直井鉆機鉆淺垂深SAGD井試驗研究

李紅星 郭驍 李思洋 張菲菲

1.中海油田服務股份有限公司；2.長江大學

SAGD技術全稱蒸汽輔助重力泄油，是開發超稠油的一項前沿技術，該技術技術原理：從稠油油藏頂部附近的水平井將蒸汽注入油藏來加熱稠油，加熱后的原油和蒸汽冷凝液從油藏底部的水平井產出。SAGD技術已經在委內瑞拉、加拿大、美國等國稠油主要產區廣泛應用，尤其在加拿大地區，SAGD技術已經實現大規模工業化應用［1］，總日產油超過5 000 t/d。然而，由于加拿大地區的稠油儲層普遍分布在300 m以內的淺垂深地層，為方便開采，過去SAGD井常常使用斜井鉆機進行鉆井，開采成本極高。面對如今持續動蕩的國際油價，降低稠油開采成本迫在眉睫。優化SAGD技術能夠使稠油開發成本大幅度降低［2］，其中重要的舉措之一是利用直井鉆機代替斜井鉆機進行SAGD作業，使鉆機和井口裝置常規化；另一種方法是采用注汽井和生產井共享一個井口，大幅度節省油田地面場地面積。但是，上述降本增效途徑需要突破幾個關鍵鉆完井技術難題，包括：造斜點淺，入泥20 m開始造斜，且設計井眼軌道造斜率較高，需要達到10～13.5(°)/30 m；直井段淺，鉆具和管柱沒有足夠的重力；在井口狹小空間，注汽井與生產井在水平段保持并行5 m鉆進時，同時在注汽井進行鉆進作業和在生產井進行磁導向(Ranging)作業；大水垂比的井眼延伸及井眼軌跡控制［3］；高造斜率井眼軌跡的測井、固井質量保證及套管的下入等。為了驗證直井鉆機鉆淺垂深SAGD井的可行性，中海油服和Nexen公司在中海油服新疆實鉆試驗基地進行了一對SAGD井KS3-D1-1h(生產井)和井KS3-D1-2h(注汽井)的實鉆試驗作業，證明了用直井鉆機鉆淺垂深SAGD井是可行的。

1 關鍵技術

1.1 共享井口井身結構

為了節省油田建造面積，降低油田開發成本，在采用SAGD開采稠油時，將注汽井與生產井共享一個井口。這種設計給SAGD鉆完井帶來兩大難點：一是注汽井與生產井防碰難度增大，二是在狹小的井口區域，要實現注汽井的鉆井作業和在生產井中的磁導向作業同時進行，狹小的井口區域必須保證磁導向儀器通過測井車用電纜能有效下入，見圖1。

圖1共享井口井身結構Fig.1 Sharing-wellhead casing program

新疆實鉆試驗是根據中海油NEXEN公司在加拿大當地的油砂油田的地層情況、井身結構完全不變拿到新疆來進行多項技術可行性驗證，在NEXEN油田垂深100～110 m處有冰川層，必須要封固?244.5 mm套管，在NEXEN油砂油田，這層套管是必須的。

在NEXEN稠油油田開發中，SAGD井組的設計按照生產井井口與注汽井井口并行排列，排距為25 m，相鄰生產井或注汽井的井口距為10 m，一般每個井組設計15～20對井。為了節省油田地面建設費用，采用共享井口，在?749.3 mm導管中下入兩套?339.7 mm套管(分別預制有造斜裝置)用于生產井和注汽井作業，同時達到滿足入泥20 m進行中曲率半徑(造斜率15(°)/30 m)造斜需要的技術驗證；水平段極限延伸驗證(本井最大水垂比達到7.1)；?177.8 mm套管及篩管的下入及篩管損傷情況分析；SAGD井組水平段并行鉆進1 000 m軌跡控制情況驗證：在注汽井鉆井作業時，同時在生產井篩管中進行磁導向作業的可行性驗證(主要是驗證井口防噴器組空間是否影響磁導向作業)。

1.2 淺層造斜

隨著SAGD高造斜率井眼鉆完井技術在油砂油或稠油開采中推廣和應用，對于目的層垂深僅為200～300 m左右著陸的油層，鉆井時，造斜點一般在入泥15～25 m，且造斜率需要達到6～9(°)/30 m，該位置地層一般為黃土層，沒有膠結，常規造斜工具很難滿足較高造斜率的要求［4-5］。為了解決上述技術問題，本文提供了一種淺層造斜工具。

鉆具組合中螺桿鉆具采用2°彎角，實現了在松軟、沒有膠結地層(如黃土層)的初始井段提供具有較大斜面角的導斜面，初始造斜鉆進30 m的造斜率約8.9(°)/30 m，淺層造斜測斜數據見表1。

表 1淺層造斜測斜數據Table 1 Kicking off and deviation data of shallow formation

1.3 高造斜率軌跡控制

為了實現用直井鉆機代替斜井鉆機實施SAGD井鉆完井作業，SAGD井組必須垂直開鉆，不像斜井鉆機具有初始井斜。因此鉆至著陸點需要更高的造斜率，一般需要達到10～15(°)/30 m，同時滿足鉆具組合通過套管的要求，本實鉆試驗采用了特殊設計的低彎點距螺桿鉆具，該低彎點距螺桿鉆具與常規螺桿鉆具結構尺寸對比如圖2所示。

圖2低彎點距螺桿鉆具與常規螺桿鉆具結構尺寸對比圖Fig.2 Structural size comparison between the screw drill tool with low bent point distance and the conventional

根據“修正的三點定圓法”［6］計算單彎螺桿鉆具造斜率見表2。

從表2可以看出，1.75°螺桿鉆具可以滿足高造斜率［5］要求，實鉆試驗中，平均造斜率達到13.50 (°)/30 m，最大造斜率達到14.83(°)/30 m。

表2計算單彎螺桿鉆具造斜率Table 2 Calculated buildup rate of single-bend screw drill tool

1.4 精準井眼軌跡控制和磁導向鉆井

為了保證SAGD井組注汽井與水平井在水平段保持5 m的垂向間距并行鉆進900 m，在注汽井鉆井作業時，在鉆具組合鉆頭上部接強磁接頭，在生產井中通過測井車用電纜下入帶爬行器的磁導向儀器組合，磁導向儀器每次先行爬行30 m左右，通過測量強磁接頭的磁場強度，實現磁導向，計算出鉆頭位置與生產井軌跡的相對位置關系，然后通過在注汽井的定向鉆進軌跡控制，保持兩井水平段并行鉆進［7］。當強磁接頭逐漸靠近探管，Z軸進入信號盲區，信號幅值逐漸降低；且強磁接頭處于探管正上方，Z軸信號幅值最低；隨著強磁接頭遠離探管，Z軸離開信號盲區，信號幅值逐漸增大。實鉆過程中磁導向測量磁場信號如圖3所示。

圖3磁導向強磁接頭磁場信號Fig.3 Magnetic field signal of magneticallyoriented strong magnetic joint

實鉆試驗實現了精準井眼軌跡控制，水平段控制在設計線上0.44 m、下0.27 m、左0.86 m、右1.17 m的目標范圍內；實現了精確的磁導向鉆進，上下兩口井的水平段控制在4.55～5.44 m范圍內并行鉆進900 m。

1.5 優質鉆井液性能

實鉆試驗中面臨的主要鉆井液問題如下：地層膠結疏松，容易發生漏失；井眼的水平段長，井壁容易失穩；狗腿度大，轉速受限，水平段井眼清潔存在很大挑戰；軌跡復雜,井下摩阻扭矩大。因此，鉆井液必須保持良好的潤滑性能、封堵性能和較低的ECD［8］。實鉆試驗中，采用了合適的鉆井液密度，保持物理平衡，增加鹽含量，降低活度；加入封堵劑，控制排量、固相和流變性能；加入 3%左右的LUBE，0.5%～1%固體大球PF-BLA B，0.5%石墨GRA，高效潤滑材料，保持裸眼摩擦系數達到0.2～0.24。實鉆過程中通過多次短起下，清除巖屑床，修整井壁，降低井底ECD值，控制鉆井液流態，注意保持鉆井液動切力的穩定，防止動切升高影響ECD。

1.6 大水垂比井眼延伸及套管下入

生產井KS3-D1-1h完鉆井深2 003.48 m，垂深251.46 m，最大井斜90.80°，水平段長1 311 m，水平位移1 763.88 m，水垂比達到7.02；注汽井KS3-D1-2h完鉆井深1 583.00 m，垂深246.74 m，最大井斜90.74°，水平段長900 m，水平位移1 363.60 m，水垂比達到5.53。

經過軟件分析計算，定向鉆進時，螺桿鉆具滑動鉆進的最大井深為850 m；為保證?177.80 mm套管管柱順利下到底，需要提供15 kN的壓力；為保證油管管柱能下到底，需要提供72 kN的下壓力。實鉆試驗過程中，通過倒裝加重鉆桿和鉆鋌提供鉆壓，使定向滑動作業持續進行，通過頂驅下壓裝置提供下壓力和低速旋轉套管使套管下入［9］。

2 實鉆試驗

2.1 試驗井基本情況

試鉆井的基本地質情況如表3所示，主要以泥砂巖為主，地層膠結疏松。生產井井眼軌跡如表4所示，注汽井井眼軌跡設計如表5所示。

表 3實鉆地層基本地質情況Table 3 Basic geological situations of the actually drilled formations

表 4 KS3-D1-1h井井眼軌跡設計Table 4 Hole trajectory design of Well KS3-D1-1h

2.2 試驗井鉆具組合及鉆井參數設計

2.2.1 實鉆試驗一開施工情況

KS3-D1-1h井，?939.80 mm井眼施工鉆具組合：?939.8 mm牙輪鉆頭×0.86 m+?228.6 mm變扣×0.80 m+?203 mm鉆鋌×8.93 m+?127.00 mm變扣×0.78 m+?127.00 mm加重鉆桿×18.68 m。鉆進至22.7 m中完，下入?812.8 mm導管至22.7 m，固井水泥返出至地面。

KS3-D1-2h井，?749.3 mm井眼施工鉆具組合：?749.3 mm牙 輪 鉆 頭×0.86 m+?228.6 mm變 扣×0.80 m+?203 mm鉆鋌×8.93 m+?127.00 mm變扣×0.78 m+?127.00 mm加重鉆桿×183.03 m。鉆井參數：鉆壓10～30 kN,轉速20～30 r/min，排量2 200～2 800 L/min。鉆進至42.2 m中完，短起下，下入?339.7 mm預置造斜工具+?339.7 mm套管。

表 5 KS3-D1-2h井井眼軌跡設計Table 5 Hole trajectory design of Well KS3-D1-2h

KS3-D1-1h 井下至42.2 m，預置方向340°；KS3-D1-2h井下至37.2 m，預置方向50°，共享井口見圖4。

圖4試驗井共享井口實拍圖Fig.4 Photo of the sharing wellhead of the test well

2.2.2 共享井口?311.5 mm井眼施工情況

鉆水泥塞鉆具組合：?311.15 mm牙輪鉆頭×0.33 m+?203 mm變扣×0.84 m+?203 mm鉆鋌×2(17.71 m)+?127 mm變 扣×0.78 m+?127 mm HWDP加重鉆桿×27.58 m，鉆水泥塞至38 m，預置造斜工具斜面處。

正常鉆進鉆具組合：?300 mmPDC鉆頭×0.37 m(噴嘴：?32 mm×3+?20 mm×1)+?203 mm低彎點螺桿鉆具×6.72 m(2°彎角，彎點距1.17 m，?295 mm扶正套)+ ?266.7 mm扶正器×1.63 m+?203PM×2.73 m+?203 mm FE×3.96 m+?203 mmPWD×2.27 m+?203 mm HOC×3.05 m+?203 mm定向接頭×0.62 m+變扣接頭×0.78 m+ ?127.00 mm加重鉆桿×164.85 m。

鉆井參數：排量1 500～1 900 L/min，鉆壓20～30 kN；旋轉參數：轉速10 r/min，鉆壓20 kN，排量1 700 L/min。

實測預置造斜工具可提供3°以上的井底初始井斜，螺桿初始滑動造斜率8.9(°)/30 m，以單根為單位滑動造斜、測斜，提高軌跡描述精度?；瑒诱急?5%～80%即可滿足設計6.5(°)/30 m。KS3-D1-1h井于129 m中完，KS3-D1-2h井124.66 m中完，下入?244.5 mm套管順利到位。?311.5 mm井眼有磁干擾井段復測陀螺，保證測斜數據準確。

2.2.3 KS3-D1-1h井?215.9 mm井眼施工情況

鉆水泥塞鉆具組合：?215.9 mm牙輪鉆頭×0.24 m+?165.1 mm浮閥接頭×0.9 m+?165.1 mm鉆鋌×55.22 m+?127 mm加重鉆桿×27.65 m，鉆具鉆水泥塞至新地層，做地層承壓試驗。

高造斜率段鉆進鉆具組合：?215.9 mm牙輪鉆頭×0.24 m+?172 mm螺桿鉆具×7.44 m(1.75°彎角)+?172mm PM×2.75 m+?172 mm FE×7.08 m+?172 mm PWD×2.47 m+?172 mm懸掛短節×2.94 m+?165.1 mm浮閥接頭×0.78 m+?127 m加重鉆桿×84.47 m+?165.1 mm震擊器×10.44 m+?127 mm加重鉆桿×327.61 m。

滑動鉆進參數：鉆壓20～30 kN，排量1 600～1 800 L/min；旋轉鉆進參數：鉆壓20～30 kN，排量1 600～1 800 L/min，轉速20 r/min。

以單根為單位滑動造斜、測斜，提高軌跡描述精度。設計10.4(°)/30 m段進尺164.2 m，滑動鉆進132.5 m，占比80.7%。最大狗腿度14.07(°)/30 m，最小狗腿度7.3(°)/30 m，平均狗腿度10.1(°)/30 m，軌跡滿足設計需求。

著陸扭方位鉆進鉆具組合：?215.9 mm牙輪鉆頭×0.24 m+?172 mm螺 桿 鉆 具×8.17 m(1.25°彎角)+?172 mm PM×2.75 m+?172 mm FE×7.08 m+?172 mm PWD×2.47 m+?172 mm懸掛短節×3.01 m+?165.1 mm浮閥接頭×0.78 m+?127 mm加重鉆桿×84.47 m+?165.1 mm震擊器×10.44 m+?127 mm加重鉆桿×84.47 m+?127 mm鉆桿。

滑動鉆進參數：鉆壓50～60 kN，排量1 800～2 000 L/min；旋轉鉆進參數：鉆壓20～30 kN，排量1 800～2 000 L/min，轉速40～50 r/min。以單根為單位滑動造斜、測斜，提高軌跡描述精度。扭方位著陸段進尺390 m，滑動鉆進254.3 m，占比65.2%，平均狗腿度4.6(°)/30 m。

通過多次短起下，清潔井眼，降低當量循環密度，上移加重鉆桿組合倒裝鉆具，提供足夠的鉆壓，整個鉆進區間的鉆具結構及ECD變化見表6。

為了保證KS3-D1-1h井水平段軌跡平滑，按照勤調少調原則，鉆進至2 003.48 m完鉆，實鉆水垂比達到7.02∶1。短起下后通井，使用鉆桿傳輸測量著陸點以上井徑，使用下套管加壓裝置，下套管至1 998.55 m。固井，候凝，移井架至KS3-D1-2h井，不占井口，使用爬行器拖帶測固井質量儀器測固井質量。

2.2.4 KS3-D1-2h井?215.9 mm井眼施工情況

KS3-D1-1h井不占用井口下入磁導向探管。磁導航儀器串設計為：?48 mm探管×1.25 m+電纜頭+爬行器。因KS3-D1-2h防噴器組會遮蓋KS3-D1-1h井口，縱向空間長度太短，阻擋爬行器及磁導向工具進入井內。在套管頭與防噴器之間增加升高管，升高防噴器組2 m，給磁導向工具入出井留出足夠縱向空間，見圖5。

圖5井口改造簡易圖Fig.5 Sketch of wellhead reconstruction

KS3-D1-2h井?215.9 mm井眼鉆水泥塞、增斜段、扭方位著陸段鉆具組合與KS3-D1-1h井相同。

高狗腿度增斜段進尺 150.19 m，滑動鉆進 129.3 m，占比86%，最大狗腿度14.83(°)/30 m,最小狗腿度10.6(°)/30 m,平均狗腿度12.7(°)/30 m,扭方位段著陸段進尺398 m，滑動鉆進230.61 m，占比57.94%，平均狗腿度4.44 (°)/30 m。鉆進至636 m起鉆，起鉆更換磁導向組合。磁導向鉆具組合：?215.9 mm牙輪鉆頭×0.24 m+?165.1 mm強磁接頭×0.39 m+?172 mm常規螺桿鉆具×8.17 m(1.25°彎角，彎點距1.5 m，扶正套外徑213 mm)+?172 mm PM×2.75 m+?172 mm FE×7.08 m+?172 mm PWD×2.47 m+?172 mm懸掛短節×2.94 m+?165.1 mm浮閥接頭×0.69 m+?127 mm加重鉆桿×84.47 m+?127 mm鉆桿。

始終保持KS3-D1-1h井磁導航探管在2井軌跡前引導鉆進施工。KS3-D1-2h井每鉆完3單根KS3-D1-1h井下電纜一次，在KS3-D1-2h井錄數據期間，KS3-D1-1h井電纜靜止等待；KS3-D1-2h井每鉆完一根，上提出鉆盤，按2 m/min勻速下放，錄取一次數據，鉆臺上由專人負責使用對講機每米報一次深度數據，磁導向工程師完成數據錄入工作，根據計算位置關系指導定向井工程師按指定方向鉆進。

在636～1 340 m井段磁導向引導鉆進17個位置點，實現精確磁導向。

2.3 井徑測量方法

KS3-D1-1h井井深200 m井斜達到50°狗腿度設計10.4(°)/30 m，常規測井方法下入困難。使用鉆桿傳輸測井完成著陸段以上井徑測量。

2.4 高狗腿度井段固井及固井質量測量方法

分級箍以上每根套管加一個半鋼套管扶正器，保證套管居中；采用單級，領、尾漿固井；尾漿采用聚合物水泥漿體系，密度1.90 g/cm3，領漿采用聚合物水泥漿體系，密度1.75 g/cm3，水泥漿返至地面。領漿裸眼附加量5%，尾漿裸眼附加量50%。實鉆完成后，不占用井口，采用爬行器拖帶SBT測固井質量儀器測量固井質量，固井質量良好。

3 結論

(1)在中海油服新疆實鉆試驗基地，用直井鉆機代替斜井鉆機鉆一對淺垂深目的層的SAGD井組的鉆完井作業實鉆試驗成功，可以投入實際生產使用。其中，在共享井口中實現了鉆井與磁導向作業同步進行。

(2)在同類型SAGD井組鉆井中提供范例，探索了直井鉆機鉆一對淺垂深目的層的SAGD井組的可能性，優化SAGD鉆井技術，降低稠油開發成本，值得推廣應用。

(3)本方法僅對淺垂深目的層有效，實際應用條件有所限制。