陈瑶棋 杨 洁 何 焱

（1.中石化经纬有限公司西南测控公司，四川 成都 610100；2.中石化西南石油工程有限公司钻井一分公司，四川 成都 610100；3.四川长宁天然气开发有限责任公司，四川 成都 610051）

0 引言

四川盆地西部地区（以下简称川西）三叠系雷口坡组海相碳酸盐岩气藏位于四川龙门山冲断带内，天然气资源量达1 764.97×108m3，是中石化天然气勘探开发的重点领域。钻遇地层自上而下为侏罗系蓬莱镇组、遂宁组、沙溪庙组、千佛崖组、白田坝组，三叠系须家河组、小塘子组、马鞍塘组、雷口坡组。根据中石化“十三五”规划，该区块计划部署8个钻井平台29口大斜度定向井或水平井，建成天然气产能30×108m3／a。目前，彭州气田已完钻9口井，通过对前期川西海相面临的钻井工程轨迹控制难点的攻关，形成了川西气田超深水平井轨迹控制技术，实现了对钻井工程的整体提速。

1 川西海相轨迹控制难点

川西海相雷口坡组碳酸盐岩气藏埋深为5 800～6 300 m，前期直井主要采用四开井身结构，但后期大规模开发则采用三开井身结构（图1）。设计造斜点位于须家河组二段—小塘子组，增斜段钻遇须二段、小塘子组、马鞍塘组和雷口坡组等4套地层。钻井工程轨迹控制方面主要存在以下技术难点:

图1 川西海相超深井井身结构图

1）造斜点深，直井段防斜打直和防碰要求高。造斜点深为5 000～5 500 m，上部陆相井段易井斜，常规钻井采取轻压吊打来控制井斜，存在方位稳定，但水平位移持续增大现象，需用螺杆控斜钻进。目前雷口坡组气藏每个平台部署4～6口井，井口间距为12 m，直井段长度为4 300～5 300 m，直井段需保证井身质量，先施工井为后期井留足余量，而且直井段位移过大不利于后期定向钻井。

2）井眼轨迹控制难度大、井下风险高。二开长裸眼段（约3 000 m），摩阻扭矩大，施工周期长，钻井液长时间浸泡后，易发生井壁失稳，井下复杂风险高。增斜段钻遇的须二段—小塘子组地层属铁质胶结，石英含量达72%，钻头磨损快，机械钻速低且单趟进尺低。须五段—马鞍塘组地层含页岩、煤层，井壁易垮塌。二开地层多压力系统、井漏问题突出，部分地层“喷漏同存”，需简化钻具组合施工，增加了轨迹控制难度。三开雷口坡组地层破碎，井壁稳定性差，井下复杂风险高。

3）旋转导向工具抗温性和抗震性不足，故障率高，严重影响钻井时效。地层循环温度介于118～143.7℃，其中彭州4-2D井最高循环温度为143.7℃，下钻过程中需要循环降温，彭州4号、彭州7号和彭州6号平台（6口井），共计使用旋转导向工具19趟次，故障16趟次，故障率高达84.21%。

4）三开雷口坡组地层侧钻难度高。彭州4-5D井分别采用“PDC+1.75°单弯螺杆+MWD”、“PDC+直螺杆+2.5°弯接头+回压阀+MWD”和“三牙轮钻头+直螺杆+2.5°弯接头+回压阀+MWD”组合进行了3次侧钻。牙轮钻头使用寿命短，侧钻过程中需要严格控制使用时间，影响侧钻进尺。侧钻过程中岩屑含量肉眼观察困难，录井方结合Mg、Si及Ca元素分析帮助判断侧钻是否成功。

2 川西超深水平井轨迹控制技术

2.1 直井段预弯曲动力学防斜打快

预弯曲防斜打快技术是利用预弯曲钻具组合在井眼中的涡动特征，在钻头上形成一个远大于钟摆降斜力的防斜力，进而使井眼保持垂直状态。这种钻具组合主要是由单弯动力钻具加扶正器组成（图2），在复合钻进过程中，利用动力钻具的高速旋转和钻具组合的涡动效应，实现防斜打快的目标。

图2 双稳定器预弯曲钻具组合结构示意图

利用转子动力学理论，建立了预弯曲动力学防斜打快钻具组合三维动力学模型。通过模型计算结果表明，在小井斜情况下，预弯曲动力学防斜打快钻具组合的降斜力是钟摆钻具组合降斜力的10余倍甚至几十倍。

彭州4-2D、6-4D、7-1D等井直井段应用预弯曲动力学原理，分析不同角度螺杆降斜力变化规律，优化稳定器大小和安放位置，配合5～6刀翼PDC钻头+0.75°～1°单弯螺杆，充分释放钻井参数，实现防斜打快，钻速提高80%，2 000 m以浅井斜普遍控制在2°以内，彭州6-2D井直井段长为4550 m，最大井斜角为0.7°，最大闭合距为16.2 m，防斜打快效果较好。

2.2 轨迹剖面分层多增多调优化设计

优化造斜点，降低难钻地层造斜率，利用复合自然增斜趋势，快速钻穿小塘子组高研磨性地层；利用马鞍塘组可钻性相对更好的特点，将原设计的稳斜段优化为微增斜段，缩短岩屑床井段段长；降低雷四段造斜率，减少破碎地层滑动进尺，提高安全性，同时利于目的层垂深调整。

以彭州5-2D井为例，原设计采用标准的“直—增—稳—增—平”双增剖面，造斜点井深为5 000 m，第一造斜段造斜率为14°／100 m，井斜角增至46.43°后稳斜段长为452.85 m，第二造斜段造斜率为14°／100 m，井斜从46.43°增至85.34°，长稳斜段控制难，频繁定向钻进影响机械钻速。通过轨迹剖面分层优化（表1），优化造斜点至5 070 m，充分利用地层自然增斜率，采用复合钻进方式把井斜角从33°增至68°，快速穿过小塘子组高压复杂地层，提高机械钻速降低井控风险，井眼轨迹更加平滑。彭州区块须四段、须二段和小塘子组可能钻遇多个异常高压裂缝性气层，而须二段和小塘子组裂缝气层压力存在差异，窄压力窗口喷漏共存影响造斜段施工效率。对于小塘子组高压地层，剖面轨迹设计上主动降低该段的造斜率，以便安全快速钻过小塘子组高压复杂地层。彭州3-5D井斜井段长度为1 475 m（4 650～6 125 m），定向进尺为202 m，复合钻比例为86.3%；彭州8-5D井斜井段定向进尺为125 m，复合钻比例为88.21%。

表1 多增多调优化轨迹剖面数据表

实际钻井过程中，在钻遇雷口坡组破碎地层时，由于地层破碎，支撑力不足，导致轨迹造斜率不足，严重影响轨迹控制。彭州4-2D井从井深5 924～5 944 m采用贝克休斯旋转导向工具全力增斜，井斜角未增加；彭州6-2D井井深为6 056～6 066 m，斯伦贝谢旋转导向工具全力增斜，井斜角未增加；彭州5-2D井同层位钻进过程中出现10 m方位突降10°情况；彭州3-5D井同层位钻进过程中出现5 m井斜突降1.3°情况；彭州4-5D井井深5 922～5 986 m井段出现造斜率严重异常情况。针对雷口坡组破碎地层轨迹控制可能出现的异常情况，在进入雷口坡地层前，适当提高造斜段造斜率，设计以中上靶框为目标，降低轨迹控制难度。

通过现场实钻数据，应用wellplan分析原设计、优化设计及实钻轨迹的摩阻扭矩，计算结果表明多增多调优化剖面与原设计剖面摩阻扭矩相差4%。通过前期已完钻的9口井中的应用，面对钻遇各地层的不同特性，解决了造斜段轨迹控制的主要难点，形成了川西海相气田分层多增多调轨迹控制技术。

2.3 钻具组合效能分析

统计分析了已钻9口井二开Φ241.3 mm井眼不同BHA钻具组合、钻井参数等对井眼轨迹控制影响规律。通过优化扶正器大小和安放位置，选取与多增多调优化剖面设计造斜率相匹配的钻具组合，充分释放钻井参数，控制好井眼轨迹的同时大幅度提高二开机械钻速和复合钻进比例，二开定向段平均机械钻速为2.99 m／h，复合钻进比例在85.19%～96.04%之间。

通过对二开钻具效能的分析（图3），单扶正器钻具组合复合钻进时增斜率比双扶正器组合大；双扶正器组合，尾扶直径越大复合钻进增斜率越小。对钻具组合复合钻进增斜趋势进行预测，并结合现场实际需要复合增斜率，最大化提高复合钻进比例，达到提速提效。

图3 各BHA组合复合钻进造斜率与钻压之间关系图

三开水平段，1.25°无扶正器螺杆稳斜效果较好，增斜率在-2°／100 m～3°／100 m，通过钻压的调整，控制增斜率，稳斜效果较好，避免水平段频繁定向钻进，保证井下安全快速钻进。在彭州6-4D井、彭州6-2D井、彭州4-5D井应用效果较好，有利于轨迹控制且降低了三开小井眼井下安全风险。三开水平段应用1.25°无扶正器单弯螺杆，彭州6-2D井平均机械钻速为7.04 m／h，彭州6-4D井平均钻速为7.84 m／h。

2.4 三开雷口坡组侧钻技术

三开雷口坡组侧钻难度高，体现在侧钻点深，井斜角为55°～60°，原井眼轨迹处于增斜段，要采用增斜方式侧钻出新井眼，必须克服老井眼增斜率，施工难度非常大，要满足中靶不能采取降斜方式侧钻，只能选择增或降方位方式侧钻。彭州4-5D井先后分别采用“PDC+1.75°单弯螺杆+MWD”、“PDC+直螺杆+2.5°弯接头+回压阀+MWD”和“三牙轮钻头+直螺杆+2.5°弯接头+回压阀+MWD”组合进行3次侧钻才成功。彭州4-4D井采用“三牙轮钻头+直螺杆+2.5°弯接头+回压阀+MWD”组合经历3趟钻成功侧钻。分析主要原因为：①PDC钻头侧钻过程中较牙轮钻头工具面不稳定，变化幅度大，不得不上提活动钻具重新摆放工具面；②1.75°单弯螺杆侧向力不足，2.5°弯接头+直螺杆侧向力较强；③实钻井眼轨迹与地层最大主应力方向垂直，不易形成新井眼；④原井眼扩大率较大，糖葫芦井眼不规则，在边界有可能钻遇大肚子返回老井眼，不易形成新井眼。

通过彭州4-5D井、彭州4-4D井的经验技术总结，三开雷口坡组侧钻技术优选“三牙轮钻头+直螺杆+2.5°弯接头+回压阀+MWD”组合，同时侧钻过程中岩屑含量肉眼观察困难，录井方结合Mg、Si及Ca元素含量分析帮助判断侧钻是否成功。

3 旋转导向与常规MWD定向对比应用

彭州4-2D井、彭州7-1D井使用的贝克休斯旋导工具，彭州5-2D井、彭州6-2D井使用的斯伦贝谢旋导工具，都出现仪器不稳定，故障率高的问题，导致纯钻时效低，严重拖缓施工进度。三开Φ 165.1 mm小井眼旋导工具抗温到150℃，抗温性能稍差，造成仪器不稳定，仪器信号经常丢失。而用常规MWD钻进的彭州8-5D井，仅用4趟钻25.27 d顺利完成三开井段施工，平均机械钻速为5.74 m／h。

从机械钻速方面来看，使用旋导工具施工的井不占优势，和彭州3-5D相当，比彭州8-5D慢。从纯钻时效来看，旋导工具时效低，故障率高。工区仅彭州4-2D井全程完成旋导施工，其余井均提前终止。

4 结论

1）直井段预弯曲动力学防斜打快技术推广应用效果较好。

2）分层多增多调轨迹优化设计针对各层位地质工程特点，考虑全面、精准设计，充分利用地层自然增斜率，降低定向段长，提高效率。

3）旋转导向与常规定向相比，机械钻速相当，故障率高，时效低，费用高。三开建议优选常规MWD定向方式，旋转导向工具备选。

4）通过分析多种钻具组合效能，二开定向双扶正器组合、三开小井眼无扶正器螺杆组合施工效果好。

5）三开雷口坡组侧钻技术优选“三牙轮钻头+直螺杆+2.5°弯接头+回压阀+MWD”组合，同时辅以元素含量分析帮助判断侧钻施工情况。