5 (°)/1 370 m, 最大狗腿度为3 (°)/30 m, 之后以83.5°的稳斜角稳斜至3 270 m, 然后降斜至64 (°)/4 802 m, 以64°的井斜稳斜中靶, 水垂比2.08。4口井的井身结构设计见表 1, 轨迹设计见表 2。

表 1  井身结构设计

Table 1.  Casing program design

表 2  井眼轨迹设计数据

Table 2.  Design data of borehole trajectory

PY4-2B平台共有35个槽口, 槽口中心间距为2.286 m, 其中28个槽口已经占用, 而且所有已钻井都在生产中, 剩余4个槽口用来钻大位移井, 表层防碰风险很高。因为防碰点都在安全阀的下方, 关闭安全阀并不能降低与邻井发生碰撞的严重程度。

Ø508 mm井段造斜是实现拟悬链剖面的关键, 也是规避防碰风险的重要手段。因为本区块上部地层松软, 相邻区块Ø508 mm井眼都设计为直井段, 没有作业经验与相关资料做参考。此外拟悬链剖面要求持续造斜, 没有稳斜段来调整轨迹, 进一步增加了定向井施工的难度与挑战。

Ø406.4 mm井段以2~3 (°)/30 m的DLS钻进至稳斜段, 稳斜角80°左右。该井段上部井段地层是松软泥岩, 很容易发生冲蚀; 下部地层含有砾岩夹层, 对钻具磨损严重。此外随井斜增加, 马达托压严重, 滑动困难, 摆工具面时间延长, 钻井效率低。受马达弯角的限制, 转速最高只能开到40 r/min, 不利于大尺寸高井斜井段的井眼清洁, 有较高的沉砂卡钻风险。

Ø311.2 mm井段为稳斜段, 稳斜角在80°左右, 井段长, 摩阻高, 泵压高, 同时是作业提速提效的关键井段。该井段钻遇地层软硬交错, 研磨性强, 邻井作业时定向钻具的扶正套磨损严重, 如果扶正套被磨损, 则直接影响轨迹控制, 若为此起钻将严重影响作业时效。从邻井作业的情况看, 该区块存在极其松软的砂层, 在这种砂体中机械钻速可达200 m/h, 井斜在这种砂体中会大幅降低, 导致局部较高狗腿度进而造成局部侧向力大, 增加摩阻, 影响套管下入。Ø311.2 mm井段的井眼清洁也是定向钻井作业中的一大挑战, 由于井段长, 井斜高, 岩屑床堆积, 导致短起下钻或者起钻时非常困难, 有憋漏地层或造成卡钻事故的风险。

Ø215.9 mm井段会钻遇断层, 且钻具的抽吸作用明显, ECD波动较大, 有激活断层造成井漏的风险。本井段所钻地层研磨性强, 需要井下钻具有高耐磨性与稳定性, 应杜绝因钻具失效起钻, 以提高作业时效。

3.1.1  轨迹优化  为规避防碰风险, 选择在Ø508 mm井段开始造斜, 与周围邻井尽早分离。在大位移井轨迹的设计方面, 为了减小侧向力和降低后续作业对套管的磨损, 在满足防碰要求的同时, 上部造斜段采用拟悬链线剖面设计。为了降低现场定向井工程师控制轨迹的难度, 造斜率优化为每200~300 m升高0.5 (°)/30 m, 逐步递增至3 (°)/30 m。正常作业情况下, 侧向力不大于9.1 kN/10 m。这种轨迹设计降低了后续作业对套管的磨损, 同时兼顾了轨迹的易操作性。

3.1.2  优化测斜程序  由于与邻井的套管间隔较近, MWD测量受磁干扰, 所测方位角存在较大误差, 使用定向钻井软件(Drilling Office)进行磁场扫描之后, 得出MWD测量脱离磁干扰的理论深度。如果采用随钻陀螺工具则作业成本较高, 而频繁地测多点陀螺, 则耗费钻机时间。通过与邻井关系的分析, 决定采用分段进行陀螺测斜的方式, 既满足控制防碰风险的要求, 又提高了作业效率, 降低了作业成本。

3.2.1  优化钻具组合  为克服Ø508 mm表层造斜难的问题, 需要马达具有较大弯角, 且马达的近钻头扶正套尽可能接近满眼等有助于提高造斜能力的配置, 但BHA要顺利通过内径为533.4 mm导管, 则需要较小的弯角与较小尺寸的扶正套。通过模拟计算, 1.5°弯角的马达配合Ø495.31 mm的扶正套可以顺利通过内径533.4 mm的导管, 并且可以提供较高的狗腿度。马达上面加一个小尺寸扶正器可以提高BHA的稳定性, 同时兼顾了BHA的增斜趋势。此外减少钻铤的数量, 调高BHA的柔性, 作业时配合高钻压, 低排量, 减少划眼次数等技术措施都有助于在Ø533.4 mm井段实现设计的狗腿度。Ø533.4 mm井段的钻具组合为:Ø533.4 mm牙轮钻头+马达(1.5°弯角带Ø495.31 mm近钻头扶正套)+ Ø203.2 mm浮阀+ Ø415.9 mm扶正器+ Ø203.2 mm短无磁磁钻铤+ Ø209.6 mm MWD +定向段接头+ Ø203.2 mm无磁钻铤+ Ø203.2 mm震击器+1根Ø203.2 mm钻铤+变扣接头+ Ø139.7 mm加重钻杆+ Ø139.7 mm钻杆。

Ø406.4 mm井段以2~3 (°)/30 m的DLS钻进至稳斜段, 稳斜角80°左右。根据该井段的地层特点(有砾岩夹层), 钻具组合采用马达与牙轮钻头配合。根据经验, 钻头水眼的过流面积选择10 000 mm², 既保证钻头有足够的压降便于钻井液润滑马达的轴承, 又不会对地层造成过度的冲刷。同时BHA设计为强增斜钻具组合, 钻进到较高的井斜处60°左右, 旋转钻进可以达到增斜效果, 进而减少了滑动作业, 提高了钻井效率。Ø406.4 mm井段的钻具组合:Ø406.4 mm牙轮钻头+马达(1.5°弯角带Ø400 mm近钻头扶正套)+ Ø203.2 mm浮阀+ Ø203.2 mm短无磁钻铤+Ø209.6 mm MWD +定向段接头+Ø203.2 mm无磁钻铤+ Ø203.2 mm震击器+1根Ø203.2 mm钻铤+变扣接头+ Ø139.7 mm加重钻杆+ Ø139.7 mm钻杆。

3.2.2  调整钻井参数  在Ø533.4 mm井段造斜过程中, 地层松软, 小排量、高钻压有利于造斜^[2]。开始造斜的前两柱, 应全程滑动钻进, 每1柱钻完后不划眼或者只划眼1次, 根据造斜率的情况逐步把排量提高以便清洁井眼。Ø406.4 mm井段开始时同样采用低排量高钻压的钻井参数以利于造斜, 随着井深与井斜的增加, BHA的造斜趋势开始显现, 则可提高排量, 增加划眼次数以提高井眼清洁效果。

大位移井段长, 摩阻扭矩大, 循环泵压高, 而钻井平台的设备性能有限, 因此需要对钻井过程中的参数进行模拟, 确保平台上的设备性能满足作业的要求。钻前摩阻和扭矩分析是优化大位移井井眼轨道设计及钻机设备选择或升级改造的重要依据^[3]。定向钻井软件(Drilling Office)可对作业工况进行模拟, 依据模拟结果结合井上设备的性能, 对比优选钻杆并进行强度校核。此外可着重对摩阻、扭矩、ECD等进行模拟, 并且在实际作业过程中将实际数值与模拟结果作趋势对比, 可反映井下作业工况。

Ø311.2 mm与Ø215.9 mm井段进尺长, 钻遇地层软硬交错, 研磨性强, 为提高作业效率降低钻井风险采用旋转导向系统^[4-5]。旋转导向工具的扶正套是薄弱环节, 如果扶正套被磨损, 则旋转导向工具失去导向能力, 因此要提高扶正套的耐磨性。本项目采用斯伦贝谢的旋转导向工具PowerDrive, 工具的下扶正套采用硬钢扶正器并涂5 K硬度的耐磨层, 上扶正套采用无磁扶正套并涂6 K硬度的耐磨层。扶正套的排泄槽面积也进行了优化以提高钻具的可起钻能力, 降低卡钻风险。

Ø215.9 mm井段有很大的井漏风险, 采用连续循环系统管控ECD及其波动。常规的MWD测斜需要停泵或将排量降至工具的启动排量之下测斜, 排量改变会造成ECD波动, 降低连续循环系统对ECD管控的效果, 同时也占用钻机的时间。MWD不停泵快速测斜的工作逻辑是钻具停止转动, 则触发MWD启动测斜程序。采用不停泵快速测斜完全发挥了连续循环系统的作用, 并节省了钻机时间。

Ø508 mm井段在定向施工开始造斜的前两柱, 排量控制到1 900 L/min, 钻压40 kN, 全程滑动钻进, 钻完后不划眼或者只划眼一次, 继续钻进并逐步把排量从1 900 L/min升到3 000 L/min, 实现了设计的狗腿度, 并将狗腿度稳步提高。Ø406.4 mm井段钻进到1 000 m左右, 井斜60°左右。此后旋转钻进时, BHA自然增斜趋势明显, 有效利用了BHA的增斜趋势, 减少了滑动作业, 提高了整体作业效率。旋转导向工具控制轨迹能力强, 轨迹平滑, 无异常高狗腿度。全井实钻井眼井斜、方位与设计符合率高, 实现了紧贴设计钻进, 有效控制了防碰风险(图 1、图 2)。

图  1  实钻与设计井斜角对比

Figure 1.  Comparison between actual and designed hole deviation angles

图  2  实钻与设计井全角变化率对比

Figure 2.  Comparison between actual and design total angular change rate

现场作业人员通过记录钻具上提下放的摩阻, 通过实际摩阻与模拟的摩阻趋势对比, 诊断工况, 结合短起下钻时的工况判断井眼的清洁状态。例如在钻进A1井的时候钻进至4 000 m上提摩阻明显增高, 结合机械钻速与岩屑的返出情况, 得出当时ROP比较快, 井眼的清洁能力有限, 导致岩屑的堆积从而形成摩阻增加的情况。决定循环清洁井眼, 振动筛返出大量岩屑, 并做500 m的短起, 以检查井眼的状态。之后继续钻进, 上提下放的摩阻恢复正常, 及时有效地控制了井下钻井风险。此外通过记录实际工况的摩阻扭矩与模拟趋势对比, 得出了该区块正常作业时的摩阻系数, 为以后的作业提供了参照, 并为后续的设计提供了依据(图 3)。

图  3  实钻摩阻趋势与模拟趋势对比回归

Figure 3.  Comparison and regression of actual friction resistance trend and simulated trend

A3井的Ø311.2 mm井段采用的是斯伦贝谢的推靠式旋转导向工具PowerDrive Orbit, 在本区块的软砂层段, 降斜趋势很大, 需要控制参数, 限制了机械钻速的提高, 并且推靠块的抗研磨能力有限, 也限制了单趟钻的进尺。A1井使用斯伦贝谢的指向式旋转导向工具PowerDrive Xceed, 即使在软砂层里面工具对井斜的控制能力依然很强, 此外通过升级扶正套的耐磨材料, 在研磨性地层中钻具的耐磨性得到大幅提高。A1井的Ø311.2 mm井段的机械钻速比A3井提高了28%, 并且实现了一趟钻钻至中完深度, 进尺3 120 m, 创本区块最长单趟钻进尺记录, 工期比设计提前6天。

(1) 优化表层轨迹, 增加轨迹的易实现性, 是规避防碰风险的基础。有计划地适时进行陀螺测斜获取不受邻井套管磁干扰的准确方位角则进一步降低了防碰风险。

(2) 通过优化钻具组合, 优选钻井参数, 实现了在大尺寸井眼中进行精准的定向轨迹控制。如果大尺寸井段较长, 定向钻井作业可以采用旋转导向系统, 在PY10-5的超长大位移井中Ø406.4 mm井段应用了旋转导向系统并取得了预期的效果。

(3) 采用快速测斜即通过钻具停转来激发测斜程序而不需要控制排量, 节省了作业时间并降低了作业风险。

(4) 通过应用专业定向钻井软件(Drilling Office)可以比较准确地模拟出实际工况, 增加了作业过程中的可预见性, 减少了不确定性, 同时也为优化钻井管柱和井下钻具组合提供了基础数据。

(5) 将实际摩阻与作业前模型对比, 可帮助更好地分析钻井中出现的问题, 提前预知并规避了作业风险, 是一种有效的钻井工况监控手段。同时为持续优化钻井参数进而提高作业时效提供了依据。

(6) 旋转导向系统尤其是根据区域实际情况对某些模块进行升级后的旋转导向系统(Power Drive Xceed)可以更具针对性, 避免非生产时间, 提高作业效率。