1. 引言
旋转地质导向技术主要将旋转导向钻井技术与随钻测井技术及油藏工程技术三者有机合为一体形成的一项尖端自动化钻井新技术 [1]。该技术采用先进的旋转导向钻井技术，配以随钻测井仪器，地面软件系统和工程技术专家团队。在使用旋转导向技术进行钻井过程中，通过对传输的随钻测井仪器测量的地质/工程参数 [2] [3] 等数据，应用随钻岩性识别技术、随钻油气特性识别技术等技术，及时更新地质构造模型、实时解释，控制和调整待钻井眼轨道设计，使井眼轨迹以最佳路线在油藏内钻进。以达到优化水平井轨迹在储集层中位置，降低钻井风险、提高钻井效率、实现单井产量和投资收益的最大化和以钻井方法提高采收率的目的 [4]。
2. NP-8井基本设计情况
NP-8井位于甘肃省宁县界内，是长庆油田公司部署在伊陕斜坡构造上的一口三维评价水平井。NP-8井设计井深3580米，水平段长1800米，靶前位移300米，偏移距127米，入窗垂深1572米，完钻垂深1596米，目的层为三叠系上统延安组长7地层。预计地层压力系数在0.58~0.97之间(图1和表1)。
Figure 1. Design borehole structure diagram
图1. 设计井身结构示意图
Table 1. Horizontal well profile design sheet
表1. 水平井剖面设计数据表
2. 旋转地质导向技术应用
NP-8井从915米下入由Φ215.9 mm PDC钻头 + Φ172 mm旋转导向工具 + Φ172 mm螺杆钻具 + Φ172 mm随钻测井仪器 + Φ212.7 mm无磁稳定器 + Φ127 mm无磁钻杆 × 1根 + Φ127 mm加重钻杆 × 15根 + Φ127 mm钻杆组成的钻具组合。
旋转地质导向工具主要由AutoTrak旋转导向工具 + 高动力模块马达 + 电磁波电阻率/方位伽马成像/压力随钻测井传感器模块-OnTrak + MWD随钻测量脉冲器/发电机 + 中子孔隙度/密度随钻测井仪器组成。如下图2和表2所示：
Table 2. Rotate the geosteering drilling logging system measurement parameter list
表2. 旋转地质导向随钻测井系统测量参数表
2.1. 造斜、纠偏井段轨迹控制
造斜段是水平井井眼轨迹控制的基础井段,只有把斜井段的井眼轨迹控制好，才能使水平段顺利完成 [5] [6]。NP-8井从970米开始定向造斜进行纠偏井段施工，控制井眼方位角122˚~125˚，造斜率在4.5˚/30m以内进行稳方位增斜钻进。当井斜角达到21˚时，进行稳斜稳方位纠偏钻进。钻至井深1159米时开始进行增斜降方位井段施工，该段井眼轨迹控制控制造斜率在3.4˚/30m、方位变化率在−6.7˚/30m左右，钻进时严格控制全角变化率在5.10˚/30m以内，保证井眼轨迹的平滑，钻至井深1540米时完成增斜降方位井段施工。施工全程实时拟合模拟曲线和邻井垂深曲线，修正地质模型，为准确钻入油气层创造条件。
2.2. 探油顶和着陆段井眼轨迹控制
从井深1540米进入稳方位增斜探油顶井段施工。在钻进中及时分析和对比实时检测到的实钻轨迹的随钻测井的数据，不断修正地质模型。并根据修正后的地质模型改变待钻井眼设计，及改变导向钻具的增斜率来有效控制井眼轨迹。钻至井深1768米，垂深1572.01米，井斜达到84.01˚时，未钻遇储层，及时采取稳斜方式进行探顶钻进。钻至井深1790米、垂深1574.97米，井斜角84.45˚准确着陆。在实际入窗垂深比设计入窗垂深下降3米的情况下保障了井眼轨迹精确进窗入靶(图3)。
Figure 3. Logging while drilling data tables
图3. 随钻测井数据表
2.3. 水平井段井眼轨迹控制
水平段轨迹控制主要通过自然伽马成像、深探测电阻率等随钻测井数据配合综合录井显示(岩屑、气测)实时计算地层倾角，准确轨迹控制追踪油层，保证井眼轨迹穿过油层最佳位置。从井深1790米(井斜84.45˚)精确入窗进靶后通过精确的轨迹控制，控制增斜率2.7˚/30m穿过差油层，钻至井深1797米(井斜85.06˚)钻遇好油层顶部后，提高导向工具造斜率为6.08˚/30m，钻至井深1815米，井斜达到88.71˚ (垂深1576.59米)后，控制导向工具增斜率0.53˚/30m保障井眼轨迹平滑的在油层延伸。钻至井深3625米、井斜角88.6˚、垂深1601.05米完钻，水平井完井闭合方位角351.4˚，水平位移2152.17米。
3. 旋转地质导向技术应用效果
1) NP-8井首次应用旋转地质导向随钻成像测井技术，安全优质完成该井二开至完钻的导向、定向、测井及解释评价一体化随钻测控服务，实现了“一趟钻”完成了定向井段、纠斜井段、增斜扭方位井段、探油顶入窗进靶井段和水平井段的钻进作业，共完成钻井进尺2715米，平均机械钻速高达17.51 m/h，创造了该油田机械钻速最高纪录。
2) 水平段拟合模型，成像伽马、深探测电阻率追踪油层
在水平段钻进时依据随钻测井数据不断拟合地质模型 [7]，确定钻头在地层中的位置。利用方位成像伽马判断地层上下切关系，确定钻进方向。在2.2米主力薄油层中实现精确轨迹控制，优质完成1835米水平段施工，砂体钻遇率94.29%，油层钻遇率达92.7% (图4)。
Figure 4. NP-8 while drilling azimuth gamma imaging figure sketch
图4. NP-8随钻方位伽马成像图示意图
3) 实时调整钻进方向，精确控制轨迹，实现水平段安全延伸
依据随钻实时测量近钻头井斜、旋转方位，实时修正待钻井眼轨迹，及时发送指令，实时调整导向工具工作态势改变钻进方向，大幅提高控制轨迹的精准性。由于旋转钻进改变井眼轨迹，减小摩阻，降低施工风险 ，井眼轨迹平滑，最大限度延长水平位移。
4) 为有效治理溢流、井漏等复杂情况下提供多种数据支持
NP-8井钻至井深1777.68米(垂深1573米)发生漏失，瞬时漏失量达60方，泥浆密度1.25 g/cm3。粘度48秒。发现漏失后，立即使用堵漏浆循环堵漏，漏失速度150 m3/h。在堵漏过程中井口发生溢流，立即关井，关井立压0.1 MPa，套压2.4 MPa，泥浆密度1.24 g/cm3。依据关井前随钻测量井底环空压力24.83 Mpa，计算出压井需要的泥浆密度为1.46 g/cm3。为及时有效治理溢流提供数据支持。在压井过程中实时监测压井情况。ECD [8] 在压井时出现台阶形上升至1.5 g/cm3，说明压井泥浆已循环至井底，且基本与环空压力计算泥浆密度一致，有利地指导了压井作业，降低了钻井风险(图5)。
4. 认识与结论
1) 随钻测井是旋转地质导向钻井的关键技术，自然伽马成像测井和电阻率测量结果是卡准标志层，精确着陆、准确入窗进靶的关键。
2) 通过应用随钻测井的实时识别岩性、探测地层分界和流体界面技术，准确控制钻头上行或下行，有效监控井眼轨迹的延展方向，保持井眼轨迹在储层最佳位置延伸。
Figure 5. NP - 8 ECD measurement while drilling
图5. NP-8随钻ECD测量示意
3) 旋转导向工具有效地将钻压传递到钻头，提高了钻井效率，增加了钻进速度。同时保持三维水平井井眼轨迹平滑 [9]，降低了井眼摩阻与扭矩，有利于降低钻井风险。
4) 旋转地质导向钻井应用随钻测井先进技术收集储层地质性能，为该地区常规导向钻井中地质导向提供参考，减少水平井段因导向问题的停等时间，提高施工效率和油藏钻遇率 [10]。
5) 随钻测井的环空压力实时监测技术能够及时预告井底压力异常，为有效治理溢流和漏失提供技术支撑。
参考文献