适用于长庆大偏移距三维水平井的新型剖面和轨迹评价几何模型

时间：2024-07-28

梁海军，李娜

（1.川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院陕西西安710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018；3.陕西延长石油研究院，陕西西安710075）

梁海军*1，2，李娜3

针对长庆油田大偏移距三维水平井井眼轨迹优化控制技术难度大及缺乏剖面优化优劣的统一评价标准等问题，在统计分析了长庆油田2013年上百口具有代表性实钻井眼轨迹数据的基础上，首次建立了以靶前距不为负值为主要约束条件的几何法剖面优化评价模型，并在该模型的评价优选下，构造了优于传统五段式的五点六段式三维水平井轨迹模型，通过现场施工证明，该几何评价模型及五点六段式轨迹优化剖面对今后钻井工程设计及现场施工有一定的指导意义。

长庆油田；大偏移距；三维水平井；评价；轨迹优化；几何模型

长庆油田由于受到地形地貌和超低渗透油气藏特性的限制，近年来三维水平井已逐步成为长庆油田开发超低渗透油气藏主体技术之一。对于靶前距和油气藏垂深一定的条件下，二维水平井是施工难度和风险最低，剖面优化和轨迹控制最易做到的。而大偏移距三维水平井增大了整个井眼轨迹的空间三维复杂程度，超大井眼曲率给轨迹优化控制技术带来很大困难的同时，增加了现场施工难度和风险。大偏移距三维水平井的轨迹优化和控制技术近年来是长庆油田研究和旨在解决的难题。

1 大偏移距三维水平井定义

三维水平井是指井口不在水平段方位线上的水平井，其井口到水平段方位线的垂直距离称为偏移距。偏移距大于200m的三维水平井称为大偏移距三维水平井，偏移距介于100～200m的三维水平井成为中偏移距三维水平井，偏移距小于100m的三维水平井称为小偏移距三维水平井。如图1所示，在水平投影图中，靶点A与靶点B构成的靶体与井口坐标O不共线，OD就是其偏移距。OA是水平段的靶前位移（或称作视靶前位移），是AD实际有效靶前位移，大偏移距三维水平井在现场施工过程中主要参考有效靶前距AD、偏移距OD及垂深对实钻剖面进行优化，φ是水平井的设计方位角，φA、φB分别是靶点A、靶点B的闭合方位，φD为先期定向方位角。

图1 带靶前位移的大偏移距三维水平井概念描述图

2 大偏移距三维水平井几何评价模型

以往的水平井轨道设计优化及最优控制技术均是建立在数学或力学模型基础上，约束条件多、迭代次数多、计算复杂、无成形软件可供计算，对井眼轨迹实际可优化性及操作性不高。因此本文引入计算简洁、实用性强的三维无因次系数法这一几何模型来定量描述大偏移距水平井井眼轨迹的空间三维程度复杂形态，进而可以评价出不同模型优化下的轨迹剖面优劣。无因次系数值越大，三维水平井井眼轨迹三维程度越高，轨迹曲率越大；反之则越小。下面以长庆油田某大偏移距三维水平井实钻轨迹空间井眼轨迹图为例，说明三维无因次系数原理。

针对三维水平井的空间三维曲线复杂程度，下面引入三维无因次当量系数Cof来刻画三维水平井轨迹的复杂程度。公式如下所示：

公式中的Δh是在现场施工过程中选择造斜点时，根据井身结构、地层特性及钻具组合等实际情况造斜点上下偏移的一个活动余量，一般为30～50m不等。在计算三维无因次当量系数Cof时，由于Δh的值相当于KO′值很小，加权平均后对结果影响很小，所以可以忽略掉Δh；ΔVs是三维水平井入窗时沿靶体方位线方向上相对于靶心的偏移距离，相对靶前位移而言可以忽略不计；Δl是水平井入窗时横向上相对靶心的距离，在无特殊防碰需要的条件下，Δl也可以忽略。因此公式可以简化如下所示：

在三维油井水平井的设计及现场施工过程中，根据理论及现场数据统计分析推导出三维无因次当量系数Cof，利用Cof来描述三维水平井轨迹剖面优化效果，有利于进行三维水平井剖面优化调整及轨迹实时控制。

3 五点六段式剖面

大偏移距三维水平井经过力学计算、摩阻扭矩分析及现场实钻井数据回归统计优化分析，通过三维无因次系数对传统五段式剖面及在其基础上的优化模型进行了综合计算、对比，优选出目前最适合长庆油田区域的五点六段式轨迹剖面。二维水平井传统五段式轨迹剖面是“直井段—增斜段—稳斜段—增斜段—水平段”，而改进的五点六段式剖面是将复杂的三维水平井井眼轨迹由5个节点分成6段，五点是指“二开造斜点—走偏移距/负位移起始造斜点—扭方位起始调整点—全力增斜点—入窗着陆点”，六段是指“直井段—走偏移距/负位移定向造斜段—稳斜控制段—扭方位调整段—全力增斜入窗段—水平段”。这样的优点是在现场施工作业中，将轨迹控制利用了化整为零的方法分段控制，各段轨迹控制目标显明、分工明确，降低三维水平井轨迹优化的难度，提高整体井眼轨迹控制的精度，增大了现场定向工程师的可操作性。

4 无因次系数应用效果评价

4.1 数据统计分析

长庆油田每年所钻三维水平井数量很多，无法一一类举，只能挑出部分具有代表性的大偏移距三维水平井进行分析说明，以下是对2013年长庆油田14口采用五点六段式剖面优化设计的典型三维水平井现场实际生产情况进行统计，见表1。

表1 三维水平井数据统计分析表

4.2 利用无因次系数法对长庆三维水平井轨迹剖面对比分析

同等条件下，相对三维水平井而言，二维水平井的摩阻扭矩、钻具通过能力及施工风险级别都是最优化的，因此利用无因次系数法评价优化后的三维水平井井身剖面时，需要将三维水平井简化成二维水平井，偏移距是决定三维水平井井眼轨迹复杂程度的主要因素，假设偏移距无穷小，用简化无因次系数公式计算出此时三维水平井近二维无因次系数值，此值可作为评价三维水平井井身结构优化效果好坏的参考值。优化后的无因次系数值越接近此临界值，说明该大偏移距三维水平井优化效果越好，井眼轨迹越光滑，所以三维无因次系数Cof就以近二维水平井作为三维水平井优化标准。表2是上文统计的2013年长庆油田具有代表性三维水平井实钻井眼轨迹数据，分别以传统五段式、优化后的五点六段式及三维近二维三种典型水平井剖面通过无因次系数法计算对比。

表2 无因次系数法对不同剖面优化效果评价表

如表2所示，可以看出三维化二维的无因次系数值最小，这和同等条件下，二维水平井井眼轨迹曲率明显小于三维水平井是吻合的，传统五段式轨迹剖面是按照传统二维水平井设计法对三维水平井进行施工，其三维无因次系数值如下表所示平均值达到0.2675，明显大于后两者，而本文提出的五点六段式三维水平井优化剖面的三维无因次系数值较传统五段式计算值明显接近最理想化的二维水平井，而这一点，在安平53井及安平58井等现场施工过程中也得到了验证，按传统五段式剖面设计斜井段平均全角变化率分别为9.0°/30m和8.7°/30m，而优化后五点六段式剖面全角变化率分别为7.5°/30m和6.9°/30m；在现场施工过程中，水平段后期定向钻进裸眼摩阻仅为17.9t左右，套管下入摩阻为16.46t左右，比设计预计摩阻小了6t多。

为了验证三种不同剖面无因次计算结果的差异性和无因次理论的通用性，将长庆油田50口中大偏移距三维水平井无因次系数值用绘图曲线表示，如图2所示：

图2 不同类型轨迹剖面模型下的三维无因次系数对比图

由图2可知，三维水平井五点六段式无因次系数Cof平均值是0.104，五段式剖面无因次值0.243,三维近二维无因次值0.008。五点六段式剖面无因次系数值较传统五段式剖面更接近二维水平井计算值，表明五点六段式剖面模型较传统五段式井眼曲率更平滑，摩阻扭矩较小，水平段施工风险低。从表1统计的五点六段式剖面三维水平井现场施工情况可知，裸眼摩阻有效控制在20t以内，起下钻没有出现遇阻、套管下入困难的情况，随钻测量摩阻扭矩值比常规轨迹相比，平均降低了23.7%。实钻结果与表2中无因次系数法计算结果是一致的，验证了无因次理论的正确性。

4.3 无因次系数评价不同偏移距对轨迹优化效果的影响

三维水平井不同轨迹优化模型和控制技术的实施难易程度在强三维和弱三维不同条件影响下是有很大差别的，强三维水平井是指三维水平井的空间曲线更加复杂、三维轨迹的全角变化率更大、可能引起后期水平段摩阻扭矩更大、实际施工过程中轨迹优化及控制技术更难以实现；而弱三维水平井则是指水平井空间曲线变化率相对柔和的多，空间变化相对平缓，钻井施工相对容易简单。

对长庆油田区域实钻的三维水平井按偏移距大小分成3类：偏移距大于200m、偏移距介于100～200m之间、偏移距小于100m三类三维水平井。利用三维无因次系数法拟合出不同剖面模型条件下曲线，将其进行对比，对比情况如图3～图5所示。

图3 偏移距大于200m三维水平井对轨迹优化效果影响图

图4 偏移距100～200m三维水平井对轨迹优化效果影响图

图5 偏移距小于100三维水平井对轨迹优化效果影响图

从图4～图5可以看出，偏移距大于200m的三维水平井优化难度最大，优化效果最差，优化前三维无因次系数Cof=0.342，优化后的三维无因次系数Cof= 0.178，优化率为47.9%，优化率较低；而偏移距小于100m的三维水平井优化难度最小，优化效果最好，优化后的三维无因次系数和前面两者比最小，优化前三维无因次系数仅为Cof=0.165，优化后的三维无因次系数Cof=0.053，优化率为67.9%，优化率较高；而偏移距介于以上两者之间（100～200m）的三维水平井井眼轨迹剖面优化难度适中，优化前三维无因次系数仅为Cof=0.248，优化后的三维无因次系数Cof=0.104，对井眼轨迹优化率为58.1%，优化率也是介于上两者之间。