风城油田SAGD井侧钻技术

任 尧，黄晨翔，常景瑞，刘福钦，田晓江，傅 强

（西部钻探定向井技术服务公司，新疆克拉玛依834000）

1 概述

FHW316U井组是部署于风城油田重1井区内的加密井组，该井组为由生产井FHW316UP和注汽井FHW316UI组成的SAGD双水平井。该井组为三开井身结构，采用“直—增—稳—增—稳”五段制井眼轨迹（见表1），按SAGD双水平井施工工艺先进行FHW316UP井的钻完井施工。FHW316UP井在二开造斜段施工过程中，按设计轨迹定向钻进至井深336m（井斜67.01°，方位86.58°，垂深250.8m），钻达稳斜段结束后因地层发生变化，按地质指令要求稳斜钻进以下探油层。现场稳斜68°左右钻进至井深356m，实钻轨迹垂深较设计偏下7.5m，后接轨迹调整指令，将设计靶点垂深上调2m，即由原来的263.15m上调为261.15m，同时A靶位移按设计方位前移8.01m。现场经过轨迹计算发现，如要满足着陆要求，后续施工井段全角变化率最大达29°/30m，无法进行施工。为实现地质目标，同时考虑后续完井作业的顺利实施，决定采用注灰侧钻的方案。

表1 FHW316UP井井身剖面设计数据表

2 侧钻及后续施工难点分析

（1）设计二开造斜段井段短，靶前位移小，用于调整的井段少，加之靶窗小（1m×2m）[2]，实际侧钻轨迹较设计过高或者过低都会影响轨迹的顺利着陆。

（2）地层埋深浅且胶结疏松，侧钻前钻灰塞时容易提前扫出老井眼。

（3）造斜段设计造斜率高，下入大度数螺杆钻具实际造斜率控制难度高。

（4）设计要求生产井（P井）的稳斜井段不得少于30m，并且该段井斜需小于60°，用于调整轨迹的井段较短。

（5）在∅311.2mm井眼中注灰侧钻难度比较大，注灰过程中浑浆较多，一次侧钻成功率难以得到保证。

（6）“螺杆钻具+MWD”测点距钻头位置距离达到15m左右，较大的测点滞后距对侧钻是否成功难以做出及时正确的判断。

（7）SAGD井组为双水平井，P井实钻轨迹将直接影响后续I井的顺利施工。

3 侧钻施工过程

3.1 第一次侧钻

3.1.1 侧钻点选择

侧钻点的选择不仅要考虑能顺利侧钻出新井眼[3]，还要结合设计要求和后续井眼轨迹控制可能存在的问题，以保证顺利着陆。本次侧钻施工选择在稳斜段进行，因该井段不要求对造斜率进行控制，便于侧出。采用将侧钻工具面放到270°（GTF）稳斜降方位的措施，侧钻成功后方位预计比老井眼小2°，30m段长夹层墙达1.8m厚。后续施工过程中两井眼最远空间距离2.06m，绕过老井眼后将方位调整至设计方位。该侧钻方案设计轨迹最大造斜率12.7°/30m，完全满足施工要求。故侧钻点选择在井深315m（井斜60.93°，方位85.79°，垂深241.72m）。3.1.2 侧钻钻具组合

本次侧钻钻具组合与造斜段施工钻具组合一致，方便侧钻成功后继续对造斜段进行施工，减少频繁提下钻对井壁的破坏，节约施工周期。选用2.25°单弯螺杆能保证钻具侧向力，易于形成新井眼，同时提供较高的造斜能力。

∅311.2mm牙轮钻头+∅197mm单弯螺杆（2.25°/∅308mm螺旋扶正器）+∅177.8mm定向接头+∅127mm无磁钻杆+∅127mm无磁钻杆+∅127mm加重钻杆（26根）+∅165mm随钻震击器+∅127mm加重钻杆（4根）+∅127mm斜坡钻杆+方钻杆。

3.1.3 侧钻措施

（1）注灰填井前与固井方做好交底，要求注灰井段305～356m，水泥浆密度不低于1.9g/cm3，水泥浆候凝48h后方能下入常规钻具钻灰塞。

（2）扫灰塞至侧钻点进行侧钻施工前，保证水泥浆候凝48h后停泵承压需达到100kN,开泵承压需达到80kN。

（3）采用降方位的技术措施，工具面稳定在270°左右，以达到最佳的分离老井眼的效果。

（4）侧钻过程中，每侧钻1m捞取砂样一包，及时分析侧钻过程中地层与水泥量的百分比。

（5）侧钻中严格控制钻时，前5m按照1m/h左右施工，待地层岩屑占岩屑总量的80%后，钻时控制在2m/h；待返出全部为地层岩屑时，确定侧钻成功后加至正常钻压钻进。

（6）侧钻过程中不得随意转动转盘或上下提拉钻具，以防止新造井壁被破坏。

3.1.4 侧钻施工简况

本次侧钻注水泥填井，水泥封固井段 305～365m。水泥浆候凝48h后下入常规钻具探水泥塞面为井深300m，灰面浑浆严重，停泵可承压120kN，开泵无法承压，开泵无钻压下入至井深325m仍未到达交界面，交界面滞后无法满足侧钻要求，再次注灰回填侧钻。

3.2 第二次侧钻

3.2.1 侧钻点选择

考虑到第一次注灰侧钻失败，本次选择在进入稳斜段之前（井深180m）进行侧钻。考虑到地层胶结疏松，井眼大、钻进排量大，新井眼形成后夹壁墙易被毁坏，为了保证本次侧钻成功，采用增方位微降井斜的方式。经过轨迹设计计算，侧钻成功后新井眼轨迹方位预计比老井眼大3°，井斜预计比老井眼小2°。根据防碰扫描，两井眼最近空间距离0.98m。故侧钻点选择在井深150m（井斜30.39°，方位85.42°，垂深146.72m）。

3.2.2 侧钻钻具组合

本次侧钻钻具组合选择原则与第一次侧钻一致，但考虑到地层胶结疏松以及第一次注灰失败的影响，本次侧钻将单弯螺杆度数换成2.5°，以保证一次侧钻成功。

∅311.2mm牙轮钻头+∅197mm单弯螺杆（2.5°/∅308mm螺旋扶正器）+∅177.8mm定向接头+∅127mm无磁钻杆+∅127mm无磁钻杆+∅127mm加重钻杆（26根）+∅165mm随钻震击器+∅127mm加重钻杆（4根）+∅127mm斜坡钻杆+方钻杆。

3.2.3 侧钻施工简况

本次侧钻注水泥填井，水泥封固井段 150～325m。水泥浆候凝48h后下入常规钻具探灰面，灰面高度150m，经测试水泥胶结强度满足侧钻施工要求，扫灰塞至井深176m换螺杆钻具下钻开始以钻时0.5m/h、排量26L/s控时钻进。控时钻进至井深178.01m（测深164.43m，井斜36.79°，方位84.05°），返出岩屑中水泥占比为100%。现场继续控时钻进至井深187.3m（测深173.72m，井斜40.98°，方位84.17°)，返出岩屑中地层岩屑含量仍旧较少，指重表钻压由此前的20kN升至40kN，现场判断钻头已部分进入地层，为保证完全形成新井眼，继续控时钻进。

控时钻进至井深196.53m（测深182.95m，井斜36.9°，方位88.7°）。井深187～193m井段钻进过程中返出岩屑中地层岩屑含量较少，约为30%左右，井深193～196.53m返出岩屑水泥占比逐渐降低，井深196.53m返出岩屑水泥占比降至20%，现场判断已侧钻成功。

但本次侧钻，由于井眼大且地层胶结疏松，整个侧钻过程水泥返出量很少，给侧钻带来很大的困难，无法及时根据返出岩屑比例判断是否侧钻成功，加上MWD测点距钻头位置达到15m左右，以至于本次侧钻施工在侧钻出新井眼后现场人员无法做出及时准确的判断，仍按降方位微降井斜进行控时钻进，致使新井眼井眼轨迹与待钻设计偏离较多。

4 侧钻后轨迹调整

侧钻过程中测得侧钻井眼测深182.95m的井斜为36.9°，方位为 88.7°，与待钻设计测深 182.95m（井斜46.33°，方位83.09°）相比偏离较多。为验证后续井段井眼轨迹实际情况，下常规钻具投测多点（滞后距5m），测得测深191.73m，井斜34.3°，方位91.5°，MWD测量数据准确，但实钻轨迹严重偏离侧钻的设计轨迹（图1），为满足SAGD开采工艺“水平段垂深以上20～30m井斜小于60°，斜井段留有约50m微增段（曲率1.03°/30m）”[2]的要求，再次进行了轨迹调整，调整后井眼轨迹设计最大狗腿度为15.66°/30m，段长9.47m，狗腿度15.45°/30m，段长40m（在原设计最大狗腿度18°/30m范围内），后期着陆最大狗腿度为14.53°/30m。

本井在侧钻成功后虽顺利着陆完成造斜段施工，但经过了2次注灰、3次轨迹调整（图1），耗费过多施工工期且井眼轨迹频繁调整，为该井后续二开中完作业以及I井的顺利施工都可能造成影响。

图1 FHW316UP井轨迹图

5 结论

（1）该区块地层埋深浅、可钻性好，在大井眼、高造斜率的情况下通过稳斜扭方位侧钻，为同类井侧钻提供了经验，但侧钻过程中应避免井斜降低。

（2）大井眼注灰时存在浑浆严重的情况，注灰侧钻时应预留较多的注灰井段。

（3）侧钻时要根据综合钻压、岩屑以及轨迹测量数据的变化及时对是否侧钻出新井眼做出判断，必要时可采取投测多点（5m左右）的方式对井眼轨迹进行测量验证。

（4）在地质资料不是很明确、目的层出现变化的情况下施工该类型水平井，建议维持原设计轨迹钻进来进行探顶，以避免重新填井侧钻，浪费进尺。

（5）地层胶结疏松，可钻性好，同时考虑减少测量滞后距，可考虑选择使用弯接头进行此类侧钻施工。

[1] 李庆，万教育，李俊胜，等.风城油田SAGD水平井轨迹控制技术[J].西部探矿工程，2015（1）：57-58.

[2] 林晶，宋朝晖，等.SAGD水平井钻井技术[J].新疆石油天然气，2009,5（3）：56-60.

[3] 刘文兵.DP6水平井∅311.15mm井眼侧钻技术探讨[J].探矿工程（岩土钻掘工程），2011,38（12）：27-31.

[4] 谢尔扎提.DXHW142复杂水平井施工要点分析[J].西部探矿工程，2010（11）：63-66.

[5] 韩志勇.定向钻井设计与计算[M].2版.东营：中国石油大学出版社，2007.