超深超高溫潛山氣井AT-6X井小井眼側鉆技術

馬鴻彥 孔凡剛 楊金生 趙會忠 李漢月 劉長柱

中國石油集團渤海鉆探工程有限公司定向井技術服務分公司

小井眼側鉆施工方式主要分為套管側鉆與裸眼側鉆兩種，裸眼側鉆根據井下條件不同分別采用斜向器側鉆、懸空側鉆及水泥回填側鉆［1-3］。AT-6X井是華北油田部署在河西務構造帶東儲潛山圈閉中高點的一口預探定向井，按照地質勘探要求采用水泥回填側鉆，設計側鉆點5 250 m，完鉆井深6 095 m。該區塊前期老井均為套管開窗側鉆，側鉆點選取在潛山外，但完成側鉆后，繼續鉆進過程中由于潛山內外地層壓力系數差別大而形成“上塌下漏”復雜工況，多次出現卡鉆。目前，國內深、超深井側鉆采用牙輪鉆頭配合大角度單彎螺桿或彎接頭及PDC鉆頭配合旋轉導向工具效果較好，但該井地層可鉆性差、軌跡為“直-增-穩-降-直”S型，造成摩阻扭矩大，且采用同方位角側鉆致使新老井眼重復段延長、分離系數降低。為此，筆者通過側鉆工具與送鉆方式優選、井眼軌跡精細調整控制、抗高溫鉆井液體系優化及抗高溫MWD儀器優選，成功完成了超深超高溫潛山小井眼AT-6X井的側鉆施工。

1 地質環境與施工難點

1.1 地質環境

東儲潛山位于河西務潛山構造帶中北段、楊稅務潛山以南，所包含府君山組圈閉面積較大，埋藏深度適中，且成藏條件優越，是預探潛山內幕的有利目標。所鉆遇地層從上到下為：亮甲山組、冶里組、上寒武統、下寒武統張夏組、饅頭組、府君山組。地層巖性主要由白云巖、灰巖、泥巖組成。老井實測井底溫度195.6 ℃，地溫梯度2.99 ℃/100 m。

1.2 施工難點

目前，該地區已完鉆井組在施工過程中發生漏、涌、卡鉆及點火等復雜情況。該井鉆井難點體現在以下幾個方面。

(1)側鉆井段地層位置深、抗壓強度高、可鉆性差。該井段地層巖性主要以灰巖、白云巖為主，老井側鉆點5 200 m附近巖石單軸抗壓強度207～275 MPa，大于回填水泥塞強度，側鉆時鉆頭容易滑入老井眼，兩井眼分離困難［4-5］。

(2)鉆具組合尺寸小，地面及井下工況復雜。使用的?101.6 mm鉆桿柔性大、易變形，鉆壓傳遞效率低，鉆頭側向力受限。降低排量可提高側鉆效率，但攜砂困難，易造成卡鉆；提高排量可提高機械鉆速，但循環壓耗大，地面循環系統設備易損壞［6-7］。

(3)同方位側鉆，新老井眼分離困難。側鉆井段老井眼井斜角約27°、方位角約127°，新井眼井斜角27°、方位角126.73°，兩井眼軌道趨勢一致，致使新老井眼重復段延長、分離系數及夾壁墻穩定性降低，容易引起井壁垮塌、卡鉆等事故。同時，在方位角126.73°側鉆時MWD所測量的方位角可能存在磁干擾，導致夾壁墻厚度計算產生誤差，且MWD測點與鉆頭之間的探測盲區為16 m。因此，為保證側鉆成功，需增加側鉆滑動進尺，造成全角變化率大、后期施工難度增大等問題。

(4)井型復雜，側鉆軌跡難以控制。三維S型井在側鉆過程中，小尺寸鉆具所受摩阻扭矩大，易造成托壓，使機械鉆速降低［8-9］。滑動鉆進時出現周期性托壓與壓力釋放會引起鉆頭和鉆柱扭矩的突然變化，導致工具面變化幅度大，側鉆效率低。

(5)地層溫度高，MWD故障率高、穩定性差。在老井眼井深5 300 m左右，鉆井液靜止溫度166 ℃，循環溫度143 ℃，導致某X型磁性探測儀的六軸傳感器產生溫漂誤差［10］。在相同井深連續測量5次，井斜角相差10°、方位角相差56°，嚴重影響井眼軌跡測量精度。

2 關鍵技術措施

2.1 側鉆點優選原則

側鉆點選擇是側鉆成功的關鍵，首先要按照工程和地質要求設計，有利于后期鉆完井施工的順利進行；其次要求側鉆井段機械鉆速相對較高、地層穩定及盡量避開軟硬交錯地層；再次固井質量好，水泥塞在關泵情況下可承受最少110 kN以上壓力。

2.2 側鉆工具優化

2.2.1 側鉆工具力學模型的建立

側鉆時鉆頭對井壁進行不對稱切削，所需力的大小由側鉆工具的幾何因素(提供側向位移)、力學因素(提供側向力)、姿態及工具面決定。為了分析井壁受力的影響因素，根據研究內容，忽略次要因素并做以下假設：(1)鉆頭、螺桿、彎接頭及無磁鉆鋌剛度相同，在滑動鉆進過程中不發生形變；(2)忽略PDC或牙輪鉆頭在破巖時所受的反扭矩作用及鉆井液對側鉆工具的浮力作用；(3)假設工具的狀態為滑動鉆進，不考慮振動對鉆頭引起的其他力作用。對井底側鉆工具建立力學模型見圖1。

圖1 側鉆工具力學模型Fig. 1 Mechanics model of sidetracking tool

對圖1所示的側鉆工具彎點在Y、X方向的受力及扭矩進行分析。Y方向受力為

X方向受力為

扭矩為

式中，P為鉆頭對井底施加的正壓力，kN；φ為螺桿或彎接頭的角度，°；α為當前井斜角，°；T為井壁所受的力，kN；N為螺桿或彎接頭彎點處井壁的支撐力，kN；F為彎點以上第1個切點的摩擦力，kN；G為螺桿重力，kN；L1為工具切點到彎點的距離，m；L2為鉆頭到彎點的距離，m；D為螺桿的直徑，mm。

依據力學模型和受力分析對鉆具在不同姿態和工具面情況下的側向力進行分析如下。

(1)α=0°，鉆具處于垂直狀態。由式(1)得T=Psinφ，即井壁受力隨彎角的增大而增大。工具面角在0～360°范圍內側向力相同，幾何因素占主導。

(2)α=90°，鉆具處于水平狀態。由式(2)得T=Pcos(φ?90)，由于鉆具受重力作用位于井壁下部，當工具面角為0°時鉆頭離井壁距離最大，井壁受力最小；當工具面角為180°時鉆頭離井壁距離最小，井壁受力最大，由幾何因素和力學因素共同作用。

(3)由于螺桿直徑相對于長度來說很小，因此式(3)可簡化為

若L1/L2≈1，則說明螺桿重心到彎點的距離與鉆頭到彎點的距離相近，類似于使用彎接頭配合直螺桿的情況，側向位移最大；若L1/L2?1，則說明彎點到鉆頭的距離很近，類似于單彎螺桿的情況，側向位移最小。

由上述分析可知，在不考慮井眼軌跡全角變化率的情況下，在深、超深側鉆井中充分發揮幾何因素和力學因素可有效提高側鉆效率。

2.2.2 鉆頭優選

分別選取了三牙輪鉆頭和布齒密度高、保徑齒短、刀翼短的螺旋6刀翼PDC鉆頭(圖2)。該PDC鉆頭內錐淺、外錐短，易于導向，六螺旋刀翼穩定性好，短保徑，主動保徑切削齒側向切削力強，造斜能力高，具有耐磨性高、保持鉆具穩定性好等特點。

圖2 PDC鉆頭示意圖Fig. 2 Sketch of PDC bit

2.2.3 側鉆工具優選

不同側鉆工具組合技術特點與方案論證分析見表1。通過對比分析，采用“PDC鉆頭+直螺桿+2.5°彎接頭”作為側鉆的最優工具。

2.3 方位角校正系統軟件的開發

由于鉆柱磁化會導致MWD軸向磁通門傳感器的測量參數產生誤差，當井眼軌跡方位角在正東或正西方向時(90°或270°)誤差最大。為此，以間接方位角校正法為基礎設計了“方位角校正系統”軟件(見圖3)，對所測量數據進行對比與校正，提高井眼軌跡的精度。

表1 側鉆工具組合方案對比Table 1 Comparison between sidetracking tool combination schemes

圖3 方位角校正系統Fig. 3 Azimuth correction system

2.4 送鉆方式優選

送鉆方式是深井、超深井控時側鉆的重要環節。傳統的控時側鉆分為自動送鉆和主動送鉆兩種。自動送鉆最低機械鉆速只能設置為1 m/(30 ～40 min)，該鉆速無法在深硬地層造臺階，導致鉆頭滑入老井眼。主動送鉆是在滾筒或鉆桿上做標記，手動控制鉆柱的下放速度，該送鉆方式易受人為或環境(雨雪、霧霾)等因素影響，不能保持送鉆的連續性和均勻性。為此采用半主動半自動送鉆，該方式以自動送鉆的最低機械鉆速為基礎，將需要控時側鉆的時間均勻分配，每次間隔固定的時間自動送鉆一次，側鉆所受影響小，成功率高。

2.5 鉆井液設計

為保證側鉆過程中能夠使巖屑及時返出、鉆壓及扭矩傳遞平穩，要求鉆井液具備良好的攜巖性、潤滑性及抗高溫性等特點［11］。因此，設計了抗高溫低固相鉆井液體系，配方為：膨潤土漿 + 0.2%NaOH+0.3%抗高溫增黏降濾失劑Driscal D + 0.3%腈硅聚合物降濾失劑SO-1 + 2%磺化酚醛樹脂SMP-3 +2%磺化瀝青Soletx + 1.5%提切劑HB-2 + 石灰石(依據鉆井實際密度要求)。正常鉆進時隨著井底溫度的升高，原鉆井液在高溫條件下切力、動切力、動塑比下降，返出的巖屑小、細、少，影響地質錄井，表明鉆井液黏度和懸浮巖屑能力下降。因此，對鉆井液采用階梯式維護模式，以膠液形式添加SMP-3、Soletx、HB-2、SO-1、Driscal D、乳化瀝青等提高鉆井液的高溫穩定性，使其黏度92～98 s，密度1.13 ～1.15 g/cm3，pH值10，含砂量0.1%，動切力13～18 Pa等參數控制在安全鉆井范圍內。同時，最大限度地使用固控設備，降低鉆井液劣質固相含量，改善濾餅質量，使濾餅薄而韌；從嚴控制鉆井液濾失量，尤其是高溫高壓失水，保證高溫高壓濾餅厚度小于1 mm，避免黏附卡鉆的發生。

2.6 MWD儀器優選

目前國內的MWD儀器在隨鉆測量過程中，當井深超過5 000 m、溫度超過125 ℃之后，經常出現使用時間短、穩定性差、測量數據誤差大、信號傳輸及解碼能力低等問題。針對該井超深超高溫情況優選MWD：(1)采用本公司自主研發的抗高溫無油囊(全金屬)脈沖發生器，防止油囊在高溫高壓下產生鼓脹或破裂故障，增加儀器在井內的使用時間；(2)采用哈里伯頓公司(Solar-175型)抗高溫磁性測斜儀(工作溫度175～190 ℃)，該儀器外徑51 cm，增加隔熱套，比普通MWD井下儀器外徑略大，內部均使用抗高溫電子元件，使得井下儀器能夠滿足抗175 ℃高溫的要求。當溫度低于預設溫度時，儀器內部溫度補償模塊根據所測量溫度自動補償校正六軸傳感器溫漂引起的誤差，當溫度超過預設溫度自動自鎖以保證測量數據準確度；(3)應用曼徹斯特碼，降低信號傳輸編譯周期和轉化級別，防止時鐘同步丟失，提高解碼率；在傳輸序列中設置動態井斜角和方位角實時監控軌跡參數，縮短側鉆時間；(4)將自主研發的抗高溫脈沖發生器與哈里伯頓公司的磁性測斜儀相結合，提高儀器使用時間，降低維修費用。

3 現場應用

3.1 老井軌道數據的校正

AT-6X側鉆井軌道設計與老井眼趨勢相近，且老井在側鉆井段測量數據出現誤差，從表2可見，老井實鉆井深5 247.72 m處，井斜角、方位角及狗腿度都與其他點對應的測量值偏差較大，因此，在注水泥塞前首先要對老井軌跡數據進行復測和校正。步驟為：(1)采用超高溫MWD及電纜測井儀對該井段數據分別進行復測；(2)從加拿大自然資源數據庫(Natural Resources Canada)查詢得到該井的磁感應強度為54.283 nT，超高溫MWD測得磁感應強度為54.511 nT，假定5 248 m存在鉆柱磁干擾現象，用方位校正系統軟件對數據進行對比與校正，見表3。

表2 老井實鉆數據與側鉆設計Table 2 Actual drilling data and sidetracking design of old well

從表3可看出，在5 247.72 m處高溫MWD連續3次側量井斜角最大差值7.26°，方位角最大差值27.86°；超高溫MWD與電測復測結果井斜角差值0.07°、方位角差值0.86°，說明后兩者的測量值符合儀器的測量誤差(井斜角≤0.2°、方位角≤1.5°)，同時與校正后的方位角128.28°的差值分別為0.37°、0.49°，均在誤差范圍內。此時循環溫度133 ℃，說明該井段測量值未受磁干擾影響，而高溫MWD測量值受溫度影響很大。因此，老井眼軌道數據以電纜測井為準，并更換超高溫MWD實施側鉆作業。

表3 不同儀器測量數據與方位校正對比Table 3 Comparison between the measurement data by different instruments and the azimuth correction

3.2 側鉆實施

3.2.1 第1次施工(5 206～5 232 m)

在停泵狀態下對水泥塞進行承壓試驗，距離塞面8 m左右開始劃槽3 h(排量9 L/s、工具面110°)，在側鉆點位置造臺階0.5 h(排量6 L/s，頂驅轉速40～60 r/min)。鉆具組合：?152.4 mm牙輪鉆頭 +?120 mm螺桿(1.25°) + ?146 mm穩定器 + ?120 mm浮閥 + ?120 mm定向無磁鉆鋌+ ?120 mm無磁鉆鋌 + ?120 mm鉆鋌 × 3根 + ?101.6 mm加重鉆桿 ×14根+ ?120 mm隨鉆震擊器 + ?101.6 mm加重鉆桿 + ?101.6 mm鉆桿 × 283根+ ?165 mm接頭 +?127 mm鉆桿。側鉆初期前4 m鉆壓控制在0～1 kN，排量9 L/s，采取控時側鉆，側鉆施工數據見表4。從表中巖屑含量＜5%及夾壁墻厚度可以判斷出兩井眼未分離，側鉆失敗。

3.2.2 第2次施工(5 232～5 247 m)

其他參數不變，將螺桿角度增大至1.5°，將5 232～5 326 m鉆時控制延長為5 h/m，試驗結果分析巖屑含量、夾壁墻數據同第一次相同(表4)，說明側鉆失敗。由于牙輪鉆頭壽命限制不能持續側鉆，造成側鉆失敗，說明該地層不適合用牙輪鉆頭側鉆。

3.2.3 第3次施工(5 247～5 264 m)

在螺桿角度不變的情況下，采用側向切削力強、耐磨性高的T1365PDC鉆頭。將工具面控制在140°，鉆頭離井底7～8 m懸空劃槽10 h，側鉆點造臺階0.5 h。原因分析：該井段老井使用1.25°螺桿平均造斜率5 (°)/30 m，側鉆使用1.5°螺桿，理論計算造斜率大于8 (°)/30 m，連續側鉆15 m，不考慮井眼擴大率的情況下，夾壁墻厚度應超過1 m，但實際側鉆數據的井斜角與方位角變化值小，夾壁墻厚度與巖屑含量均與前兩次一樣，見表4。其原因一是同方位側鉆軌道趨勢相近，延長了側鉆井段，二是地層巖石強度大于水泥塞強度，側鉆時螺桿彎點不能得到有效支撐，鉆頭在老井井壁打滑，無法形成臺階，最終導致側鉆失敗。

3.2.4 第4次施工(5 264～5 281 m)

為防止鉆井液射流破碎臺階，不安裝鉆頭水眼，同時為進一步提高側向力使用大角度彎接頭與直螺桿相配合，工具面控制在140°，鉆頭離井底6 m劃槽3 h。將前3次的主動送鉆方式改為半主動半自動精細控時送鉆方式(鉆時控制1 m/6 h = 1 m/21 600 s,而頂驅自動送鉆最低鉆時1 m/0.5 h = 1 m/1 800 s；利用頂驅自動送鉆模式將鉆時控制為0.02 m/72 s，間隔時間360 s；鉆進1 m需要送鉆50次，送鉆一次總時間72+360=432 s，因此，通過50次周期循環送鉆，將鉆時控制在1 m/6 h)，按照同樣的方法調整間隔時間完成后續井段的側鉆。從表4可以看出側鉆進尺12 m時根據巖屑含量＞50%、夾壁墻厚度發生變化判斷出兩井眼發生分離，為保證夾壁墻穩定性繼續鉆進5 m完成側鉆，側鉆效果見圖4。

表4 側鉆井段實驗數據Table 4 Experimental data of sidetracking hole section

4 結論

(1)采用的PDC鉆頭+直螺桿+2.5°彎接頭工具與半主動半自動送鉆方式相結合是小井眼深硬地層同方位側鉆成功的關鍵。

圖4 老井和側鉆井軌跡垂直剖面Fig. 4 Vertical profile of the trajectories of the old well and sidetracking well

(2)抗高溫低固相鉆井液體系能夠提高鉆壓、扭矩的有效傳遞，通過添加SMP-3、Soletx、HB-2等材料將鉆井液性能控制在安全鉆井范圍內，同時保證在高溫條件下具有良好的攜巖性，潤滑性。

(3)優選的MWD(175～190 ℃)磁性探測儀在高溫條件下可自動補償溫漂引起的測量誤差。全金屬脈沖發生器可增強信號傳輸強度、延長儀器的使用時間。