井眼轨迹控制技术

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1、 井眼轨迹控制技术井眼轨迹控制技术 基本概念基本概念 定向钻井：定向钻井：沿着预先设计的井眼轴线钻达目的层的层位 的钻井方法，称为定向钻井。 井斜角：井斜角：井眼轴线的切线与铅直线之间的夹角。（）方位角：方位角：井眼轴线的切线在水平面投影与正北方向之间 的夹角。（。（）井深：井深：从井口到测点的实际长度。 井底水平位移（闭合距）：井底水平位移（闭合距）：表示井底在水平面上偏离原 井口的大小，它是完钻井底与井口在水平面上投影之间 的直线距离。井眼轨迹控制技术井眼轨迹控制技术 基本概念基本概念 闭合方位：闭合方位：闭合距的方位角就叫闭合方位角。 井斜（方位）变化率：井斜（方位）变化率：指单位长度内

2、井斜角（方位角） 的变化值。 狗腿度：狗腿度：是描述井眼弯曲的情况，一般规定以每钻30米 井眼的角度变化（度/30米）。高边：高边：过井眼轴线的铅垂面与横截面交线的上倾方向。装置角：装置角：造斜工具弯曲方向的平面与原井斜方向所在平 面的夹角。井眼轨迹控制技术井眼轨迹控制技术 基本公式计算基本公式计算狗腿度的计算公式：狗腿度的计算公式： 全角变化率（全角变化率（Dogleg SeventyDogleg Seventy）“ “全角变化率全角变化率” ”，“ “狗腿严重度狗腿严重度” ”，“ “井眼曲井眼曲 率率” ”，都是相同的意义。指的是在单位井段，都是相同的意义。指的是在单位井段 内井眼前进的

3、方向在三维空间内的角度变内井眼前进的方向在三维空间内的角度变 化。它即包含了井斜角的变化又包含着方化。它即包含了井斜角的变化又包含着方 位角的变化。其位角的变化。其 计量单位为：计量单位为： 2525mm。井眼轨迹控制技术井眼轨迹控制技术闭合方位的基本公式计算闭合方位的基本公式计算: :1. 1.第一象限第一象限: :CLA=ACTG(E/N)CLA=ACTG(E/N)2. 2.第二象限第二象限: : CLA=ACTG(N/E)+90CLA=ACTG(N/E)+90 靶心距的计算：靶心距的计算：R=R= SQRT(N1-N2)2+(E1+E2)2SQRT(N1-N2)2+(E1+E2)2) )

4、实际井眼轴线的计算（平均角法）实际井眼轴线的计算（平均角法）：此法认为两测点间的测段为一条直线，该直线此法认为两测点间的测段为一条直线，该直线 的方向为上下两测点处井眼方向的矢量和方向。的方向为上下两测点处井眼方向的矢量和方向。井眼轨迹控制技术井眼轨迹控制技术测段计算公式：测段计算公式：此法假定二测点间的井段为两段各等于测段长度一半的 直线构成的折线，它们的方向分别与上、下两测点处的井 眼方向一致。反扭矩分析计算由于螺杆钻具右旋（顺时针），故驱动接头上 方的组合将产生反扭矩，定向对应考虑提前装置 角，以消除这种反扭矩的影响。公式法计算反扭角：井眼轨迹控制技术井眼轨迹控制技术井眼轨迹控制技术井眼

5、轨迹控制技术 井眼轨迹现场控制技术井眼轨迹现场控制技术 -优化的钻具组合优化的钻具组合对于对于丛式井丛式井优快钻井项目，经过近几年的摸索与实践优快钻井项目，经过近几年的摸索与实践, , 已逐渐形成了简单已逐渐形成了简单 而实用的钻具组合：而实用的钻具组合： (a)钟摆钻具组合 钟摆钻具原理:利用斜井内切点以下钻铤重量的横向分力把钻头推向井壁 下方,以达到逐渐减小井斜的效果. 扶正器的安放位置:对钟摆钻具来说,扶正器的安放位置十分重要.如果安放 偏低则减斜力小,效果差;如果安放偏高,则扶正器以下钻铤可能与井壁形成新 的切点,使钟摆钻具失效.稳定器的理想位置:保证稳定器以下钻铤不与井壁接 触的条件

6、下尽量提高些. 井眼轨迹现场控制技术井眼轨迹现场控制技术 -优化的钻具组合优化的钻具组合 稳定器位置主要取决于钻铤尺寸,钻压大小和井眼斜度等. 17 ”PDC+9”NMDC+9”DC+17 ”STB+8”DC*4+F/V+ ( F/J+JAR)+5 ”HWDP (b)常规导向钻具组合： PDC+P DM+ST B+NM DC+MWD +S.NMDC+F/V+O / S+( F/J+JAR)+5 ”HWDP井眼轨迹控制技术井眼轨迹控制技术井眼轨迹控制技术井眼轨迹控制技术 井眼轨迹现场控制技术井眼轨迹现场控制技术 -钻头的选择 (a)针对地层，从众多厂家，优选适合本地区的钻头，渤海 地区广泛采用了

7、：SMITH（型号：S94HPX）、川.克（型 号： MX-1）、BEST（型号：M1951SG）、DBS厂家生 产的PDC钻头。实践证明，这些钻头在浅层造斜及稳斜钻 进中都获得了较好的效果。 (b)钻头水眼面积 12 1/4”:1.5”inch2 9 7/8” :1.2inch2 ； 合适的水眼面积不仅保证了浅层造斜的成功，而且对清洁 井眼也起到关键的作用。井眼轨迹控制技术井眼轨迹控制技术 井眼轨迹现场控制技术井眼轨迹现场控制技术 -扶正器尺寸选择扶正器尺寸选择 选择合适尺寸的扶正器对于井眼轨迹的控制至关重 要；不同地区相同井斜使用的扶正器尺寸大不相同； 如：SZ36-1地区50O左右的井选

8、用11 1/8”稳斜效果较 好，而在QHD32-6地区选用10 ”的扶正器却仍有 0.20.8o/30m的降斜率； -LWD的运用 现场实际测井结果表明，井斜超过63O无法进行常规 测井，需LWD测井（CDR测普通电阻率；ADN测中 子密度）。井眼轨迹控制技术井眼轨迹控制技术 井眼轨迹现场控制技术井眼轨迹现场控制技术 - - 马达的选择 l 选择较大的马达弯角，在符合井身质量的基础上尽量提高造斜率。整个QHD32-6地区普遍选用了性能良好的ANADRILL 马达。9 7/8”弯角调为1.150;12 1/4”弯角为1.41o或1.50o，充分保证达到预期的造斜率。l 对于大斜度井尤其是12 1

9、/4”井眼马达的选择尤为重要，如F16： 采用POWERPAK A962XP型马达；3:4lobes；6.0stages；转子加装水眼，分流排量；本马达具有较大的功率（最大功率为313KW） ；马达弯角调为1.50，充分保证马达的造斜能力。井眼轨迹控制技术井眼轨迹控制技术 井眼轨迹现场控制技术井眼轨迹现场控制技术 -有效的定向工艺措施有效的定向工艺措施 l l 槽口的布置和钻井顺序的制定槽口的布置和钻井顺序的制定严格按照定向井的原则进行槽口的布置和钻井顺序的制定，最大 限度的降低稳斜井段的井斜角，以降低作业难度。 l l 优化井眼轨迹优化井眼轨迹 A) 为保证邻井特别是内排井的作业安全，以及最

10、大限度的降 低稳斜井段的井斜角（总井深及水平位移相应的减少了），减小 平台的作业难度， 特对各平台进行了优化设计，实际打钻模拟优 化设计数据。原始设计造斜段一般按照3o/30m设计，而实际优化 设计：外排井为4.5o/30m，次内排井为4o/30m，内排井为3.5o/30m 。井眼轨迹控制技术井眼轨迹控制技术 井眼轨迹现场控制技术井眼轨迹现场控制技术 -有效的定向工艺措施有效的定向工艺措施B) B) 造斜点提前。造斜点提前。外排井特别是大斜度外排井，尽可能的使造斜 点深度提前，以降低整个平台稳斜井段的稳斜角，降低整个平台 的作业难度。 C) C) 必要时采用陀螺定向。必要时采用陀螺定向。利用K

11、EEPER速率陀螺，使外排井在有 磁干扰的井段按设计或提前造斜点定向。 D) D) 对于降斜比较严重的井如：对于降斜比较严重的井如：QHD32-6QHD32-6平台。平台。因此，初始井眼轨 迹走设计上线：对于井斜大于50度的井，造斜终了位移比设计位 移超前 30米以上；井斜在4050度的井，造斜终了位移比设计位 移超前25米以上；井斜在2040度的井，造斜终了位移位移超前 15米以上。井眼轨迹控制技术井眼轨迹控制技术 井眼轨迹现场控制技术井眼轨迹现场控制技术-有效的定向工艺措施有效的定向工艺措施通过井眼轨迹的优化，大大减少了定向井作业难度，大大的节通过井眼轨迹的优化，大大减少了定向井作业难度，

12、大大的节 约了定向作业时间，这在滑动进尺上得到了十分明显约了定向作业时间，这在滑动进尺上得到了十分明显 的体现的体现, ,以下以下 是设计与实际滑动进尺的比较：见各平台统计数是设计与实际滑动进尺的比较：见各平台统计数 据：据：项目名称总滑动进尺平均单井滑动进尺设计(m)实际(m)设计(m)实际(m)QHD32-6A113266967492302QHD32-6B89056062405276QHD32-6C1815110290550312QHD32-6D140539412541362 QHD32-6E127067769552338 QHD32-6F1983811995601363井眼轨迹控制技术井

13、眼轨迹控制技术 井眼轨迹现场控制技术井眼轨迹现场控制技术-有效的定向工艺措施有效的定向工艺措施 l l 合理的钻井参数及井眼轨迹控制合理的钻井参数及井眼轨迹控制 A) 直井段钻进直井段轻压吊打，钻压控制在1吨以内；排量：3850L/min 转速：70rpm。实测结果表明，直井段效果较为理想。直井段井斜基本上小于0.5度。 B B）造斜段钻进造斜段钻进造斜初始排量30003300L/min；钻压：13T；。井斜起来以后，根据实际造斜效果，调整钻井参数，并采用滑动与旋转相结合的原则，既达到理想的造斜率又确保井眼轨迹平滑，有利于井的后续作业；此外，方位基本上可以通过转速来控制。（六）有效的定向工艺措

14、施（六）有效的定向工艺措施对于70O左右的大斜度井，9 7/8”井眼的造斜没有问题，但是 12 1/4”井眼所遇到的困难却是我们始料未及的，如F16井，具体情况如下：直井段钻至267m，MWD测斜，BTOTAOL VALUE：56 此时，基本无磁干扰，MWD直接定向，造斜至596米时 ，最低钻时几乎降为零，但旋转钻进时，有较高的机械钻速（70- 100m/h），直至造斜结束（其间，钻压加至15吨，几乎无进尺，旋 转23米，具有较好的机械钻速时再滑动，如此反复多次）。其间 进行防碰计算防碰结果表明，无防碰危险；检查马达，正常；估计 地层异常或泥浆携砂不好。造斜时，根据实测数据随时模拟优化设计轨迹

15、，于711米，造斜结 束。造斜井段平均造斜率为4.640/30m。（六）有效的定向工艺措施（六）有效的定向工艺措施 l l 合理的钻井参数及井眼轨迹控制合理的钻井参数及井眼轨迹控制 C C）稳斜段钻进稳斜段钻进 QHD32-6油田实际打钻结果表明，对于超过60o的大斜度井，即便选用所提供的最小扶正器稳斜井段仍有0.2-0.8o/30m的不同程度的降斜率。对于12 1/4”井眼来说，稳斜段滑动无疑十分困难。扶正器使用的具体效果见下表：（以F平台五口大斜度井为例） 井名扶正器尺寸井斜趋势（降斜率）方位趋势明化镇(上)明化镇(下)明化镇(上)明化镇(下)F308 1/8”0.7o-1.7o0.5o-1.7o稳定微右漂F198”0.5o-1.5o0.4o-0.8o稳定稳定F2010 5/8”0.5o-1.5o0.5o-0.9o稳定稳定F1010 1/2”0.6o-1.6o0.5o-1.7o微左漂稳定F1610 1/8”0.5o-1.9o0.3o-1.7o稳定稳定（六）有效的定向工艺措施（六）有效的定向工艺措施 l l 合理的钻井参数及井眼轨迹控制合理的钻井参数及井眼轨迹控制 对于70O左右的大斜度井，9 7/8”井眼的造斜及稳斜段滑动比较容易，但是12 1/4”井眼的造斜特别是稳斜段滑动所遇到的困难远远超出了我们的预料，仍以F16井为例，具体情况如下：由于本井井斜较