懸空側鉆技術在小井斜井段應用分析

劉國飛

(中海油服油技塘沽作業公司，天津 300459)

1 小井斜懸空側鉆技術難點

1.1 埋藏淺、地層膠結疏松

井斜小的井段處于造斜初始階段，由于油層埋藏淺，渤海油田淺層地質構造松軟，工具無法獲得有力支撐進行造斜。海水沖刷力強，影響鉆具組合的造斜力，對于淺層井斜控制非常不利，因此保證造斜率是實現側鉆和井眼軌跡控制成功的關鍵。因此施工中造斜井段采用較大彎角的螺桿鉆具配合提高造斜率，開路鉆進期間向海水循環池內均勻補稠漿，減小鉆進時的排量降低海水的沖刷能力以利于造斜，放大鉆頭水眼面積減小沖刷力，下部井段采用微增斜鉆具組合，合理調整鉆井參數消除地層因素對鉆具組合造斜性能不利的影響，從而達到精確控制側鉆軌跡的目的。根據實際施工經驗對于同樣的鉆具組合鉆井參數和不同地層、巖性造斜率的變化也很大，因此選擇側鉆點時，需關注地層因素對井眼軌跡的影響。

1.2 井段短，軌跡控制精度要求高

防碰繞障懸空側鉆，有的側鉆點距離防碰點較近，有的剛出套管鞋，裸眼段較短，井眼軌跡控制調節余量小，不但要能完成側鉆，還要保證新井眼和老井眼有足夠的距離，防止夾壁墻薄，老井眼填埋新井眼。摸索本區塊造斜率，根據造斜率預留合適的側鉆井段；在短井段之內實現高造斜達到側鉆目的，可以選擇高一級彎角的螺桿鉆具，例如，正常鉆進，使用1°、彎角螺桿時，為保證側鉆成功可考慮增加馬達彎角至1.15°、1.25°甚至1.5°，根據不同井眼尺寸選擇合適螺桿彎角度數。

1.3 周圍臨井多，側鉆工具面的選擇

渤海油田叢式井平臺，槽口間距小，往往一口井周圍存在幾口臨井，防碰風險很大。側鉆時一般選擇井眼低邊進行側鉆，為保證盡快與老眼分離，會適當從井眼左下方或者右下方進行側鉆。側鉆出去后通過軌跡控制軟件實時掃描周圍井的相對位置關系，不斷調整鉆進工具面，在保證本井成功分離的情況下，避免跟其他井眼產生新的防碰問題，直至徹底防碰繞障成功。

1.4 井斜小，向下側向切削力小

井斜越大，鉆具垂直于下井壁的重力分量越大，可以提高鉆頭對下井壁的切削力，若想側鉆成功必須有足夠的向下切削力。初始造斜段井斜小，向下的側向力小，為保證側鉆成功采取劃槽、循環造臺階、控時鉆進的方法。劃槽即是將螺桿鉆具彎角朝著下井壁快提慢放，反復幾次，井斜小劃槽的時間也相應增加，劃槽結束定點循環造臺階，然后按照1 m/h、3～5 m/h等控時鉆進，同樣井斜小需要控時鉆進的時間也會增加[1]。

2 小井斜懸空側鉆實例

2.1 H井側鉆背景

井眼尺寸：?251 mm，作業設施：修井機。

鉆具組合：?251 mm PDC 鉆頭+?197 mm 螺桿鉆具(彎角1.15°) +?172 mm 單流閥+?216 mm 扶正器+?172 mm 無磁鉆鋌+?172 mm 隨鉆測斜儀+?172 mm 無磁鉆鋌+?165 mm 震擊器 +?127 mm 無磁加重鉆桿。

概況：H井為保證時效，鉆進時采用PDC金剛石鉆頭，鉆進參數鉆壓20 kN，排量2300 L/min，當鉆進至720.76 m時，突然出現憋壓情況，泵壓由6.9 MPa增至9.2 MPa，懸重由255 kN上升至273 kN；立即將鉆具提離井底5 m以上，通知現場總監。從振動篩撈取720 m尾樣觀察，滴酚酞檢測，發現水泥比例約占40%，此前井段巖樣酚酞檢測無水泥(出套管鞋后每5 m撈取巖樣，并用酚酞檢測)。起鉆一柱，循環，掃5 m3稠漿循環，返出鐵屑數片，如指甲蓋大，參考防碰報告并分析，在720.76 m處與臨井空間上存在交叉，有撞上臨井套管的可能，懷疑鐵屑來自鄰井套管，為避免出現打穿套管的情況，準備懸空側鉆。

2.2 H井側鉆效果

鉆具組合：?251 mm 牙輪鉆頭+?197 mm 螺桿鉆具(彎角1.15°) +?172 mm 單流閥+?216 mm 扶正器+?172 mm 無磁鉆鋌+?172 mm 隨鉆測斜儀+?172 mm 無磁鉆鋌+?165 mm 震擊器+?127 mm 無磁加重鉆桿。

側鉆時選擇牙輪鉆頭，降低打穿套管的風險，其他鉆具選用鉆進時相同的鉆具組合，減少更換鉆具的時間。

側鉆過程，首先在633～643 m劃槽，工具面180°，排量1600 L/min，泵壓：5.5 MPa，用時1 h，上下來回劃槽3遍；其次在643 m定點循環造臺階20 min；再次按照1～2 m/h，3～5 m/h，控時鉆進15 m，期間觀察泵壓和工具面變化情況，判斷造斜效果，適時調整參數；最后按照設計鉆進至720 m，根據測斜情況確認側鉆成功。

H井原井眼與側鉆井眼軌跡對比如表1所示。

表1 H井原井眼與側鉆井眼軌跡對比

2.3 C井側鉆背景

井眼尺寸：?311 mm，作業設施：鉆井平臺。

鉆具組合：?311 mm PDC鉆頭+?244 mm 螺桿鉆具(彎角1.15°)+?203 mm 單流閥+?267 mm 扶正器+?203 mm無磁鉆鋌+?203 mm 隨鉆測斜儀+?203 mm 無磁鉆鋌+?197 mm震擊器+?127 mm無磁加重鉆桿。

概況：?311 mm井眼，PDC鉆頭鉆進參數鉆壓20 kN，排量3500 L/min，鉆穿水泥塞及套管附件后，繼續鉆進至640 m， 鉆臺指重表突然由20 kN增加至50 kN，同時泵壓由10.2 MPa增加到11 MPa，迅速在鉆桿上做好深度標記，立即提離井底5 m，循環，返出巖屑中含有水泥和鐵屑，陀螺測斜儀測量上部井段軌跡，陀螺數據與隨鉆測斜儀數據對比，兩次測量數據一致。起鉆至井口，發現鉆頭保徑齒有輕微磨損，外排齒和內排齒有不同程度的崩齒。參考防碰報告并分析，本井在640 m與臨井存在空間上的交叉，疑似撞臨井套管，準備懸空側鉆，繞障。

2.4 C井側鉆效果

鉆具組合：?311 mm 牙輪鉆頭+?244 mm 螺桿鉆具+?203 mm 單流閥+?267 mm扶正器+?203 mm 無磁鉆鋌+?203 mm 隨鉆測斜儀+?203 mm 無磁鉆鋌+?197 mm 震擊器+?127 mm 無磁加重鉆桿。

側鉆時選擇牙輪鉆頭，降低打穿套管的風險，其他鉆具選用鉆進時相同的鉆具組合，減少更換鉆具的時間。

側鉆過程，首先在570～580 m劃槽，工具面180°，排量3000 L/min，泵壓：10.5 MPa，用時1 h，上下來回劃槽3遍；其次在580 m定點循環造臺階20 min；再次按照1～2 m/h，3～5 m/h，控時鉆進18 m，共控時 5 h，期間觀察泵壓和工具面變化情況，判斷造斜效果，適時調整參數；最后按照設計鉆進至640 m，根據測斜情況確認側鉆成功。

C井原井眼與側鉆井眼軌跡對比如表2所示。

表2 C井原井眼與側鉆井眼軌跡對比

2.5 L井側鉆背景

井眼尺寸：?406 mm，作業設施：鉆井平臺。

鉆具組合：?406 mm PDC 鉆頭+?244 mm 螺桿鉆具(彎角1.5°) +?203 mm 單流閥+?311 mm 扶正器+?203 mm無磁鉆鋌+?203mm 隨鉆測斜儀+?203 mm 無磁鉆鋌+?197 mm 震擊器+?127 mm無磁加重鉆桿。

概況：PDC鉆頭，鉆進參數鉆壓20 kN，排量3500 L/min，鉆進至215 m，機械鉆速從110～130 m/h，突降至5～10 m/h，鉆壓有增無減，泵壓、扭矩無明顯變化。上提鉆具5 m左右，再次下放，未到達井底深度，鉆壓迅速增長。匯報基地尋求技術支持，并甩一立柱循環。后接陸地指令低參數嘗試鉆進。轉速：15轉/min，排量：570 L/min，鉆壓控制在20 kN之內，鉆進至215 m，突然憋抬鉆具。上提鉆具3～5 m，掃稠漿循環，撈砂顯示有較多水泥碎屑和少量鐵屑。檢查防碰相關井油壓、套壓正常，防碰掃描本井會在230 m與臨井存在空間上的交叉，雖未到兩井最近距離，但疑似撞臨井套管，故準備懸空側鉆繞障。

2.6 L井側鉆效果

鉆具組合：?406 mm PDC 鉆頭+?244 mm 螺桿鉆具(彎角1.5°) +?203 mm 單流閥+?311 mm 扶正器+?203 mm 無磁鉆鋌+?203 mm 隨鉆測斜儀+?203 mm無磁鉆鋌+?197 mm 震擊器+?127 mm無磁加重鉆桿。

側鉆時選擇牙輪鉆頭，降低打穿套管的風險。

側鉆過程，因剛出套管鞋，劃槽空間不多，增加了劃槽難度，選擇在130～140 m劃槽，工具面左155°，排量2500 L/min，泵壓：5.3 MPa，用時45 min，上下來回劃槽3遍；其次在140 m定點循環造臺階20 min；再次按照0.5～1 m/h，2～3 m/h，5～7 m/h，控時鉆進15 m，期間觀察泵壓和工具面變化情況，判斷造斜效果，適時調整參數；最后按照設計鉆進至215 m，根據測斜情況確認側鉆成功。

L井原井眼與側鉆井眼軌跡對比如表3所示。

表3 L井原井眼與側鉆井眼軌跡對比

3 結語

通過上述分析，對渤海地區小井斜懸空側鉆作業得到以下認知：

(1)當出現疑似防碰征兆時，懸空側鉆是一個很好的選擇，在保證繞障成功的前提下，節省了水泥塞回填側鉆的時間、水泥消耗，提高時效、節省成本。

(2)不同井眼尺寸、不同井深，適當調整鉆具組合，井斜越小增加劃槽、控時鉆進的時間，嚴格按照懸空側鉆程序執行，實現側鉆成功。

(3)小井斜(5～20°)，懸空側鉆很大的挑戰就是井斜太小，能否順利側鉆出去，盡快和老井眼分離，通過此次3口井側鉆的實施，證明了淺層小井斜懸空側鉆的可行性，為后續小井斜井眼懸空側鉆提供了參考，為防碰繞障提供新的手段[2]。