定向井轨迹控制影响因素分析及对策

摘要：本文针对中原工区定向井轨迹控制问题展开研究。通过对2024年中原工区新钻井和侧钻井的施工数据进行分析，总结了定向井轨迹控制的现状及存在的问题。深入探讨了地层因素、钻具组合、钻头类型、钻井参数等对定向井轨迹控制的影响因素，并结合东濮老区定向井的地质要求及难点，提出了相应的轨迹控制技术思路与对策，旨在为定向井轨迹控制提供理论依据和技术支持，以提高钻井效率和质量。

关键词：定向井；轨迹控制；影响因素；技术对策

一、引言

在现代油气钻井工程中，定向井技术被广泛应用，其轨迹控制是确保钻井工程顺利进行和实现地质目标的关键环节。良好的轨迹控制能够提高钻井效率、降低施工风险，并有效提高油气井的产量和经济效益。然而，定向井轨迹控制受到多种因素的综合影响，如地层特性、钻具组合、钻头性能、钻井参数等。中原工区在2024年的钻井施工中，面临着定向工作量增加、轨迹控制难度增大等问题，制约了钻井提速。因此，深入分析定向井轨迹控制的影响因素，并提出有效的技术对策，对于提升该工区的钻井技术水平和经济效益具有重要意义。

二、定向井轨迹控制现状分析

2024年，中原工区共完成新钻井27口，平均井深3725m，平均机械钻速15.26m/h，钻井周期38.26天，其中井斜＞45°的井18口，占比66.67%，井斜＞60°的井16口，占比59.26%；侧钻井完井29口，平均井深3191m，平均裸眼段长749m，平均机械钻速4.11m/h，钻井周期17.13天，完井周期8.42天，其中井斜＞45°的井7口，占比24.13%，井斜＞60°的井3口，占比10.34%。从数据可以看出，施工井井斜增加，导致定向工作量增加，轨迹控制难度增大，进而制约了钻井提速。

三、定向井轨迹控制影响因素分析

（一）地层因素

1.地层倾向与倾角

当钻头钻进时，在倾斜地层中，会受到沿地层倾斜方向的分力，促使井眼轨迹偏离垂直方向。数据模拟显示，当地层倾角为0°时，井斜角在1°以内；当地层倾角为15°时，经过500m的钻进模拟，井斜角达到7.5°左右；当地层倾角为45°时，同样经过500m的钻进模拟，井斜角达到22.5°左右。这表明地层倾角对井斜角的增长有着显著的影响，随着地层倾角的增大，井斜角的增长速度加快。

2.不整合界面与断层

不整合界面上下地层的岩石特性差异大，在钻遇不整合界面时，钻头受力不均。例如，明化镇组和馆陶组一般为整合或假整合接触，馆陶组和东营组存在明显不整合面，实际钻井施工中，两个接触面井斜变化大，技术措施中均要求进行吊打并加强井斜监测。断层处地层结构破碎，岩石的完整性被破坏。钻井过程中，钻头通过断层时，由于地层的破碎和应力的重新分布，会遇到复杂的受力情况，可能出现钻头蹩跳、井斜和方位突变等问题。

（二）钻具组合对轨迹控制的影响

1.钻具刚性及结构

直井段：目前直井段主要以预弯曲钻具组合为主，通过钻具组合产生的侧向力达到防斜、纠斜的目的。例如，何303斜井直井段2925m，应用预弯曲钻具组合，最大井斜1.0°，位移11.02m。

斜井段：定向增斜过程中，尤其井斜超过30°，钻具刚性强，不利于定向造斜，需简化钻具组合。如文203-2H井完钻井深4323m，沙三中地层定向造斜率低，更换钻具组合，降低钻具刚性，满足增斜段轨迹控制要求。

侧钻井：受井眼尺寸影响，小井眼开窗侧钻井钻具组合一般为钻头+Φ95mm1.5°单弯螺杆+浮阀+Φ88.9mm无磁承压钻杆×1根+MWD+Φ88.9mm加重钻杆×2根+Φ79mm钻杆，钻具刚性低，定向增斜率高，但复合降斜快。

2.单弯单扶钻具组合

主要用于定向增斜、扭方位。例如，Φ311.2mm井眼的1.5°单弯单扶螺杆组合，定向增斜率0.8°-1.5°/根，复合增斜率0.3-0.5°/根；Φ215.9mm井眼的1.5°单弯单扶螺杆组合，定向增斜率1.2°-2.5°/根，复合增斜率0.4-0.7°/根。

3.单弯双扶钻具组合

主要用于稳斜段。例如，Φ311.2mm井眼的1.5°单弯双扶钻具组合（下扶Φ308mm，上扶Φ306mm），稳斜效果理想；Φ215.9mm井眼的1.5°单弯双扶钻具组合（下扶Φ210mm，上扶Φ208mm），稳斜效果良好。

4.无扶螺杆

例如，文203-2H井完钻井深4323m，水平段采用短保径定向PDC钻头+1.5°无扶螺杆+水力振荡器，一趟钻完成水平段进尺558m，平均机械钻速8.33m/h，井斜控制在88.6°-90.3°，方位211.4°-212.6°，施工安全顺利，满足轨迹控制要求。

5.侧钻井螺杆工具

小井眼开窗侧钻井，复合降斜问题突出。例如，文72-231侧1井，完钻井深3701m，裸眼段长911m，最大井斜34.28°，稳斜段长447m，垫块螺杆稳斜钻进期间复合降斜0.6°-1.7°/根。更换4刀翼PDC+Φ95mm1.5°单扶（Ф112mm扶正器）组合，稳斜段复合降斜0.2-0.3°/根，使用效果良好，但定向困难，该组合适用于稳斜段。

（三）钻头对轨迹控制的影响

1.牙轮钻头

牙轮钻头定向效果好，但机械钻速低。例如，文72-263井，Φ311.2mm井眼中完加深165m，采用牙轮钻头+1.5°单弯螺杆组合，2489m-2565m二开增斜段2.01°↑9.18°，平均机械钻速仅1.58m/h；文72-249井，Φ215.9mm井眼，增斜段2780m-2830m，井斜10.2°↑17.23°，平均机械钻速2m/h。更换混合钻头后，井段2830-3286m，井斜17.23°↑28.5°，平均机械钻速6.5m/h。

2.常规PDC钻头

常规PDC钻头在稳定地层中能够保持较好的方向性，使井眼轨迹相对平滑。例如，在一些泥岩地层中，常规PDC钻头能以较为稳定的方式钻进，井斜变化率在0.2°-0.5°/100m。但当遇到非均质地层时，其切削刃容易受到损坏，使钻头在旋转过程中产生不平衡力，从而使井眼轨迹出现突然的弯曲或偏移，井斜变化率可能会增大到1°-2°/100m。

3.定向PDC钻头

定向PDC钻头具有特殊的切削结构，如不对称的切削刃分布或带有导向结构，在定向钻井中能更好地按照预定的方向钻进，有效控制井眼轨迹的弯曲方向和角度。在复杂地层条件下，其抗冲击性能和耐磨性往往优于常规PDC钻头，利用其特殊的切削结构，减少因地层变化而导致的轨迹偏差，井斜变化率在复杂地层中能控制在0.5°-1°/100m左右。

4.混合钻头

混合钻头结合了牙轮钻头和PDC钻头的优点，在不同地层条件下表现出良好的适应性。例如，在硬地层中，混合钻头的牙轮部分能够提供较强的破碎能力，而在软地层中，PDC部分则能保持较高的机械钻速。通过合理选择混合钻头的结构和参数，可以在一定程度上优化定向井的轨迹控制效果。

（四）钻井参数对轨迹控制的影响

1.钻压

钻压的大小对井斜和方位的控制有着重要影响。在新钻井复合钻进过程中，一般钻压与井斜变化趋势呈现正比关系。例如，文101-61井，井段2513m-2772m，单弯单扶钻具组合，井斜56.1°↑63.9°，钻压控制80-120KN，全角变化率0.5°-1.2°/30m，满足复合自然增斜中靶需要；濮158-6井，井段3430m-3708m，单弯单扶钻具组合，井斜67.12°↑70.33°，钻压控制60-100KN，全角变化率0.5°-1.5°/30m，满足复合自然增斜中靶需要。而在濮159井，井段3670-4170m，复合增斜0.2-0.3°/根，定向降斜困难，采用预弯曲钻具组合，同时控制钻压40-60KN，井斜由4.1°↓2.2°后基本稳定，保障了井斜、位移不超标。

2.转速

转速主要影响钻头的切削方式和破岩效率，对井斜影响不大，但会影响钻具组合的稳定性，从而改变井眼方位。例如，濮7603井，稳斜段3150m-3650m，地层倾向东南，倾角15-20°，井斜50°，方位350°，转速60-80RPM，呈现降方位平均0.2°/根，将转速调整至100RPM，方位基本稳定；文306-1井，稳斜段3264m-3530m，地层倾向东南，倾角25°，井斜50.9°，方位290°，转速100-120RPM，呈现增方位平均0.2-0.4°/根，将转速调整至60-80RPM，增方位0.1-0.2°/根。

3.排量

排量主要影响井眼清洁及井下摩阻，进而影响定向施工。例如，文79-218井，完钻井深3422m，造斜点2070m，井眼轨迹为直-增-稳-扭-稳，在井段2892m-3080m（井斜35°）扭方位35.9°。扭方位前后摩阻由60-80kN↑200-300kN，完井作业期间3100m-3422m粘卡严重。测井数据显示，扭方位井段平均井径扩大率20.47%，存在“糖葫芦”井眼。分析原因为定向扭方位期间未考虑由于定向困难反复上提下放钻具，大排量（36-38l/s）水力冲刷对井壁产生的破坏作用。井壁不规则，进一步加剧定向施工难度。又如，文51-37侧1井，完钻井深3557m，窗口2506m（沙二段），裸眼段长1051m，最大井斜35.60°。窗口附近沙二上地层老井有三处射孔段：2551-2553.4m，2736-2757m，2766-2768m，施工排量9-10l/s，2556-2628m井段明显掉块、起下钻遇阻显示（判断该处存在大肚子井眼），后期定向托压严重，使用牙轮钻头+水力振荡器组合，仍未能很好解决轨迹控制问题。设计扭方位80°，且增斜扭方位井段为老井沙二地层射孔段，地层不稳定性高，排量大，形成糖葫芦井眼。

四、东濮老区定向井地质要求及难点

（一）地质要求

东濮老区定向井一般为双靶井，少数单靶井，井身质量要求如下：靶心半径10m；目的层段井径扩大率≤15%；测斜要求，直井段两个测点间距不大于300m，造斜段两个测点间距不大于30m，稳斜段两个测点间距不大于50m，防碰距离小于10m井段应加密测斜，测斜井段不大于10m，确保钻井施工安全；最大全角变化率，新钻井最大井眼曲率单点不超过7°/30m，如连续三测点的井眼曲率超过5°/30m也为不合格；小井眼开窗侧钻井控制在10°/30m之内，不超过15°/30m，如最大井眼曲率单点超过18°/30m或连续三个测点的井眼曲率超过15°/30m为不合格。

（二）受地层倾向及倾角影响的轨迹自然漂移规律

1.增斜规律

当钻头沿地层上倾方向钻进时，地层会对钻头产生一个向上的分力，使钻头逐渐偏离原有的井眼方向，朝着地层上倾方向倾斜，从而导致井斜角逐渐增大。例如，濮159井，地层倾向西北，倾角30°-40°，全井轨迹闭合方位111.2°。

2.方位漂移规律

当地层倾角与初始井眼方位存在一定夹角时，地层会对钻头产生一个侧向力，它会使钻头在钻进过程中逐渐偏离原有的方位，朝着侧向力的方向漂移。例如，何303斜井（定向井），倾向西，轨迹方位漂移呈现降方位趋势；濮159井（直井），倾向西北，轨迹方位漂移呈现增方位趋势。

五、轨迹控制技术思路

（一）大轨迹控制理念

1.井位优选与论证

新钻井：根据地质任务书数据，参考靶点坐标优选井口位置，在地面允许的情况下尽量保证对靶方位一致，根据地层倾向及倾角，预判轨迹漂移规律，利于复合钻进中靶。发挥“地质工程一体化专家办公室”作用，进行井位论证，对于井口位置无法改变造成井眼轨迹控制困难的井，建议甲方调整靶点坐标或靶区半径，降低轨迹控制难度和定向工作量。

侧钻井：条件允许情况下侧钻点尽量下移，降低裸眼段长度；尽量避免侧钻点存在反向位移，降低施工后期轨迹控制难度及摩阻。

2.新钻井轨迹控制

Ф444.5mm/Ф346.1mm直井段：采用18m处欠尺寸扶正器钟摆钻具组合，井深一般在300m左右，钻进期间监测井斜1次，根据井斜情况调整参数，保障井斜不超标。

Ф311.2mm/215.9mm直井段：采用1.25°单弯螺杆+预弯曲钻具组合+随钻微扩孔工具，利用MWD实时监测井斜数据，保障井眼打直。

Ф311.2mm/215.9mm增斜段：采用1.5°单弯螺杆+水力振荡器+随钻微扩孔工具，发挥大弯度螺杆定向效率，优化轨迹，利用自然增斜降低定向工作量。

Ф311.2mm/215.9mm稳斜段：采用1.25°单弯螺杆+欠尺寸扶正器双扶钻具组合，配合水力振荡器+随钻微扩孔工具，主要通过调整钻井参数（钻压、转速）控制轨迹，定向调整做为微调手段。馆陶组及地层交界面吊打，避免井斜超标。根据实钻轨迹情况，造斜点位置可优化上调50-80m，降低最大井斜，减小稳斜段长度，增加复合钻进比例。双靶井：Ⅰ靶中近边，Ⅱ靶中远边；需扭方位时，利用两靶半径优化轨迹，降低扭方位工作量。施工过程中，依据地层倾角、实钻规律等，对待钻轨迹进行优化。

3.侧钻井轨迹控制

增斜段：应用1.5°垫块螺杆，提高定向效率。

稳斜段：应用1.5°扶正器螺杆（扶正器外径Φ110-Φ112mm），降低复合钻进降斜率，减少定向工作量，提高轨迹控制效率。

其他措施：开窗位置以下预留30m稳斜段，为轨迹控制调整留出余地。双靶定向井井眼轨迹尽量设计为直-增-稳-微降井身剖面。双靶井：Ⅰ靶中远边，Ⅱ靶中近边，中Ⅰ靶后利用复合钻进自然降斜中Ⅱ靶。

（二）工具优选

1.螺杆钻具

新钻井：选用Φ244.5mm、Φ172mm大扭矩螺杆，解放钻压，降低大钻压情况下钻头制动发生几率，保障工具面稳定，提高定向施工效率。水平段使用1.5°无扶螺杆，满足水平段轨迹调整及井下安全需要。

侧钻井：应用带扶正器单弯螺杆，根据Φ118mm、Φ116mm井眼尺寸，分别选用扶正器外径Φ112mm、Φ110mm的1.5°单弯螺杆，主要解决小井眼复合钻进降斜速度快难题。

2.PDC钻头

侧钻井：推广3刀翼PDC钻头，地层研磨性强选择4刀翼PDC钻头。

新钻井：短保径定向PDC钻头，增强定向施工钻头稳定性。考虑地层研磨性方面，优选4刀翼或5刀翼PDC。

3.水力振荡器

推广应用水力振荡器，缓解长裸眼井定向托压问题，提高钻井效率。

应用实例

4.随钻微扩孔工具

持续应用随钻微扩孔工具，优化短起下井段，修整井壁，有效清除井壁虚泥饼，保障井眼清洁，降低摩阻，提高定向效率。

应用实例

（三）钻井参数优化匹配

1.钻压

在有利于综合提速的前提下，通过调整钻压，控制井斜变化，满足轨迹控制需要，减少定向工作量。

2.转速

依据地层倾向、倾角，考虑设计轨迹方位情况，结合实钻预判方位漂移规律，留出方位调整余量，同时通过调整转速进行微调控制。

3.排量

新钻井：针对上部软地层、地层交界面等易垮塌地层，需定向施工时，适当降低排量，避免定向期间调整工具面时对井壁冲刷严重形成大肚子井眼、易垮塌地层井壁失稳等情况发生，影响定向效果，严重时造成井眼清砂难度大、井下复杂等。

侧钻井：出窗口30m内以及待钻轨迹离老井射孔段在30m内，弱化参数钻进，减小对不稳定地层的冲刷；使用3刀翼PDC钻头定向时，适当降低排量，利于工具面稳定，提高定向效率。

具体排量参数

（四）钻井液润滑工作

1.优选液体润滑材料。单井使用不同种类的液体润滑剂，做好应用评价，根据效果进行优选推广。

2.复配不同目数超细钙、磺化沥青等封堵材料，形成优质泥饼，提高钻井液的封堵能力。

3.使用优质坂土浆，强化泥饼质量。钻井液转换前1-2天水化优质膨润土浆，侧钻井开窗直接使用优质膨润土配置钻井液。

4.固、液润滑材料复配使用。在保障液体润滑剂含量前提下，补充大颗粒石墨和球类固体材料辅助润滑，降低摩阻。

使用好四级固控设备。重视一级固控，加强高速离心机使用，严格控制低密度固相，确保钻井液清洁。

5.合理规划短起下清砂工作。做好清砂与提速平衡工作。

六、结论

通过以上对定向井轨迹控制影响因素的分析及对策研究，可以得出以下结论：

1.定向井轨迹控制受到多种因素的综合影响，包括地层因素、钻具组合、钻头类型、钻井参数等。其中，地层倾向与倾角、不整合界面与断层等地层因素对轨迹控制的影响尤为显著；钻具组合的刚性及结构、不同类型的钻头（如牙轮钻头、常规PDC钻头、定向PDC钻头、混合钻头）以及螺杆钻具的弯角大小、扶正器尺寸等对轨迹控制也有重要影响；钻压、转速、排量等钻井参数的合理调整对轨迹控制效果至关重要。

2.针对东濮老区定向井的地质要求及难点，提出了大轨迹控制理念，包括井位优选与论证、新钻井轨迹控制和侧钻井轨迹控制的具体措施。在工具优选方面，强调了螺杆钻具、PDC钻头、水力振荡器和随钻微扩孔工具的合理应用；在钻井参数优化匹配方面，提出了钻压、转速、排量的具体调整策略；在钻井液润滑工作方面，提出了多项优化措施，这些技术思路和对策能够有效提高定向井轨迹控制的精度和效率。

3.在实际钻井工程中，应根据具体的地质条件、井型和施工要求，综合考虑各种影响因素，灵活运用上述技术对策，不断优化定向井轨迹控制方案，以实现高效、安全、优质的钻井目标，为油气田的开发提供有力的技术支持。