大港油田侧钻井提速技术研究与现场试验

2015-12-01黄万龙饶开波高学生董超刘立功

长江大学学报(自科版) 2015年25期

黄万龙，饶开波，高学生董超，刘立功

（中石油渤海钻探工程有限公司第一钻井工程分公司，天津 300280）

随着油田开发的不断深入，由于地质及工程原因越来越多的油水井在经过一定时期的生产后，在还具备一定产能的情况下无法继续生产。小井眼开窗侧钻技术的出现及应用很好的解决了这个问题，达到了使“死井复活”、提高采收率、降低成本的目的［1］。

小井眼侧钻技术经过多年发展，技术水平取得了很大进步，机械钻速较早期有了大幅提高，但由于小井眼侧钻井自身的特性，可供选择的钻头类型较少，相应的辅助工具极其匮乏，使得小井眼钻井技术无法照搬常规钻井的模式，严重制约了小井眼侧钻井提速提效［2］。大港油田平均每年投资约8000万用于实施30～40口小井眼侧钻井，截止到2014年11月，共完成侧钻井435口。为保证油田稳产，实现高效开发，大港油田将逐年增加小井眼侧钻施工任务，因此，如何突破“小井眼机械钻速低”这一瓶颈，达到进一步缩短钻井周期及建井周期、降低施工成本，是当前亟待解决的重大问题［3，4］。下面，笔者针对大港油田侧钻井难点分析，通过钻头优选和改进、钻井参数优选、钻具组合优选和井眼轨迹控制对大港油田侧钻井提速技术进行了研究。

1 大港油田侧钻井难点分析

通过对近几年来大港油田已钻侧钻井钻井情况分析，总结出该油田侧钻井的主要难点如下：

1）受原井眼影响，开窗侧钻使用的钻具及工具尺寸较小，循环压耗大，施工泵压高。

2）由于井眼小，所使用的钻具刚性低、柔性大，井斜和方位的漂移规律难以掌握，增加了井眼轨迹控制的难度。

3）钻头可选类型少，可供选择的空间比较小；适用于侧钻井的辅助工具少，限制了小井眼机械钻速的提高。

4）套管外水泥胶结不好或在水泥返高以上，侧钻出原井眼较困难［5］。

2 钻头优选及改进

由于受侧钻井井眼尺寸的影响，可供选择的钻头类型较少，给钻头选型工作带来了很大困难。因此，根据目前大港油田侧钻井已使用的钻头类型进行了优选：开窗后钻进为了尽快使钻具离开老井眼应选用侧向切削能力强的钻头；增斜井段应选用既能满足井眼轨迹控制又具有良好造斜性能的钻头；稳斜井段优选保径良好的钻头。在该地区多年侧钻井经验的基础上，与钻头厂家合作对PDC钻头进行了改进。

2.1 单牙轮钻头的优选

在小井眼开窗侧钻井中应用的单牙轮钻头主要是以江汉钻头厂YC系列及江西宜春飞龙钻头厂GYD系列单牙轮钻头为主。通过现场对比（见表1）分析，发现GYD系列单牙轮钻头与螺杆匹配较好，在现场实际应用中机械钻速较高，且比较经济，现场应用较多。

表1 单牙轮钻头优选结果

2.2 PDC钻头优选及改进

针对明化镇组、馆陶组、东营组上部胶结较松软的泥岩、砂岩地层优选RK3162GJ及RK3192GJ钻头，并和钻头厂家联系，对钻井进行了改进：三刀翼、渐开式非对称螺旋刀翼布齿（见图1），使钻头在具备良好稳定性的同时更有利于排屑；采用∅16mm×8mm及∅19mm×8mm复合片，加大地层吃入面；采用进口高磨耗比复合片，使钻头更具进攻性，且具有较长的使用寿命；继续采用了钢性胎体，使钻头具有较高的安全性和可修复性。

图1 RK3132GJ（RK3162GJ／RK3192GJ）PDC钻头

图2 RK4132GJ（RK4132GJ）PDC钻头

针对沙河街组、孔店组及下部抗压强度较高、胶结较好的泥页岩、砂岩地层优选RK4132GJ、RK4162G钻头，并和钻头厂家联系，对钻井进行了改进：四刀翼、渐开式非对称螺旋刀翼布齿（见图2），使钻头具备良好的稳定性；采用进口高磨耗比∅13mm×8mm及∅16mm×8mm复合片，使钻头更加耐用；采用钢质胎体，使钻头具有较高的安全性及较好的可修复性。

由于先期设计的PDC钻头刀翼上部倒角较小，在硬夹层短起下过程中曾多次发生卡钻（钻头在中10－61－2K等几口井深2500m以上地层上提钻具时多次卡钻），因此，对PDC钻头进行了改进，将刀翼上部倒角改的比较平缓，以降低上提钻具时卡钻的风险。

3 钻井参数优化

钻井参数的选择上应做到钻压、转速和排量的合理配合，做到“一高一低一适当”，即高转速、低钻压、排量适当。选择合理的钻井参数，有利于提高钻头的破岩效率、及时将钻屑携带至地面、防止重复破碎现象的发生，达到提高机械钻速，缩短钻井周期的目标。

图3 改进前后PDC钻头的对比图

大港油田侧钻井所钻的井眼尺寸主要以∅120mm为主，选用PDC钻头钻进时，钻压控制在10～40kN；采用单牙轮钻头钻进时，为使钻头齿与轴承磨损相匹配，钻压控制在20～70kN。采用钻头＋单弯螺杆进行导向钻进时，转速由15～20r／min逐步提高至40～60r／min，采用常规钻具组合钻进时转速控制在70～90r／min；排量保持在9～13L／s。开窗侧钻井不同于常规钻井井眼的循环压耗，开窗侧钻井的循环压耗主要分布在钻具内，排量小井眼净化不能保证；排量过高，井眼冲刷严重，地面设备难以持续工作，故合理选择水力参数对提高侧钻井机械钻速、保证井眼稳定与施工安全十分重要。

4 钻具组合的优选

大港油田侧钻井井眼尺寸主要为∅120mm，受原井眼尺寸限制，在侧钻井施工过程中只能采用小尺寸、柔性较大的加重钻杆及钻杆，井眼轨迹受上部井眼曲率影响大，从而增加了侧钻井井眼轨迹控制的难度。通过对该油田钻具组合使用情况评价分析，优选出适合该油田侧钻井的钻具组合。

1）∅120mm开窗铣锥＋∅81mm加重钻杆＋∅73mm钻杆，用于开修窗试钻。

2）∅120mm钻头＋∅95mm螺杆（1.5～1.75°）＋止回阀＋∅89mm无磁钻铤＋MWD短节＋∅89mm无磁钻铤＋∅81mm加重钻杆＋∅73mm钻杆，主要用于套管开窗后定向增、降斜钻进，使新井眼尽快脱离老井眼，是钻头沿斜向器鞋面方位钻进，避免钻头沿水泥环钻进。对于定向段短、造斜率高的侧钻井，初始优选1.75°单弯螺杆；对于定向段长、造斜率低的侧钻井直接选用1.5°单弯螺杆。

3）∅120mm钻头＋∅95mm螺杆（1.25～1.5°）＋止回阀＋∅89mm无磁钻铤×＋MWD短节＋∅81mm加重钻杆＋∅73mm钻杆，主要用于稳斜钻进。

4）∅120mm钻头＋230／210接头＋∅105mm浮阀＋∅116mm螺旋稳定器＋∅89mm无磁钻铤＋MWD短节＋∅81mm加重钻杆＋∅73mm钻杆，在实际钻井过程中表现出稳斜特征，用于易漏失等复杂层位，对于井斜过大时起到一定的降斜作业。

5 井眼轨迹控制研究

为有效控制侧钻井眼轨迹，降低扭方位风险，提高机械钻速，杜绝工程风险，在确定待施工井原井眼及邻井轨迹数据准确的情况下采取以下侧钻井眼轨迹控制措施。

1）侧钻点的优选。侧钻开窗点即造斜点，应选取地层较稳定（可钻性比较均匀、不存在硬夹层），在充分考虑地层倾角因素的同时，避免在岩石破碎带、漏失地层、流沙层或易坍塌地层进行开窗定向钻进，以防止出现沿原井眼钻进、漂移严重等问题，造成难以有效控制井眼轨迹的风险。

2）陀螺定向，确保导斜器坐挂方位准确。根据原井眼为直井时采取钻杆带导斜器，测陀螺时多次大幅度活动钻具，复测方位达到要求，起出仪器进行坐挂；原井眼存在一定井斜时，采取在导斜器送入钻具合适位置上加装扶正器或减阻接箍、大幅度活动钻具的方式有效消除大段钻具躺在下井壁上，摩阻大消除困难的问题。导斜器送入钻具组合为：导斜器＋定向接头＋18°正扣钻杆。

3）定向钻进。定向造斜段采用单弯螺杆（可根据实际情况，根据设计造斜率情况选用1.25、1.5°这2种角度）带MWD无线随钻仪器跟踪控制井眼轨迹钻进。

4）稳斜钻进。由于小钻杆柔性大，用常规稳斜钻具钻进时，在满足工程施工安全的前提下尽量采用满眼钻具（带无磁钻杆）钻进，为避免脱靶，每钻进30～50m必须单点测斜（或带MWD仪器随钻测斜），跟踪轨迹，做好轨迹预测，发现有脱靶迹象，及时更换钻具组合，进行纠正井眼轨迹，以确保顺利中靶。

6 现场试验

庄6－10－3K井是羊二庄油田二断块上的一口侧钻井，设计开窗侧钻造斜井段865～1068m，稳斜井段1068～1950m，实际开窗造斜井段865～1068m，稳斜井段1068～1944m。庄6－10－3K井钻井参数如表2所示。

表2 庄6－10－3K井钻井参数表

由表2数据可知，庄6－10－3K井平均机械钻速5.32m／h较邻井平均机械钻速4.49m／h提高18.5%，该井开窗侧钻点865m，采用陀螺定向，保证了导斜器坐挂方位准确，单牙轮＋1.5°弯螺杆完成定向，稳斜井段采用PDC钻头＋1.5°弯螺杆钻进，全井段带MWD随钻测斜，井眼轨迹控制满足设计要求，顺利中靶，全井钻井过程中没有出现复杂事故发生。