斯伦贝谢与巴西海上油气生产商PRIO联合完成本案例，该井创下拉丁美洲最长裸眼段施工纪录，同时刷新巴西有史以来最高大位移井延伸比。

多学科协同工程方案助力巴西建成标志性大位移井，参建双方认定，该井打造出拉美有史以来最长大角度裸眼井段，同时创下巴西国内最高大位移井延伸比（ERD Ratio）纪录。 本次作业配套先进随钻测量体系、精准储层导向、陀螺随钻测斜与实时工程支撑，优化储层内井眼轨迹部署，提升油田开发管理水平，为今后垂深浅、水平位移大工况下的超长延伸井施工提供可复制技术范本。
 
项目背景与区块开发概况
 
全球油气行业持续追求油气采收效率提升、作业成本压降。成熟油田当前占全球油气产能资产总量约70%，普遍已投产25年以上，提质增效需求尤为迫切。 成熟油田高效开发高度依赖储层内精准井眼定位。行业融合磁力、陀螺传感器与深探测电阻率技术，落地先进地质导向工艺，缓解井眼横向、纵向偏移问题。这套一体化技术降低井眼绝对位置、相对位置的测量不确定性，实测数据与地层构造匹配度大幅提升，强化随钻储层测绘（RMWD）可靠性。
 
本案例井位于坎波斯盆地南部BMC-8区块波尔沃油田。该油气区自上世纪70年代起规模化开发，累计油气当量产量超140亿桶。 作业海域水深约100米，2007 年起投用固定式平台；主力产层为基萨芒阿尔布阶碳酸盐岩与卡拉佩布斯组砂岩，目前地层存在地层能量衰竭、边水侵入，同步配套注水开发工程。 即便历经40年开采，该区块仍是巴西油气核心产区，贡献全国约20%原油产量，剩余油气储量可观。作业方巴西PRIO石油持续开展油田复产改造，涵盖钻井、二次完井工程，并于 2021 年完成与图巴朗马泰洛油田管网联通，有效延长油田经济开采周期，为成熟油田高效开发提供实践路径。
 
随着油商不断突破油田开发边界、追求作业效率与储层接触面积最大化，大位移钻井技术持续迭代，本井正是该领域重大技术突破。 该项目工程条件严苛：整体垂直深度浅，但实测井深与水平位移极大，施工全程需平衡摩阻扭矩、定向复杂程度、储层地质不确定性与钻机设备极限，以上均是该区域井身设计的常规制约因素。 整套工程方案旨在扩大储层接触面积，攻克超长延伸井普遍存在的构造、地质力学难点，最终完成5362米大角度裸眼段钻进，创下拉美作业新纪录；同时大位移延伸比达4.37，刷新巴西官方记录，证实浅垂深、设备机械性能受限条件下超长井段施工具备可行性。
  
 
图2  GeoSphere 随钻测绘工具作业界面
 
核心施工难点与针对性技术对策
 
项目全程面临多重技术难题，直接影响方案规划、现场决策与风险管控；服务商称，该井是全球工业界复杂度最高的大位移井工程之一。
 

存在碰撞风险的侧钻施工 作业需切割、回收9⅝英寸套管，在约80米窗口内实施侧钻，定向控制精度要求极高，保证与原有井段安全隔离。造斜点设计需兼顾切割后套管力学性能与狗腿度限值，保障超长延伸轨迹成型。 一体化事前工程规划是破解该难题的核心：钻井、定向、完井、钻井液、井位部署、储层多专业团队协同，统一敲定侧钻水泥塞、防碰撞安全区间、底部钻具组合（BHA）、钻头型号、水力参数与定向施工全套方案。 现场配套技术手段：采用旋转导向系统（RSS）降低井眼初始弯曲度；以固态陀螺随钻测斜（GWD）实测数据作为官方定位基准，依托位置不确定性计算实时监控井间安全隔离系数；同步对陀螺、磁力测斜数据开展实时统计、定性交叉校验，全流程质量管控，确保井眼始终处于防碰撞安全区间。

超长大角度裸眼段施工 核心难点为5362米裸眼段最大井斜83°，极易引发高摩阻、岩屑运移不畅、井壁失稳、局部微狗腿等问题，同时直接制约后续套管下入作业。 配套解决方案：钻井液体系优化：强化低剪切黏度、薄致密滤饼、化学稳定性能；井眼净化工艺：匹配排量、钻速区间，提升窄环空区域流体扰动；

钻具组合优化：削减微狗腿，搭配旋转导向系统保证轨迹平滑，降低摩阻扭矩，保障 9⅝ 英寸套管顺利下入。

超高大位移延伸比带来的设备极限挑战  延伸比升高会加剧摩阻扭矩、定向测量不确定性，逼近钻机设备运行上限，同时动态工况下需精细管控当量循环密度（ECD）。 应对方案：摩阻扭矩仿真模型：区分岩性、管壁接触类型设置摩阻系数，结合地面实测数据持续校准；标准化操作流程：接单根、划眼、水力参数切换全过程严格遵循顶驱、大钩载荷、绞车设备额定限值；水力调控：优化排量、喷嘴尺寸，抑制压力剧烈波动，将当量循环密度稳定在安全窗口内。

薄层储层精准地质导向  储层产层段厚度极薄，几何敏感度高，必须高精度地质导向，防止井眼穿出产层、保障井壁质量。 现场启用斯伦贝谢高清版GeoSphere 随钻储层测绘工具（RMWD），实时调整纵向井眼位置，精准锁定主力产层靶区，同步识别油水界面，为新区块井位规划提供精准地层数据。 此外，地质导向团队在地层可视化软件中，基于磁力、陀螺测斜计算的不确定性椭圆，综合评估井眼绝对位置偏差；工程师同步统筹井眼绝对坐标、区块相对地层位置，优化与邻井地层对比匹配效果。

 

超大水平位移下的定位误差管控  水平位移增大将放大井眼位置测量偏差，需精准控差以满足地质靶点要求、守住井间防碰撞安全区间。 管控手段：12¼ 英寸井段全程采用斯伦贝谢专属陀螺随钻测斜系统作为官方测量基准； 多维度质量校验，同井段两套独立传感器（磁力+陀螺）数据交叉比对：仪器相对性能校验：通过归一化角度差值分析系统误差、随机误差；卡方检验：沿井眼高边、横向、轴向坐标开展重叠测斜数据一致性验证；同深度下两套测斜数据的不确定性椭圆对比校核。

垂直深度、超大实测井深工况  本井垂直深度仅1570米，水平位移高达6845米，摩阻问题加剧、当量循环密度调控难度上升、水力效率下降；起下钻过程易产生激动压力、抽吸压力风险。 配套管控措施：泵送方案优化：保证环空返速，杜绝岩屑堆积；钻井液密度精细调整，平衡摩阻与地层压差；实时监测水力动态波动，规避压力尖峰；稳定钻井液化学性能，强化井壁稳定、滤饼完整性。

362 米裸眼段套管下入作业  高井斜、超长延伸工况下 9⅝ 英寸套管下入是项目核心关键工序。 保障措施：前置井眼预处理：随钻同步划眼、选择性通井清扫、优化套管扶正器布置；套管下入全程实时监测摩阻扭矩、大钩载荷，动态调整钻井液密度降低下入阻力；设置标准化启停判定指标（环空压力、卡钻趋势、旋转能力校验），支撑现场实时决策。

井眼几何形态与轨迹平滑度控制  大位移井段的轨迹扭曲、微狗腿会恶化摩阻扭矩、井眼净化效果，严重影响套管安全下入。 项目采用PowerDrive Orbit旋转导向工具，定向施工全程维持低扭曲、平滑井眼，为套管顺利下入、降低摩阻扭矩奠定基础，在浅垂深、大位移工况下作用尤为关键

多专业协同管控与工况异常快速处置  项目工序高度耦合，需标准化施工流程、异常工况提前预警、各专业实时协同。 依托专属数字化平台实现作业实时监控、动态持续优化、异常快速响应；远程多学科工程、地质团队云端数据互通，统一技术标准、完善风险管控体系，全钻井周期提升现场处置质量。

项目施工成果与工程技术启示
 
通过钻井工艺、储层地质导向、一体化数字软件、测量偏差管控、实时工程支撑多技术融合，本井成功完成 5362 米大倾角裸眼段钻进，打破拉美区域纪录；证实即便在浅垂深、水力工况受限条件下，超长延伸井段施工具备完整可行技术方案。
本井大位移延伸比达4.37，创下巴西全新行业标杆，整套工艺可在全井段精准管控摩阻、扭矩与设备稳定性，实现复杂井眼轨迹可控施工；
 
依托固态陀螺随钻测斜实时数据制定井位部署方案，井眼位置测量不确定性降低 87.51%；磁力、陀螺测斜交叉校验完成全流程质量审批，拓宽井间防碰撞安全余量，抑制定向漂移；水平段造斜、稳斜阶段可实施更大幅度、精准可控的轨迹调整；起下钻期间陀螺实时数据有效削弱测量漂移，保障薄层产层导航所需的井眼几何一致性；
 
深探测电阻率反演先进储层测绘技术，大幅提升地层边界、内部夹层识别能力，可即时校正纵向井眼位置，提升储层钻遇率；随钻储层测绘与定向偏差管控深度融合，地质导向解释更精准，保障井眼最大限度穿行高渗主力产层；
高端旋转导向系统打造低扭曲平滑井眼，是 9⅝ 英寸套管一次性顺利贯穿全裸眼段的决定性条件；平滑轨迹显著降低摩阻扭矩，套管下入全程控制在设备额定工况内，是浅垂深、大位移井安全完井的核心保障；
服务商云端实时钻井优化平台提供全天候远程技术支撑，实现工况持续监控、异常提前识别、参数即时优化。全流程技术标准统一，风险管控能力与作业质量显著提升，该项目成为拉美大位移钻井领域标杆工程。