防斜打快技术.docx
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防斜打快技术
常规防斜打快技术
一、概述
直井钻井防斜，是现场经常碰到的难题之一。
在钻直井时，如果井斜过大，会使井眼偏离地下设计目标，打乱油气田开发的布局。
对于勘探工作来说，井斜大了，会使井深发生误差，使所得的地质资料不真实，甚至偏离勘探目标。
井打斜了，也给钻井工程本身增加了困难，甚至造成严重的井下故障。
在斜井内，钻柱易靠在井壁一侧，旋转时发生严重摩擦，在井斜突变井段钻柱发生弯曲，易使钻柱和套管磨损，钻柱折断，套管脱落，也可能造成井壁坍塌及键槽卡钻等故障，有时甚至被迫填井侧钻。
井斜超标，也会影响固井质量，首先是造成下套管困难，同时套管下入后不易居中，这往往是造成固井窜槽、管外冒油冒气的原因之一。
因此，直井防斜打快问题一直是油公司和钻井工作者十分关心的一个重要技术问题。
防斜技术自上世纪五十年代鲁宾斯基发表论述至今，经过数代人几十年的发展，已经有了长足的进步，早期只有光钻挺、塔式组合；钻柱稳定器产生后又形成了钟摆、满眼等钻具结构，在此基础上，发展了柔性、偏轴等特殊防斜钻具组合。
随着定向技术的发展，以螺杆和随钻为主的导向钻井技术应用于防斜纠斜，在很大程度上避免了填井侧撞；近年来，自动垂直钻井技术得到了较好应用，但由于其技术含量、使用成本高，限制了使用的范围。
易斜地区大多仍然采取常规防斜纠斜技术。
在我国东部多个油田推广应用了自然造斜钻井技术，使易斜地区钻井速度得到了较大提高。
川东北钻遇的中上部地层普遍存在着地层倾角大（30°～60°），局部小褶皱多，自然造斜率较强（自然造斜率大于1°/100m）等特点，井身质量难以控制，尤其是井斜控制难度大。
同时，地层古老、岩石坚硬、研磨性强、岩性多变、地层可钻性低（可钻性级值5～8），机械钻速普遍较低，导致钻井生产效率低下。
川东北防斜打快是井身质量控制的难点，而陆相地层是防斜打快的重点。
如沙溪庙地层倾角大，须家河组研磨性强，又处于大井眼井段，防斜打快矛盾比较突出。
进入海相地层，雷口坡组二段至嘉陵江组嘉4+5段砂泥岩互层频繁，地层倾角大，自然造斜力强，表现易斜特性。
在易斜井段采用防斜功能最强的钻具组合，井斜仍有逐步上升趋势。
如何处理好解放钻压提高速度和防斜打直这两方面成了川东北钻井的重要任务之一。
从优化钻具结构、优选钻头和钻井参数着手，如采用钟摆、塔式钟摆、柔性钟摆钻具等，配合相应技术措施，既解放了钻压，大大提高了钻井速度，又满足了井身质量的要求。
在陆相地层主要采用塔式钟摆钻具，配合合理的钻井参数来防斜打直。
在井斜控制方面，大尺寸钻铤发挥了重要的作用，使用大尺寸钻铤成功地解决了陆相地层易斜的钻井难题。
尤其二开需严格控制井斜，保持井斜处于较低值，为三开控制井斜创造良好条件。
在海相地层，岩性为灰岩、白云岩、膏盐岩，可钻性较好，螺杆+PDC的应用为防斜打快增加了新的途径。
在无法使用垂直钻井和空气钻井等特殊钻井技术时，优化钻具组合和施工方案，可以在一定程度上解决防斜打快的难题。
在区域构造比较明确的地区，设计自然造斜井，合理布置地面井位，正常钻进达到目的层，可以实现速度的较大突破。
二、防斜打快工艺技术
（一）川东北典型地层造斜特性
1．地层造斜性级别划分
根据地层倾角大小以及其对井斜的影响程度，将地层造斜性划分成几个级别。
表1地层造斜性级别定性划分表
地层倾角（º）
地层造斜性
对井斜和速度影响
0～10
低
不易井斜，可施加大钻压提高速度
10～30
中等
较容易井斜，适当控制钻压，井斜可控制
30以上
高
极易井斜，严格控制钻压，井斜也逐渐增大，对速度影响较大
2．川东北地层造斜性
对毛坝1井测井资料分析获取的数据，见表2。
可以发现，该地区地层倾角大且地层产状基本稳定，容易发生地层自然造斜。
表2毛坝1井地层产状表
地层
地层产状（°）
组段
底界深度
倾向
倾角
上沙溪庙组
937
330～335
23～30
下沙溪庙组
1313
335～340
26～40
千佛崖组
1692.5
340
26～40
自流井组
2039
340
28
须家河组
2727
/
/
雷口坡组三段
2818
335
32
雷口坡组二段
3151
245～305
30～55
雷口坡组一段
3185
210
40
嘉陵江组五段
3197
嘉陵江组四段
3561
嘉陵江组三段
3778
310
5
嘉陵江组二段
3900
嘉陵江组一段
4267
330
5
飞仙关组四段
4324
飞仙关组三段
4365
千佛崖、自流井、须家河组等陆相地层，砂岩、泥岩、页岩不等厚互层多发育，软硬交错对井斜产生一定影响。
表3为通过岩心分析得到的四川自流井组地层岩性特征数据，泥岩、砂岩岩石可钻性级别高，页岩可钻性级别低，都占有一定比重。
表3四川盆地自流井组地层岩性特征
地层
层位厚度
（m）
岩性描述
岩性厚度
（m）
占层位的百分数
（％）
岩石可钻性
自流井五段
78
暗紫红、灰绿色泥岩
38
48.8
6.088
砂质灰岩
20
25.6
7.219
灰色页岩
20
25.6
4.948
自
四
94
褐色介壳灰岩
30
32.0
0.673
砂质泥岩
29
30.8
黑色页岩
25
26.6
3.897
暗紫红、灰绿色泥岩
20
20.6
6.088
自
三
66
暗紫色泥岩
36
56.0
6.088
浅灰色粉砂岩
30
44.0
6.651
自
二
30
深灰褐色介壳灰岩
20
66.7
3.682
灰黑色页岩
10
33.3
6.355
自
一
93
暗紫色泥岩
50
54.0
6.088
浅灰色粉砂岩
43
46.0
6.032
经过统计普光、毛坝等区块已钻井资料数据，根据钻井实践情况分析，结合毛坝1等实际地层倾角测井资料，川东北地层造斜特性，具有一定规律性。
上沙溪庙至千佛崖地层倾角30～40°，造斜性较强，井斜容易增大；自流井组下部到须家河上部地层倾角20～30°，造斜有所缓和，多表现降斜趋势；须家河组根据区域不同，表现不稳定，有些造斜，有些稳、降斜；雷口坡下段到嘉陵江上部地层倾角40～50°，造斜性极强；嘉陵江三段以下海相地层地层倾角小于10°，地层平缓，造斜性低，地层具有自然降斜特征。
因此，地层自上而下，根据不同造斜特性，可分成以下几组典型分层。
表4川东北典型地层造斜特性分层表
地层分层
大致井段（m）
岩性
可钻性
产状特性
造斜性
上沙溪庙组、下沙溪庙组、千佛崖组
2000
紫红色泥岩与粉砂岩呈不等厚互层
低
砂泥岩软硬交错变化大，地层倾角大
高
自流井组、须家河组上部
500
紫红色、灰色泥岩为主
须家河局部可钻性极低
倾角中偏小、局部较大，砂泥岩互层
中等偏低
须家河组下部、雷口坡组上部
500
灰色泥岩夹泥岩夹粉砂岩，质硬耐磨，夹多条煤线
低
倾角中偏小
中较低
雷口坡组下部、嘉陵江组上部
500
深灰色白云岩、灰白色硬石膏岩
较高
倾角大
高
嘉陵江组下部、飞仙关组、二叠系、石炭系等下部海相地层
1000
灰岩为主
高
平缓
低
表中地层可钻性是根据实钻钻时资料统计而得，陆相地层平均钻时60min/m以上，可钻性低；下部海相地层平均钻时在40min/m以下，地层相对容易钻进；雷口坡组下部、嘉陵江组上部平均钻时介于上述之间，较易钻。
可钻性高低直接影响到钻井速度，使速度和质量的矛盾更加突出。
影响井斜产生的有钻具方面因素，也有地层方面因素。
钻具主要体现在钻头侧向力和钻头转角。
地层造斜主要影响因素为地层倾角和地层各项异性。
对于地层倾角较大的地层，地层产生的造斜力较大，而且随着钻压的增大，地层造斜力也逐步增大。
因此对于高陡构造和强造斜地层，这是井斜控制效果难以得到充分的保证的主要原因。
要从根本上解决防斜打快问题，除了有效地控制钻具侧向力和钻头倾角之外，还必须具有足够的抵抗地层造斜力的能力。
只有同时考虑这三方面的因素，并使之相互协调，才能真正地解决高陡构造和强造斜地层的防斜打快问题。
（二）常规防斜纠斜钻井技术
为了实现防斜目标，无论何种技术，归根结底核心是底部钻具类型和结构的选取。
目前有效的常规防斜纠斜技术包含以下几种：
①以钟摆防斜为主的系列防斜技术；
②螺杆钻具组合防斜纠斜控制技术。
对于满眼钻具组合，在川东北高陡构造区块上部陆相地层，防斜作用难以发挥，所以采用较少。
在下部海相地层需要稳斜钻进时，可以根据情况采用。
由于应用较少，此处不做介绍。
下面分别对不同钻具结构防斜原理进行分析和叙述。
图1钟摆钻具作用原理示意图
1．钟摆防斜技术
常规钟摆钻具是利用下部钻铤重量的横向分力使钻头压向下井壁，以达到逐渐减小井斜的效果。
光钻铤是最简单的钟摆钻具，切点以下钻铤产生横向力，即钟摆力，用于纠斜。
为了增加钟摆效果，使切点以下钻具更长，在底部钻具增加扶正器，扶正器以下钻铤在一定钻压下，不与井壁接触，产生较大的钟摆力。
根据需要，底部钻柱可以有一个或两个钻柱稳定器。
（1）大尺寸钻铤塔式钟摆钻具组合
使用大尺寸钻铤塔式钻具，提高下部钻具的刚性和抗弯曲能力，有利于较高钻压情况下防斜，其较大的尺寸也提供了大的钟摆降斜力，因此防斜降斜效果有较大提高。
由于可以施加更大的钻压，大尺寸钻铤组成的塔式钟摆钻具组合，较同等地层常规钟摆钻具组合、小尺寸钻铤塔式钻具组合吊打的平均机械钻速均有所提高。
在倾角大、岩性变化频繁的自然造斜力较强的地层中，使用大尺寸钻铤组成的塔式钻具组合钻进，有利于部份解放钻压、对提高钻井速度有利。
根据地层与岩性，采用大钻压钻进与小钻压吊打纠斜相结合的方式进行钻进，可以在较好控制井斜基础上提高钻井速度。
大尺寸钻铤主要表现在以下两方面：
①钻铤刚度比常用钻挺提高1～2倍，其抗弯能力更大，钟摆作用发挥更好；
②对相同长度的钟摆钻铤段，钻头钟摆侧向力增加1～2倍。
两项联合作用表明，大尺寸钻铤具有更好的钟摆效果。
（2）柔性钟摆钻具组合
如图所示，在下稳定器和上稳定器中间段L2为一直径较细的钻铤或加重钻杆，L1、L3为两段较大直径的钻铤。
上稳定器根据需要可增减。
图2柔性钻具组合示意图
柔性钻具是在两个稳定器之间采用了一根柔性较大的钻铤或加重钻杆，在稳定器上部小尺寸的钻铤，通过大钻压使钻头与稳定器间钻柱弯曲，致使下稳定器处的内弯距与其它刚性钟摆钻具组合相比得到较大的改变，大尺寸钻铤段仍可保持钟摆效应，而柔性部分减弱上部大钻压带来的造斜效应向下传递，从而即增加了上部可施加的钻压，也减弱钻头的造斜效应，达到控制井斜并提高速度的目的。
该技术关键是优化钻具组合和钻压优选，要通过软件计算，确保精确控制。
对于Φ311.15mm井眼，底部钻具组合：
Φ311.15mm钻头+Φ228mm钻铤×2根＋Φ311mm扶正器＋Φ177.8mm（或158.75mm）钻铤×1根＋Φ228mm钻铤×6根，钻压200～240kN。
这种钻具对于中-低地层倾角在大钻压下可以产生理想作用，井斜逐步可以减下来；当倾角达到一定值，在地层造斜力占主导作用的地层钻进时，这种组合即失去作用，井斜会逐步增加。
表5柔性钻具在川东北使用情况表
井号
井段（m）
地层
钻具结构
钻井参数（kN）
控制效果
普光1
1360～1750
上沙溪庙
9+7+8
200～70
井斜3.5°～3.9°，稳斜
普光2
3371～3541
须家河
7+5+6
180～220
井斜3～1.9°，降斜
普光3
1191～1321
上沙溪庙
9+7+9
240
稳斜
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