旋转钻进径向水平井技术研究与应用

（长城钻探工程有限公司工程技术研究院，辽宁 盘锦 124010）

0 引言

目前我国主力油田已进入开发中后期，面临以下2 个问题：整装区块及优质储量越来越少，目标油气藏正朝着深层、低渗等方向发展，储层物性差，近井流动阻力大，部分井进行压裂、酸化等储层改造时，启动压力高，影响了储层改造效果。

老区井间剩余油气分布复杂，依靠常规钻井/侧钻井等技术，投资大、成本高，部分井间剩余油开采经济性差。

针对上述问题，径向水平井技术可利用原井筒在油层不同深度、方向上，直接钻出多个辐射状径向孔眼[1]，显著提高近井导流能力，使单井控制储量、油气井产量、开采速度得到提高。与传统增产技术相比，该技术具有施工周期短、成本低等优势[2]，对提高油气井单井产量、提高开采经济效益、降低吨油成本具有重要的意义，应用前景广阔。

目前，国内外普遍研究的喷射钻进径向水平井技术采用“万向节套管开窗+软管高压喷射钻进”方式，在软到中硬地层应用中，展示出了良好的技术优势与效果。但是还存在以下3 个问题。1）采用高压泵、喷射管、自进式喷射钻头结合形成高压水射流，在硬地层中喷射困难、喷射软胶管易弯曲打折[3]。2）采用井下马达驱动万向节，带动铣头旋转，在套管内实现转向，完成套管开窗。由于万向节柔性大，同时传递扭矩和钻压，控制难度大，可靠性差且孔径偏小。3）采用“连续管+喷射管”作业方式，施工费用相对较高。

针对“万向节套管开窗+软管高压喷射钻进”方式存在的问题，长城钻探工程技术研究院对旋转钻进径向水平井技术进行了研究，并完成了多口井应用，该技术在软硬多种岩性地层钻进中均展现了良好的应用效果。

1 技术介绍

1.1 技术原理

旋转钻进径向水平井技术主要包括两大核心关键技术。1）套管开窗技术。利用专用套管开窗工具[4]在目的层套管的设计深度及方位上钻出直径Ф30mm 的孔眼。2）地层钻进技术。利用柔性钻杆施加钻压和传递扭矩给前端微型破岩钻头，在导向工具的作用下实现超短半径（100 mm）扭矩传递及钻头加压，微型破岩钻头及柔性钻杆通过套管上开好的窗口进入地层，采用“机械+水力”联合破岩方式在目的层钻出若干直径Ф25 mm ～Ф30 mm、长度＜20 m的径向孔眼，从而增加原井眼的泄流半径，解除近井地带污染，恢复地层渗透率，进而达到提高产量/注入量的目的，如图1 所示。

图1 旋转钻进径向水平井技术原理

1.2 技术特点

旋转钻进径向水平井技术利用机械+水力联合破岩，完成孔眼直径大，钻进长度可靠（常规射孔的20 倍以上），克服了常规射孔距离短难以穿透油、水污染带的缺点；旋转开窗及钻进，动作更加柔和，不会对井筒和水泥环造成伤害，无压实效应。此外，现场施工利用小修作业机配合即可，设备简单，成本低廉。

1.3 应用范围

旋转钻进径向水平井技术可应用于新井投产（解除泥浆/水泥浆污染）、老井二次补孔（解除修井等作业污染）、注水/气井解堵、压裂酸化预处理（降低启动压力，扩大酸化波及面积）、解除煤层气井近井带水锁效应及采用其它增产措施有风险井（如压裂有水窜风险）等领域，还代替深穿透射孔（无烧结压实效应），提高低渗等油藏产量。旋转钻进径向水平井技术适用于井斜小于40°、井温小于150℃（约4 000 m 以内）、5″、 5 1/2″、7″、9 5/8″单层套管井。

2 施工流程

旋转钻进径向水平井技术现场施工时，首先进行井筒清洁，下入开窗工具、导向工具等工具；开窗工具下到设计深度后进行测井，测开窗位置深度，计算该深度与设计深度之间的距离，调节开窗深度至设计深度，有方位要求时，还要测量、调节开窗方位。开窗位置调节完毕后，下入开窗辅助工具，启动高压泵打压开窗，开窗完成后，停泵，起出工具。调整导向工具位置，下入地层钻进工具，启动高压泵打压钻进，钻进完毕后，起出钻进工具。起出后根据钻进情况，更换钻具。继续钻进，直至完成该孔眼钻进，然后调节开窗位置至下一孔，重复开窗钻进等步骤，全部设计孔眼完成后，起出工具，施工结束。

3 应用情况

3.1 新井解除泥浆/水泥浆污染

L88 井是一口预探井，2013 年1 月完井，完钻井深2 728.0 m，施工前未射孔。

鉴于周边几口井采用常规射孔，试油效果不好，为解除钻完井污染，扩大泄油面积，增大压裂波及范围，尝试对目标油层进行径向钻孔，完成4 个分支孔眼后原油返出井口，关井井口套压1.1 MPa，暂缓其余孔施工，直接试投产，平均日产液3.2 t，日产稠油2.9 t，见表1。40 余天后，实施压裂，目前日产液8.3 t，日产油6.3 t。

表1 L88 井施工前后产量对比

3.2 老井挖潜应用

Q2 井是一口长停井。2000 年2 月完钻，初期日产液16.6 方，日产油5.4 t，含水67.3%。后逐渐不出，2008 年关井。2011 年进行了6 个孔眼的径向钻孔施工，施工后，日产油6.8 m3/d，超过该井投产初期产量，见表2。

表2 Q2 井施工前后产量对比

3.3 注水/气井解堵应用

L2 井位于新疆油田XX 作业区，是一口注水井。2002年11 月在K1h27-4 层投注，初期注入压力5.0 MPa，满足配注。2014 年7 月检管后测量显示K1h27 层注水不满足地质配注要求，分析认为储层近井地带受到污染。受该井欠注影响，对应油井含水上升，能量下降。

为解除注水污染，满足配注要求。2014 年对K1h27-4 层进行6 个孔眼的径向钻孔施工，施工后，注入量达到55 m3，注水压力仅4 MPa，见表3。

表3 L2 井施工前后注水情况对比

3.4 引导压裂，降低启动压力应用

J6 井是一口评价井。2003 年投产，实施压裂，排量4 m3/min，泵压80 MPa，加砂8 m3，施工压力过高，加砂量小，压裂效果不理想。关井。

2013 年进行了10 个孔眼的径向钻孔施工，施工后，挤入压裂液511 m3，排量5.2 m3/min， 泵压58 MPa～62 MPa，加砂60 m3，砂比22.3%。压裂后平均日产油3.24 m3/d，见表4。

表4 J6 井施工前后产量对比

3.5 压裂等措施有风险（如水窜）

S6 井是新疆油田的一口稀油采油井，2014 年7 月完钻，完钻井深2 482 m。新井采用深穿透、负压射孔，井段2 433 m～2 441 m，实射厚度：6.0 m/2 层，射孔后油套压为0 MPa，无油气显示。该井油层下部较近有水层，采取压裂等措施，引起水窜，因此实施径向水平钻孔，解除近井污染，沟通地层。

2014 年进行了9 个孔眼的径向钻孔施工，施工后日产油达到5.4 m3/d，达到施工目的，见表5。

表5 S6 井施工前后产量对比

4 结论

自2011 年首井试验应用以来，旋转钻进径向水平井技术在辽河、吉林、新疆、华北和长庆等地累计应用60 余口井。实践证明，刚性驱动液控套管开窗技术与旋转钻进技术组合，开窗平稳、钻进可靠，可广泛应用于砂岩、泥页岩、白云岩等较软地层及碳酸盐、粗面岩、低渗辉绿岩、火山角砾岩等较硬地层施工，在新井投产、老井挖潜、解堵增注、辅助压裂和降低起裂压力等方面，现场应用效果显著，取得了良好的经济社会效益。