目前，大位移钻井技术、随钻测井技术（LWD）以及井位设计技术方面已取得了长足的进展，能够保障钻井井眼延伸至远离生产平台数千米的位置并穿透具有复杂地质背景的储层，从而帮助海上作业者实现新的产能目标。 降低疏松砂岩松软地层的长分支井段钻井成本和钻井风险非常有难度。此类地层在倾斜段钻井过程中很有可能需要采用滑动钻井，并且由于管柱摩阻较大，存在套管柱无法下至预定设计井深的风险。另外，井眼完整性问题还包括井漏、层间封隔不充分以及井眼坍塌等风险。如果作业者和服务商之间没有一种相互协调的能够有效解决问题的途径，那么上述风险很有可能会影响最终的单井产能，甚至导致井眼报废。
Addax Petroleum是一家国际油气勘探生产公司，主要业务位于西非地区，于2013年在喀麦隆尝试完成其第一口的大位移大斜度井的钻井作业，钻井作业过程中遇到了上述钻井问题。在作业过程中，该井在钻17-1/2“井段时出现了井漏问题，最终无法解决，只能进行侧钻。而进行12-1/4“井段钻进时，井漏问题更加严重，该井段位于疏松层段，使用现有的旋转导向系统无法进行导向和稳斜。
该井段剩余部分的钻进仍然使用井下动力钻具，但是完成的井眼轨迹较为曲折，很不规则，严重阻碍了后续井段的钻井效率。由于管柱下入摩阻过大，导致9-5/8”套管无法下至井底，9-5/8”套管套管鞋只能置于目标井深上部的砂岩层段。除此之外，在进行8-1/2”井段钻进时，钻柱无法重入井眼，直接导致了事故性侧钻。之后，作业者进行了关井处理，计划使用9-5/8”造斜器进行造斜侧钻，最终实现8-1/2”井段的重入。
为此，作业者开展了内部研究，重新考虑了地层孔隙压力和破裂压力梯度取值，对钻井液密度进行了调整，以控制页岩段的异常高压，避免发生井壁失稳的风险。然后，成功进行了造斜侧钻，然后使用RSS（旋转导向系统）顺利完成了8-1/2”井段及其随后的6”井段的钻进，钻进过程中保持了井眼稳定，没有发生任何事故。
该井完井投产之后，产能超出了预期。该井的成功促使作业者联合服务商开展协调合作，共同研究优化该区块大位移井钻井方法，以避免第一口井钻井过程中出现的复杂情况。 在接下来的几个月中，作业者与服务商在随后几口井的方案制定和设计阶段进行了有效的协调配合。由于上述井以及将来计划井的井口均处于同一平台，因此，需要开展极具挑战性的紧密丛式井井位设计。此外，这些井的目标储层都是疏松砂岩储层，进一步增加了项目难度。因此，开发方案不应仅仅关注剩余几口井的井位设计，而应着眼目标区域内所有计划井的井位设计。
随后，钻井方案重点关注了保持井眼完整性并实现规则光滑的井眼轨迹的要求。除此之外，由于几乎所有井都属于水平井，方位角为270°，因此，钻井方案还要尽可能降低误差椭圆（EOU），以防止发生费用昂贵的侧钻作业或者与邻井的碰撞。
钻井作业过程中，作业者和服务商也进行了有效的协调和沟通，作业者方面的地质工程师、石油工程师和钻井工程师与服务商的钻井服务团队之间经常召开视频会议进行沟通协调。来自不同办公室或时区的人员，组成了联合团队，他们共同研究分析各种LWD测井数据，检查每个井段将要入井的测井工具。由于参会者都能在同一时间看到相同的数据，因此团队能够为下一井段的钻井作业做出更加快速和迅捷的钻井作业决定。图1 多井位布置井口视图显示各井井眼轨迹误差椭圆
新井中的第一口井于2015年8月开钻，联合团队很快就收到了第一口井钻井过程中遇到的作业问题—如何在30“隔水导管下部的26”井段钻进过程中有效实现层位封隔。该井段的钻进使用的是井下喷射钻具组合（Jetting BHA），该钻具组合包含了一套随钻陀螺仪仪器包，用来进行必要的定向控制，并确保20”套管准确下入，封隔漏失层位。作业过程中，26“井段成功进行了钻进，漏失层位也用20”套管进行了封隔，然而，20”套管未能下至目标深度，导致需要进行17-1/2”井眼侧钻作业。该井26”井段BHA作业效果、泥浆系统设计和井眼轨迹等方面取得的经验成功应用到了后续的钻井作业当中。
根据第一口井钻井作业中取得的经验教训，服务商对旋转导向系统（RSS）进行了根本性的改进。使用了具备主动计量功能的10”PDC钻头，同时，调整了钻头水力参数，以降低作用在软地层单位面积上的射流冲击力和钻头水功率。钻头水力参数的调整主要是通过增加钻头总过流截面积至2.9平方英寸实现的，然而，此改动会导致压降过低无法满足RSS数据指令向下传输的要求。
该问题最终通过对旋转稳定器中的限定器座进行重新设计得到了解决，原始设计中限定器座放置在旋转稳定器靠近打捞颈的一侧。这样使得旋转稳定器在下入软地层时会出现一个问题，限定器座长度不够，无法与钻头螺纹面的震动进行配合，无法保障限定器座外表面的密封。服务商对原设计进行了调整，将限定器座置于旋转稳定器靠近井口位置的一侧，这样就能够保障限定器座外表面的密封性，防止对座底的冲刷。该调整还能确保高速流体完全流入限定器座上安装的可替换式碳化物喷嘴。
与之前同一平台的钻井过程相比，改进后的旋转导向系统（RSS）成功下入了12-1/4”井段，实现了定向控制，并缩短了钻井时间。该井作业效果的取得主要得益于RSS系统在避免发生井壁冲刷和转速增大的情况下实现排量的提高。改进后的旋转导向系统（RSS）避免了使用井下动力钻具进行钻井的情况，在不进行滑动钻井的情况下形成了更加规则光滑的井眼，并得到了一种更加有效的钻至目标井深的方法。 在8-1/2”领眼的钻进过程中使用了6-3/4”旋转导向工具系统（RSS）进行定向控制。钻井方案要求旋转导向工具系统（RSS）引导钻头进入目标层位，并在目标层位钻进约853 ft。BHA（井下工具组合）包含了多个LWD工具部件，包括服务商提供的GuidWave方位电阻率测量工具、耐高温方位伽马射线传感器以及中子孔隙度测量仪，为定向校正提供了相关数据信息。
领眼钻至目标井深之后，将6-3/4”PressureWave地层测试仪下至领眼内目标层位进行地层压力测试。然后，起出钻柱组合，裸眼打水泥塞封堵领眼井。下入同样包含方位电阻率测量工具（对于确保最佳的相对井位布局至关重要）的BHA（井下工具组合），侧钻水泥塞，成功水平钻至目标储层上部。在11040 ft深度开始进行井位布置服务作业，最终在13340 ft深度处进入目标储层区域。
最后的井段使用了4-3/4”旋转导向系统（RSS），BHA仍然配有方位电阻率测量工具，以保持井眼位于储层内的最佳位置。该井在目标井深14160 ft处完钻，井眼轨迹完全保持在目标储层区域，实现了最优的井位布置。
该井的顺利完钻也标志着GuideWave工具在喀麦隆完成了首次现场应用。该工具能够提供实时反演技算和地层倾角测井解释服务，使现场地质导向团队能够通过监测电阻率测井曲线以及地层电导效应的上下波动进行定向调整。该工具含有一套拥有专利知识产权的反演计算算法，能够可靠地计算出井眼与储层上下边界的距离，进一步提高了钻井井眼轨迹调整的速度和精度。例如，该井钻井过程中，当钻至距储层顶部约3ft的时候，该工具发出了定向预警信号，钻井队通过旋转导向系统（RSS）迅速进行了定向校正，成功将井眼保持在了目标储层区域。该井的钻井周期为63天，不到前一口井钻井周期（134天）的一半。
第二口井成功完钻取得的经验影响了第三口井的钻井方案设计，该井是目前为止喀麦隆测深最大的大位移井。该井计划钻至与上一口井相同的层位，但是没有钻领眼井识别储层顶部。
考虑到降低该井钻井误差椭圆以及不钻领眼井的要求，需要使用另一项Gyro技术，该技术能够可靠测量超过70°的井斜角。得到的测量数据结合其他MWD测量数据能够提供高精度的数据组合，并缩小井眼的误差椭圆。
钻井井眼接近靶点的时候，地质导向团队研究分析LWD和Gyro测量数据，最终认为井眼是在靶点上方进入地层的，着陆点过高。最后的测量数据显示测深为14211.0ft处的井斜角为84.31°、方位角为272.37°。根据上述发现，钻井队决定稳斜84°继续钻进，直至钻至靶点区域砂岩储层。应用该策略，成功钻至靶点区域，没有进行多少定向修正。
该井完钻目标深度为15410 ft，钻井周期为58天。设计中所有5个井段都是一趟钻至目标深度，非生产时间（NPT）为0。
在打破了大位移井最大测深记录完成第三口井之后，很快又开始了第四口井的钻井作业。按照方案要求，第四口需要在横向上从第二口井和第三口之间穿过，并钻至新的地质靶点位置。由于之前完钻井的误差椭圆较大，因此，如何降低第四口井井眼轨迹的误差椭圆（EOU）成为一大挑战。应用常规的Gyro和MWD测量技术已无法进一步缩小误差椭圆（EOU）。设计过程中无论如何调整井眼轨迹，该井的误差椭圆与邻井都出现了重叠。为了降低钻井过程中发生碰撞的风险，使用了主动测距服务，用来探测与已钻井的接近距离以防止碰撞。
主动测距服务主要由两部分组成，第一部分是作业前模拟服务，根据已钻井套管剖面图和计划井的预定井眼轨迹进行新井井眼轨迹模拟。第二部分是实时监测服务，由位于英国和美国的远程数据中心操作管理，提供24小时全时服务。该服务能够在外部磁场干扰影响MWD测量精度之前对外部磁场干扰进行识别。一旦发现外部磁场干扰，第三方服务商立即开展进一步信息处理工作，并确定干扰源与井眼之间的相对位。该服务作为井眼轨迹防碰的早期识别手段，能够准确发现实际井眼轨迹是否正在接近已钻井眼，通过旋转导向系统（RSS）可进行定向校正，改变实际井眼钻进方向，实现防碰的目的。
为了设计第四口井的井眼轨迹，项目团队将MWD工具测得的加速度计数据和磁力计数据以及各种测量得到的测深数据（MD）发送至数据中心进行了处理。作业前模拟表明任何已钻井在28ft内都能探测识别，识别概率为99%。
根据上述分析，作业者认为只要在钻井过程中进行足够严密的监测，并进行有效的管理就能够安全有效地完成第四口井的钻井作业。威德福管理团队结合局部、地区和全球的作业水平详细分析了设计的井眼轨迹，得出结论认为该井的钻井作业能够以安全低风险的方式顺利完成。
然而，最终作业者选择在该井钻领眼井，但放弃了侧钻至主要靶点层位的方案，因此，也就没有使用测距服务的必要。但是，该井在作业前方案设计过程中取得的信息无论对作业者还是服务公司都很有价值，并将成为未来井眼轨迹防碰方案设计的模板。
第四口井钻至目标储层，顺利完钻，完钻测深（MD）为10696 ft，钻井周期为21天，非常生产时间（NPT）为0。图2 与第一口井相比，随后钻的三口井综合使用RSS、M/LWD工具，在更短的时间内完成了更大的钻深，非生产时间（NPT）更少，在作业效率曲线上得到了反映
图中文字：
旋转导向系统（RSS）和随钻测量（MWD）以及随钻测井（LWD）技术的改进提升对于优化完善该项目的井位布置起到了至关重要的作用。每口井的钻井作业经验都影响到下一口井的钻井作业，因此，随着项目的持续进行，钻井小时数、管柱起下趟数以及建井周期都出现了持续降低的趋势。
额外的三口井向生产平台贡献了巨大的产能，每口井的产量都达到或者超过了预期。通过综合使用旋转导向技术（RSS）和地质导向技术，成功地将井眼保持在目标层位内，避免了侧钻作业或者紧急定向调整作业，极大地降低了钻井作业风险和费用。
最后，该钻井项目成为今后西非地区紧密丛式大位移井钻井设计和作业的标杆。综合使用旋转导向技术（RSS）、随钻测量（MWD）和随钻测井（LWD）技术以及应用井位布置技术服务的成功经验使得作业者在今后此类钻井项目中处于非常有利的位置，能够复制成功，再创佳绩。
（来源：金正纵横翻译事业部）
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