大位移井钻井技术

大位移井钻井技术

所谓大位移井钻井技术，是一种高精尖的钻井工艺，是当今定向井、水平井技术的综合系统工程，可广泛地应用于滩海油田、海上油田和地面条件极其复杂的油气藏的勘探开发。尤其位于我国南海西江和渤海湾的近海地区的浅海区域有许多油田，可以利用大位移井钻井技术进行海油陆采，可节约大量的修建海堤或人工造岛等投资费用。

我国引进应用和研究大位移井钻井技术，是从1997年开始的。应用大位移井，不仅使西江24-1边际油田得以成功开发，而且极大地推动了国外先进的大位移井技术在国内的研究与应用。近年来，专家针对大位移井的六大技术难点，对大位移井钻井的优化设计理论、国产化配套技术、计算机应用软件技术等进行研究摸索，形成了正确的理论研究方法。在先导性实验井埕北21-平1井的施工中，首次在我国使用变曲率悬链线井身轨迹剖面设计方法，首次引进具有世界先进水平的调式AGS稳定器和FEWD无线随钻测量仪等组成带地质导向的先进钻井技术，并配合使用新型黑色正电胶硅聚钻井液，有效地解决了摩阻、扭矩等技术难题，这口井创出目前国内陆上大位移延伸井水平位移最长全国新纪录，并在大位移井优化设计、井眼轨迹控制、井下工具应用和研制以及钻井液、完井液等方面，取得了7项突破性的研究成果，形成了钻3000m以上大位移井的配套技术，开展了水平位移4000m以上大位移井的钻井工程设计及井眼轨迹控制技术模拟实验，具备了5000m以内大位移的施工能力。

与此同时，在塔里木酸盐岩地层中，打出一口超深水平井———解放128井，填补了国内钻井施工运用6in钻头水平段和采用世界先进的换压钻进技术边喷、边钻两项钻井技术空白，创出了水平井施工垂深最深的亚洲记录；并在渤海湾附近的桩西古潜山地层中，钻出一口水平位移超2000m的高难度海油陆探大位移延伸定向井---桩斜314井，均见到良好油气显示。

大位移井井身结构设计的基本原则：1.能够有效地保护储油气层；2.避免产生井漏、井塌、卡钻等井下复杂事故，为安全、优质、快速和经济钻井创造条件；3.当实际地层压力超过预测地层压力值,发生溢流时,在一定的范围内，具有处理溢流的能力。在裸眼井段中，存在着地层压力、地层破裂压力、井筒内钻井液液柱的有效压力，由于井壁的不稳定性，还需要考虑岩层的坍塌压力梯度。为预防井喷、井漏以及地层坍塌而引起的埋钻、卡钻等井下复杂情况，地层－井筒内的压力系统还必须满足Pf（地层破裂压力）≥Pm（钻井液液柱的有效压力）≥Pc（岩层的坍塌压力）≥Pp（地层的孔隙压力）等条件。

大位移井井身结构设计应主要考虑的因素包括：地质数据：地层压力梯度剖面、地层破裂压力梯度剖面、岩性剖面及故障提示；钻井工程数据：扭矩、摩阻分析、钻机负荷、钻杆尺寸及钻具组合、钻井液的性能参数和流变性、套管钢级和尺寸及联接扣型、套管磨损、套管程序的备用方案、水泥浆在环空内的返高、水泥浆的可泵送时间和稠化时间及终凝强度等；完井工程数据：主要考虑完井方案、防砂措施、分层开采要求、人工举升方案、生产管柱。

国内常规定向井钻井技术已经成熟，目前已初步具备钻位移为3000m大位移定向井的技术能力。近几年，国内也开始研制开发大位移井专用工具，如降扭工具、下套管工具等。海洋石油钻井公司的大位移井钻井技术走在最前列，其大位移井工具主要以引进为主。由于地面条件复杂及油藏构造的要求，大港油田钻定向井的数量居全国各油田之首，定向井技术水平亦居国内领先地位(见表2-2)，并创造了多项国内领先指标。通过多年不断的实践和相应的技术攻关，在定向井设计、井眼轨迹控制和测量方面，具有较强的技术经验和先进的工具仪器，1991年完钻了当时国内水平位移最大的定向井—张17-1井，井深3933.88m，井底位移2279.38m。1997年完成的红9-1井测量井深2300.58m，垂直井深1180.6m，水平位移1727.57m，最大井斜角76°，

位移与垂深之比达到1.463:1，是国内典型的浅层大位移定向井。2000年年初大港油田完成的港深69Xl井，井深5464.43m，完钻垂深4315.15m，水平位移3118.24m，是目前中油集团公司水平位移最大的一口深层大位移定向井。目前胜利油田埕北2l-平1井水平位移达到了3167.33m。

图2-1 M16井井眼轨迹图

表2-2 大港油田典型大位移井技术指标表

未来大位移井钻井技术将进一步围绕降低成本、减少风险和提高成功率的目标而发展，将更广泛地用于海上油田、滩海油田和其他地面条件受到限制的油田。

1．国外主要技术发展应用情况

(1)井身剖面设计

选择摩阻小的井身剖面是钻大位移井的首要问题。国外大位移井井身剖面主要有三种：增斜-稳斜剖面、下部井段造斜剖面(小曲率

造斜剖面)和悬链线剖面。现在悬链线剖面已成为大位移常用设计剖面。在Wytch Farm油田，准悬链线剖面，初造斜率为l°/30m～1.5°/30m逐渐增加到2.5°/30m。实践证明，准悬链线井身剖面可减少钻井扭矩，增加套管

下入重量20％～25％，增加钻具的滑动能力。

(2)钻柱设计

在大位移井钻井中，钻柱设计考虑了钻

柱的拉压载荷和扭转载荷，建立了钻柱设计

模型(如图2-2)，以满足钻大位移井要求，

BP公司除了采用高强度钻杆外，还采用了工

具接头应力平衡、高扭矩丝扣油以及高扭矩

接头、高扭矩联结等方法以保证钻柱具有足够高的扭转能力。在井底钻具组合方面，国外公司目前采用的方法主要有：采用螺旋钻铤和可调稳定器；选择好顶部及下部钻具组合的中合点；减少丝扣连接的数量；减少在斜井段使用的加重钻杆的数量。

(3)钻机和装备的改进

①钻井液系统。泥浆泵增加至3台或更多，额定功率从1177kW提高至1471kW 或1618kW，地面泥浆系统的额定压力从35MPa提高至40MPa或50MPa。

②由于长斜井段的扭矩问题，所以顶部驱动装置的扭矩是关键。Oseberg钻机顶驱在165 r/min时最大输出扭矩88kN·m。

③钻杆。Wytch Farm油田钻大位移井使用的钻杆钢级为S-135薄壁钻杆，通过降低钻杆自身重量，降低扭矩和摩阻。所采取的办法有：采用高摩擦系数丝扣油、双台肩或楔形螺纹提高工具接头的承扭能力；使用碳化铬合金对钻杆接头表面进行环形加硬层处理，有效预防接头磨损。目前，屈服强度为12654kg/cm²的钻杆已获成功。

④绞车。目前已有功率为4000～5000 hp(2942～3678kW)的齿轮驱动绞车。

⑤钻杆和钻铤的存放能力。国外采取了增加钻杆单根的长度至13m(加长4m)，存放能力增加了1200～1500m；另外通过调整钻杆处理设备，由4个单根配成立柱，这样又增加了2500～2700m的存放能力。

(4)扭矩／摩阻控制技术

①采用油基钻井液，并提高油水比值，降低摩阻系数。油基钻井液的润滑性和抑制性超过水基钻井液，国外试验证明：将油水比为90:10同油水比为62:38的钻井液相比，金属对金属的摩阻降低50％，金属对砂岩的摩阻降低40％。

②Baroid钻井液公司开发出了Herschel-Bulkley流变模型，评估井眼清洁效果，以改善和解决扭矩、摩阻过大问题。

③采用塑料小球润滑剂。北海试验结果表明：塑料小球能够短期降低扭矩15％。西江24-3-A14井在下部井段钻进中，钻至7248m时，开始加入含塑料小球泥浆，扭矩输出电