風城油田SAGD井側鉆技術

任 堯，黃晨翔，常景瑞，劉福欽，田曉江，傅 強

（西部鉆探定向井技術服務公司，新疆克拉瑪依834000）

1 概述

FHW316U井組是部署于風城油田重1井區內的加密井組，該井組為由生產井FHW316UP和注汽井FHW316UI組成的SAGD雙水平井。該井組為三開井身結構，采用“直—增—穩—增—穩”五段制井眼軌跡（見表1），按SAGD雙水平井施工工藝先進行FHW316UP井的鉆完井施工。FHW316UP井在二開造斜段施工過程中，按設計軌跡定向鉆進至井深336m（井斜67.01°，方位86.58°，垂深250.8m），鉆達穩斜段結束后因地層發生變化，按地質指令要求穩斜鉆進以下探油層。現場穩斜68°左右鉆進至井深356m，實鉆軌跡垂深較設計偏下7.5m，后接軌跡調整指令，將設計靶點垂深上調2m，即由原來的263.15m上調為261.15m，同時A靶位移按設計方位前移8.01m。現場經過軌跡計算發現，如要滿足著陸要求，后續施工井段全角變化率最大達29°/30m，無法進行施工。為實現地質目標，同時考慮后續完井作業的順利實施，決定采用注灰側鉆的方案。

表1 FHW316UP井井身剖面設計數據表

2 側鉆及后續施工難點分析

（1）設計二開造斜段井段短，靶前位移小，用于調整的井段少，加之靶窗小（1m×2m）[2]，實際側鉆軌跡較設計過高或者過低都會影響軌跡的順利著陸。

（2）地層埋深淺且膠結疏松，側鉆前鉆灰塞時容易提前掃出老井眼。

（3）造斜段設計造斜率高，下入大度數螺桿鉆具實際造斜率控制難度高。

（4）設計要求生產井（P井）的穩斜井段不得少于30m，并且該段井斜需小于60°，用于調整軌跡的井段較短。

（5）在?311.2mm井眼中注灰側鉆難度比較大，注灰過程中渾漿較多，一次側鉆成功率難以得到保證。

（6）“螺桿鉆具+MWD”測點距鉆頭位置距離達到15m左右，較大的測點滯后距對側鉆是否成功難以做出及時正確的判斷。

（7）SAGD井組為雙水平井，P井實鉆軌跡將直接影響后續I井的順利施工。

3 側鉆施工過程

3.1 第一次側鉆

3.1.1 側鉆點選擇

側鉆點的選擇不僅要考慮能順利側鉆出新井眼[3]，還要結合設計要求和后續井眼軌跡控制可能存在的問題，以保證順利著陸。本次側鉆施工選擇在穩斜段進行，因該井段不要求對造斜率進行控制，便于側出。采用將側鉆工具面放到270°（GTF）穩斜降方位的措施，側鉆成功后方位預計比老井眼小2°，30m段長夾層墻達1.8m厚。后續施工過程中兩井眼最遠空間距離2.06m，繞過老井眼后將方位調整至設計方位。該側鉆方案設計軌跡最大造斜率12.7°/30m，完全滿足施工要求。故側鉆點選擇在井深315m（井斜60.93°，方位85.79°，垂深241.72m）。3.1.2 側鉆鉆具組合

本次側鉆鉆具組合與造斜段施工鉆具組合一致，方便側鉆成功后繼續對造斜段進行施工，減少頻繁提下鉆對井壁的破壞，節約施工周期。選用2.25°單彎螺桿能保證鉆具側向力，易于形成新井眼，同時提供較高的造斜能力。

?311.2mm牙輪鉆頭+?197mm單彎螺桿（2.25°/?308mm螺旋扶正器）+?177.8mm定向接頭+?127mm無磁鉆桿+?127mm無磁鉆桿+?127mm加重鉆桿（26根）+?165mm隨鉆震擊器+?127mm加重鉆桿（4根）+?127mm斜坡鉆桿+方鉆桿。

3.1.3 側鉆措施

（1）注灰填井前與固井方做好交底，要求注灰井段305～356m，水泥漿密度不低于1.9g/cm3，水泥漿候凝48h后方能下入常規鉆具鉆灰塞。

（2）掃灰塞至側鉆點進行側鉆施工前，保證水泥漿候凝48h后停泵承壓需達到100kN,開泵承壓需達到80kN。

（3）采用降方位的技術措施，工具面穩定在270°左右，以達到最佳的分離老井眼的效果。

（4）側鉆過程中，每側鉆1m撈取砂樣一包，及時分析側鉆過程中地層與水泥量的百分比。

（5）側鉆中嚴格控制鉆時，前5m按照1m/h左右施工，待地層巖屑占巖屑總量的80%后，鉆時控制在2m/h；待返出全部為地層巖屑時，確定側鉆成功后加至正常鉆壓鉆進。

（6）側鉆過程中不得隨意轉動轉盤或上下提拉鉆具，以防止新造井壁被破壞。

3.1.4 側鉆施工簡況

本次側鉆注水泥填井，水泥封固井段 305～365m。水泥漿候凝48h后下入常規鉆具探水泥塞面為井深300m，灰面渾漿嚴重，停泵可承壓120kN，開泵無法承壓，開泵無鉆壓下入至井深325m仍未到達交界面，交界面滯后無法滿足側鉆要求，再次注灰回填側鉆。

3.2 第二次側鉆

3.2.1 側鉆點選擇

考慮到第一次注灰側鉆失敗，本次選擇在進入穩斜段之前（井深180m）進行側鉆。考慮到地層膠結疏松，井眼大、鉆進排量大，新井眼形成后夾壁墻易被毀壞，為了保證本次側鉆成功，采用增方位微降井斜的方式。經過軌跡設計計算，側鉆成功后新井眼軌跡方位預計比老井眼大3°，井斜預計比老井眼小2°。根據防碰掃描，兩井眼最近空間距離0.98m。故側鉆點選擇在井深150m（井斜30.39°，方位85.42°，垂深146.72m）。

3.2.2 側鉆鉆具組合

本次側鉆鉆具組合選擇原則與第一次側鉆一致，但考慮到地層膠結疏松以及第一次注灰失敗的影響，本次側鉆將單彎螺桿度數換成2.5°，以保證一次側鉆成功。

?311.2mm牙輪鉆頭+?197mm單彎螺桿（2.5°/?308mm螺旋扶正器）+?177.8mm定向接頭+?127mm無磁鉆桿+?127mm無磁鉆桿+?127mm加重鉆桿（26根）+?165mm隨鉆震擊器+?127mm加重鉆桿（4根）+?127mm斜坡鉆桿+方鉆桿。

3.2.3 側鉆施工簡況

本次側鉆注水泥填井，水泥封固井段 150～325m。水泥漿候凝48h后下入常規鉆具探灰面，灰面高度150m，經測試水泥膠結強度滿足側鉆施工要求，掃灰塞至井深176m換螺桿鉆具下鉆開始以鉆時0.5m/h、排量26L/s控時鉆進。控時鉆進至井深178.01m（測深164.43m，井斜36.79°，方位84.05°），返出巖屑中水泥占比為100%。現場繼續控時鉆進至井深187.3m（測深173.72m，井斜40.98°，方位84.17°)，返出巖屑中地層巖屑含量仍舊較少，指重表鉆壓由此前的20kN升至40kN，現場判斷鉆頭已部分進入地層，為保證完全形成新井眼，繼續控時鉆進。

控時鉆進至井深196.53m（測深182.95m，井斜36.9°，方位88.7°）。井深187～193m井段鉆進過程中返出巖屑中地層巖屑含量較少，約為30%左右，井深193～196.53m返出巖屑水泥占比逐漸降低，井深196.53m返出巖屑水泥占比降至20%，現場判斷已側鉆成功。

但本次側鉆，由于井眼大且地層膠結疏松，整個側鉆過程水泥返出量很少，給側鉆帶來很大的困難，無法及時根據返出巖屑比例判斷是否側鉆成功，加上MWD測點距鉆頭位置達到15m左右，以至于本次側鉆施工在側鉆出新井眼后現場人員無法做出及時準確的判斷，仍按降方位微降井斜進行控時鉆進，致使新井眼井眼軌跡與待鉆設計偏離較多。

4 側鉆后軌跡調整

側鉆過程中測得側鉆井眼測深182.95m的井斜為36.9°，方位為 88.7°，與待鉆設計測深 182.95m（井斜46.33°，方位83.09°）相比偏離較多。為驗證后續井段井眼軌跡實際情況，下常規鉆具投測多點（滯后距5m），測得測深191.73m，井斜34.3°，方位91.5°，MWD測量數據準確，但實鉆軌跡嚴重偏離側鉆的設計軌跡（圖1），為滿足SAGD開采工藝“水平段垂深以上20～30m井斜小于60°，斜井段留有約50m微增段（曲率1.03°/30m）”[2]的要求，再次進行了軌跡調整，調整后井眼軌跡設計最大狗腿度為15.66°/30m，段長9.47m，狗腿度15.45°/30m，段長40m（在原設計最大狗腿度18°/30m范圍內），后期著陸最大狗腿度為14.53°/30m。

本井在側鉆成功后雖順利著陸完成造斜段施工，但經過了2次注灰、3次軌跡調整（圖1），耗費過多施工工期且井眼軌跡頻繁調整，為該井后續二開中完作業以及I井的順利施工都可能造成影響。

圖1 FHW316UP井軌跡圖

5 結論

（1）該區塊地層埋深淺、可鉆性好，在大井眼、高造斜率的情況下通過穩斜扭方位側鉆，為同類井側鉆提供了經驗，但側鉆過程中應避免井斜降低。

（2）大井眼注灰時存在渾漿嚴重的情況，注灰側鉆時應預留較多的注灰井段。

（3）側鉆時要根據綜合鉆壓、巖屑以及軌跡測量數據的變化及時對是否側鉆出新井眼做出判斷，必要時可采取投測多點（5m左右）的方式對井眼軌跡進行測量驗證。

（4）在地質資料不是很明確、目的層出現變化的情況下施工該類型水平井，建議維持原設計軌跡鉆進來進行探頂，以避免重新填井側鉆，浪費進尺。

（5）地層膠結疏松，可鉆性好，同時考慮減少測量滯后距，可考慮選擇使用彎接頭進行此類側鉆施工。

[1] 李慶，萬教育，李俊勝，等.風城油田SAGD水平井軌跡控制技術[J].西部探礦工程，2015（1）：57-58.

[2] 林晶，宋朝暉，等.SAGD水平井鉆井技術[J].新疆石油天然氣，2009,5（3）：56-60.

[3] 劉文兵.DP6水平井?311.15mm井眼側鉆技術探討[J].探礦工程（巖土鉆掘工程），2011,38（12）：27-31.

[4] 謝爾扎提.DXHW142復雜水平井施工要點分析[J].西部探礦工程，2010（11）：63-66.

[5] 韓志勇.定向鉆井設計與計算[M].2版.東營：中國石油大學出版社，2007.