双心PDC钻头扩眼技术在小井眼开窗侧钻井的应用

宋光立，裴今朝

（中海油田服务股份有限公司，天津 300452）

套管开窗侧钻井具有单井费用低、中靶精度高、经济可采剩余油富集规模要求小等优势，特别适合挖掘断块小屋脊、小夹角、小高点、井间滞留区等小规模剩余油富集区，提高储量动用程度，是老油田盘活低产井、停产井、报废井、提高采收率的重要手段[1]。由于油层套管内开窗侧钻井受原井眼尺寸限制，通常侧钻井眼比较小，再下入的套管柱与井壁之间环形间隙小，一方面导致固井水泥环薄，容易造成管外窜；另一方面注水泥施工压力高，容易压漏地层，导致顶替效率低，环空水泥填充不充分，严重影响固井质量[2]。此外，采用小井眼进行的侧钻井段如存在井壁稳定差、压力窗口窄等不利因素，其卡钻概率和井漏风险较常规井眼更高，同时也存在定向井轨迹控制难题[3]。而采用扩眼技术可增加小井眼环空间隙，增大水泥环厚度，提高固井质量和保护油层套管，是保障油气井井身质量、作业安全和高效作业的最优技术方案[4-5]。

伊拉克M 油田位于扎格罗斯山前构造带前缘，第三系以上为巨厚盐膏层，其盐下地层多为裂缝性碳酸盐岩，区域构造应力复杂，已钻直井井下出现复杂情况和事故平均3.76 起/井，盐下裂缝性地层在钻进过程中发生漏、塌、卡等占全井复杂情况和事故的一半以上[6]。而投产于20 世纪70 年代的F19S 井是一口因低产而长期关停井，根据大修方案，该井需要在垂深3500m 以下的6-5/8″油层套管内开窗侧钻5-1/2″井眼，下4-1/2″尾管固井，检测固井质量合格后射孔完井。由于本井侧钻井段为盐下裂缝性地层，开窗点深、压力窗口窄、井壁稳定性差，再加上在非标5-1/2″井眼下4-1/2″尾管，环空间隙小、循环压耗大、安全密度窗口窄，钻井、下尾管等作业存在较大卡钻和井漏风险，固井质量也难以保障。近几年，该油田在5-5/8″井眼下入4-1/2″尾管作业中多次发生套管遇卡或下不到位等复杂情况和事故。因此，采用随钻扩眼技术增大侧钻井眼尺寸，确保尾管安全下入和固井质量合格，是本井的关键。

1 技术方案的优选

随钻扩眼技术是采用随钻扩眼工具和常规钻头，在全面钻进的同时扩大裸眼段尺寸，使其大于上部套管串内径的一种钻井技术。该技术减少了起下钻次数，效率高，在深井、超深井、小间隙井、侧钻井和复杂井况中得到了广泛应用。扩眼的主要方式有随钻扩眼和钻后扩眼，常用的工具有液压扩张式扩眼器、双心PDC 扩眼钻头等[7-8]。这两种类型的扩眼工具都能扩大井眼直径，增大环空间隙，减少作业风险，同时增大水泥环厚度，保障固井质量。

（1）液压扩张式扩眼器。液压扩张式扩眼器，主要由推杆、活塞、弹簧等部件构成，扩眼刀翼上装有PDC切削齿或硬质合金。在起下钻过程中和正常循环时，扩眼刀翼紧缩在主体内；在扩眼前，投球激活传动系统，活塞下行带动推杆向下支撑扩眼刀翼外张，推杆和限位块一起锁住外张的扩眼刀翼，进行扩眼钻进作业（见图1）。根据其动作原理，通常分为滑移液压扩张式和悬臂液压扩张式，其中滑移液压扩张式扩眼器动作相对更可靠，钻井效率更高[8]。

（2）双心PDC扩眼钻头。双心PDC扩眼钻头由导眼体和扩眼体两部分组成（图2）。钻头有两个不重合的中心轴，即导眼体中心轴和扩眼体中心轴，导眼体中心轴即是钻头的旋转轴，旋转钻进时扩眼体中心轴围绕钻头旋转轴（即导眼体中心轴）旋转，进而达到扩眼的目的。对于硬地层，扩眼钻头一般采用胎体镶焊PDC复合片，加强型保径设计，每排切削刃前有较深的流道冷却钻头，具有较长的使用寿命。

近些年，各大钻头厂商通过降低双心PDC 钻头导眼体保径长度，控制钻头总体长度，根据地层优化钻头设计和优选PDC 切削齿，使钻头不平衡力减小，抗研磨抗冲击能力进一步提高，增强了钻头定向时的稳定性和可控性，提高了钻井效率，延长了钻头的使用寿命，使扩眼井段井径更加规则。与液压扩张式扩眼器相比，双心PDC钻头结构简单、无复杂构件，具有稳定性好、操作方便、钻速高、成本低和便于采取钻头优化设计的优点，钻进扭矩较使用常规PDC 钻头仅增加10%～15%，随着产品的不断改进，该扩眼技术也逐步成熟。通过资料检索，使用双心PDC 钻头进行复杂地层扩眼、套管开窗侧钻以及硬地层小井眼扩径的成功案例有：

（1）塔里木盆地地质下第三系的复合盐岩层分布广、埋藏深，使用双心钻头钻进有效地推迟或消除地层塑性蠕变而造成的卡钻，增大环空间隙，提高固井质量。

（2）胜利油田使用双心PDC钻头进行了套管开窗侧钻，使固井质量合格率达到了100%，钻井成本大大降低。

（3）中原油田在复杂地区钻井中使用了双心PDC钻头，进尺和机械钻速有很大提高，经济效益明显。

（4）中亚地区某油田在石炭系、奥陶系的坚硬灰岩、云灰岩和盐岩等地层使用双心PDC钻头扩眼全面钻进，可有效代替扩眼器进行小井眼扩眼，缩短了钻井周期、降低钻井成本，避免了井下复杂事故发生。

伊拉克M油田没有扩眼的作业先例，更无盐下地层套管开窗侧钻扩眼的作业实践，经过充分技术论证，参考国内外其它油田的作业案例，结合本井的地质特征、井眼状况和轨迹控制要求，确定了“双心PDC钻头”扩眼的技术方案。目标井开窗侧钻井身结构图见图3。

2 现场应用

（1）“马达+双心PDC 钻头”钻具组合。开窗结束后，使用常规定向井工具进行定向钻进至稳斜段，起钻更换马达+双心PDC 钻头钻具组合稳斜钻进（3935.00～4104.00m）。旋转钻进钻压1～4t，顶驱转速25～40 r/min，扭矩3～5 kN·m，排量670～720L/min，马达压差300Psi，ROP2～4m/h。井斜每柱增0.5°～1°左右，方位稳定。滑动钻进钻压1～3t，排量720 L/min，马达压差150～200Psi，ROP1～4m/h。工具面150～180L滑动2～3m，可稳斜。作业过程中摸清井斜及方位的自然变化规律，带有马达可以对轨迹进行调整，保证中靶要求。

（2）“双心PDC钻头+MWD”钻具组合。定向钻进至4104.00m（MC11 地层）起钻，更换PDC 双心钻头+MWD 扩眼稳斜钻进至完钻深度4300.00m。钻压1～4t，顶驱转速90～120r/min，扭矩4～10kN·m，排量713L/min，泵压1550～1750Psi，ROP1～4m/h。初始钻压3～4t，转速110r/min，增斜率1°/30m，方位变化率0.7°/30m；调整钻压至2t，转速90r/min，井斜基本稳定，方位变化率0.7°～1°/30m。

（3）钻头评价。马达+双心PDC钻头钻具组合使用井段3935.00～4104.00m，进尺169m，平均ROP2.02m/h。双心PDC 钻头+MWD 钻具组合使用井段4104.00～4300.00m，进尺196m，平均ROP2.38m/h。两次入井后钻头评价1-2-WT-A-X-I-NO-TD。

本井完钻井深4300.00m，完钻垂深4208.87m，完钻层位Mishrif。窗口深度3572.78～3576.48m，5-5/8″定向钻进至3935.00m，使用双心PDC钻头扩眼钻进至完钻深度4300.00m。造斜井段狗腿度3.5°/30m，最大井斜36.02°，方位184.4°。完钻后顺利下4-1/2″尾管至4298.00m，固井水泥浆返至回接筒顶。

3 扩眼效果

（1）井眼扩大率。完钻后从测井资料分析可以看出，双心使用PDC钻头+马达钻具组合，井眼约为6-1/2″，井眼扩大了1.00″，井眼扩大率为18.18%。使用双心PDC钻头+常规钻具组合，井眼约为6-3/8″，比标准的5-1/2″井眼扩大了0.875″，扩大率为15.91%。未扩眼井段与扩眼井段的井径测量结果对比见图4。

（2）轨迹控制。侧钻井段采用增—稳剖面，主要在稳斜井段使用双心PDC 钻头扩眼，在扩眼期间，定向井轨迹与设计基本一致。

（3）固井质量。电测4-1/2″尾管固井质量合格（水泥胶结较未扩眼井段明显提高），人工井底深度符合设计要求，尾管试压合格。未扩眼井段与扩眼井段的尾骨固井质量对比见图5。

4 结语

采用双心PDC 钻头扩眼技术，可对灰岩、致密灰岩、泥粒灰岩等多夹层复杂岩性地层的小井眼进行随钻扩眼钻进，扩眼钻进期间扭矩变化小，定向井轨迹可控，且扩径效果明显，增大了小井眼环空间隙，增加了扩眼井段的水泥环厚度，提高了固井质量。实践证明，使用双心PDC 钻头扩眼技术是复杂地层老井套管开窗侧钻的一项重要技术手段，可以降低因井眼尺寸小带来的一系列井下复杂情况，是提高钻井速度，降低作业成本，提高固井质量，也是有效预防井下事故发生的一项重要钻井技术，今后有广阔的应用空间。