大港油田人工岛单筒双井钻完井关键技术

刘 亮，涂福洪，郑海刚，郭 亮，邢 帅，王 莹

（中国石油渤海钻探第三钻井公司，天津 300280）

大港油田埕海2-2 人工岛面积为14000m2，布井100 余口，采用丛式井实现海油陆采，钻探目的层主要为沙河街组地层[1]。随着勘探开发技术的发展和进步，开发规模不断扩大，布井数量逐渐增加，不仅井眼轨迹控制、防碰难度日益加大[2-6]，而且剩余井口槽已不能满足部署新钻井的要求，需提高井口槽利用率，采取单筒双井开发模式。施工中面临井眼分离技术要求高、井眼轨迹控制难、防碰风险大、提速瓶颈等难题。为此，笔者开展了埕海2-2 人工岛单筒双井钻井提速关键技术研究，从井眼分离、钻头个性化设计、钻井参数优化、井眼轨迹控制等方面开展研究，有效提高了机械钻速，缩短了钻井周期，为加快大港油田勘探开发步伐提供了技术支撑。

1 钻井技术难点

1.1 分离井眼难度大

两口井共用一个井口槽，一开采用两个并行井眼或占位钻具实现单筒双井，存在钻具与套管之间的摩擦接触面积大；占位钻具法施工的双井浅部造斜易碰撞；二开钻进时易发生钻具与先前施工井的生产套管摩擦甚至相撞的困难。

1.2 钻井速度提高困难

该区块馆陶组地层底部有砾岩，采用常规PDC 钻头钻馆陶组地层时，钻头因受损而影响机械钻速，难以实现各开次“一趟钻”完成；常规钻井参数模式钻井，提速瓶颈突破困难。

1.3 井眼防碰及轨迹控制难度大

受人工岛井场条件限制，井口间距为2.5m，地下井眼轨迹交错复杂，井眼碰撞风险大。浅部造斜，地层岩性疏松，井径扩大率大，造斜率不易控制[7-9]；多数井身剖面为双增剖面，且在深部井段调整井斜方位，轨迹控制难度大。大位移井和三维绕障井定向时托压严重，轨迹控制困难。

2 钻井关键技术

针对埕海2-2 人工岛单筒双井钻井技术难题，从井眼分离、钻头个性化设计、钻井参数优化、井眼轨迹控制、三维绕障、区域性漏失防控等方面开展研究，形成了大港油田人工岛单筒双井钻井关键技术，实现了提高机械钻速、缩短钻井周期、安全优快的钻井目的。

2.1 单筒双井技术

2.1.1 工艺原理

将钻机移至即将施工的单筒双井的井口槽1 位置上（如图1所示），首先进行一开钻进，用钻具在井口槽1的导管6内钻出一定深度的圆筒形井筒7。在井口安装好双孔基座9。分别下入A 井表层套管管柱4 和B井表层套管管柱5，套管管柱设计为无接箍套管或是将接箍上下均打磨成45°倒角的套管，避免两串并行套管下入过程中相互干扰问题。进行单筒双井的表层套管固井作业需从A井套管管柱内注入水泥浆8后沿A井和B 井的套管管柱外返出，为保证B 井套管串二开时能完整试压，B 井套管浮箍以下套管内必须进入少量的水泥浆，注水泥浆结束后，开泵顶通B井套管管柱5，然后缓慢放压，使少量水泥浆从B 井套管鞋处进入套管内，水泥候凝完即可完成对称型单筒双井表层钻完井工艺。

图1 单筒双井示意图

2.1.2 井眼分离（A井、B井）

（1）一开井底预斜。在一开钻进时采用马达+MWD 钻具组合，在井底开始预斜1°～3°井斜，为二开时井眼分离打好基础。

（2）二开前充分候凝。由于A 井二开固井水泥均返到表层套管内，表层套管脚处水泥浆必须充分候凝，防止B井二开时因水泥未充分凝固而造成定向造斜困难甚至沿A井并行的现象。

（3）∅139.7mm套管保护套使用，A井下油层套管时在表层套管鞋以下10 根套管每根下两只套管保护套，减少B井钻进时钻具与A井油层套管的接触面积。

（4）合理优化钻具组合。B 井二开采用柔性钻具组合：∅215.9mm 牙轮钻头×0.25m+∅171.45mm螺杆钻具×7.65m+∅165.1mm 浮阀×0.49m+∅165.1mm 无磁×8.66m+ ∅165.1mmMWD×1.95m +∅127mm 无磁抗压缩钻杆×8.81m+∅127mm 钻杆×200.819m +∅127mm加重×230.697m+∅127mm钻杆若干。该钻具组合中不能带稳定器，防止稳定器外楞磨损A 井油层套管；使用牙轮钻头可增强定向效果，同时确保不会钻穿A井套管。

2.2 钻头设计和钻井参数优化

2.2.1 PDC钻头改进设计

为提高PDC 钻头抗冲击、抗磨损性能，从钻头的复合片、布齿和保径等方面进行改进设计。PDC 钻头复合片选用3D 异型齿代替PM 平面齿，3D 异形齿（见图2-a）工作面采用三棱楔形设计，可将主切削力由一个弧形接触切削转变为大角度切削，能有效分散冲击应力，增强抗冲击能力；基片侧面开有导气槽，可确保复合片钎焊质量，防止掉齿；精选金刚石微粉、独特的制作配方和加工工艺，使复合片制作质量更稳定，抗冲、抗磨综合性能更强。精准深度脱钴专利技术，在深度脱钴、提高抗磨性能的同时保有良好的抗冲击性能。外锥部加装锥形后排齿（见图2-b），提高切削原件的抗研磨性和冲击能力，延长钻头使用寿命。保径部分采用抗研磨性强的聚晶条代替弧面齿（见图2-c），增强了其抗研磨性。

图2 异型齿PDC钻头

改进后的异形齿PDC钻头在现场应用了11口井，6 口井实现各开次“一趟钻”完成，平均机械钻速36.98m/h，与使用常规PDC 钻头的邻井相比，平均机械钻速提高了45.35%。

2.2.2 钻井参数优化

为提高钻头吃入地层深度、增强螺杆钻具破岩动力、保证井眼清洁等，采用激进式钻井参数，即钻压、排量超过现场应用的常规数值。

钻压优化。通过理论计算得出各种工况下钻柱可承受的最大钻压：当复合钻进钻压达到209.3kN时，钻柱发生正弦弯曲；当复合钻进钻压达到308.5kN 时，钻柱发生螺旋弯曲。由此可见，单从管柱力学方面考虑，复合钻压最大可加至209kN。但实际施工中应考虑井壁稳定等因素，为此推荐复合钻进钻压由常规60～80kN 提高至80～120kN。

排量优化。根据邻井工况参数：排量32L/s，顶驱转速80r/min，机械钻速32m/h，井眼扩大率5%，螺杆钻具及MWD/LWD 仪器压降4.5MPa，水力振荡器压降2.5MPa，计算出排量大于30.2L/s时，就不会产生岩屑床，能够满足井眼清洁要求。通过模拟计算得出：当排量40L/s 时，泵压为34.8MPa，未达到F-2200HL 钻井泵35MPa 稳定工作压力[10]，设备能满足施工要求；ECD 为1.573kg/L，未达到破裂压力，钻井过程中不会因排量过大导致井漏。为此，推荐排量应从常规的30～32L/s 提高至35～38L/s为佳，个别井段可达到40L/s，以更好减少岩屑沉降，保持井眼清洁，提高钻井速度。

该人工岛共4口井采用激进式钻井参数，∅215.9 mm井段平均机械钻速由32.3m/h 提高至40.67m/h，提高了25.91%；∅311.1mm 井段平均机械钻速由26.72m/h 提高至39.23m/h，提高了46.82%。

2.3 井眼轨迹控制

该人工岛地下井眼轨迹交错，早已成“蜘蛛网”，所以钻井施工应遵循三维绕障是前提、整体防碰设计是关键、现场精细施工是保障的原则。

2.3.1 三维防碰绕障技术

直井段坚持“测斜、监控、扫描”一体化防碰；斜井段加密测斜，防碰危险井段采取绕障避让；重点防碰井段需加测陀螺，并比对MWD 测井数据防止出现较大偏差。严格按设计方位定向，井斜不得超标，施工时密切观察，严控钻速，发现异常立即停钻核查。绕障井施工时，采用科学合理的钻井参数，密切观察并记录扭矩、钻时变化及岩屑、水泥含量，一般每2m 捞砂一次，直至完全进入安全井段；绕障后加密测点（测点间隔10～15m），用定向软件跟踪井眼轨迹，实现安全钻井。

2.3.2 大井眼轨迹控制

表层大尺寸井眼定向是密集丛式井组成功实施的关键。既要满足造斜需求，又要兼顾激进钻井参数使用效果。该井段采用牙轮钻头+1.75°螺杆钻具，螺杆钻具上部不加稳定器，以提高造斜能力。钻具组合：∅444.5mm牙轮钻头+∅244.5mm 螺杆钻具+∅203.2mm 浮阀+∅203.2mm 无磁钻铤1 根+∅203.2mmMWD 短节+∅203.2mm 无磁钻铤1 根+ ∅203.2mm 钻铤3 根+∅127.0mm 钻杆若干。定向过程中每钻进5m 测斜一次，每10m扫描，保证造斜效率，满足提速要求。

2.3.3 稳斜段井眼轨迹控制

该区块稳斜段长，因此提速关键就是控制好长稳斜段井眼轨迹。为满足提速和控制井眼轨迹要求，采用PDC 钻头+螺杆钻具的钻具组合，并使用水力振荡器可解决定向托压问题。推荐钻具组合：∅215.9mm异型齿PDC 钻头+∅171.5mm 螺杆钻具+∅202.0mm稳定器+∅165.1mm浮阀+∅165.1mm无磁钻铤1根+∅165.1mmMWD+∅127.0mm 无磁抗压缩钻杆1 根+∅127.0mm 钻杆36 根+∅127.0mm 加重钻杆1 根+∅177.8mm 水力振荡器+∅127.0mm 加重钻杆24 根+∅127.0mm 钻杆若干。钻进时以复合钻进方式为主，采用调整钻进参数控制井斜增降，若通过调整钻进参数不能控制轨迹，则采用滑动钻进以“勤调微调”方式，原则上全角变化率调整幅度不大于±3°/30m，保持井眼光滑。

3 现场应用效果

大港油田人工岛单筒双井钻井关键技术已在6 个井组进行了现场应用，二开井平均井深3332m，平均机械钻速37.32m/h，钻完井周期12.17d；三开井平均井深4076m，平均机械钻速35.75m/h，钻完井周期19.48d。与该岛平均水平相比，机械钻速分别提高30.3%和63.98%，钻完井周期缩短34.94%和56.42%。以78#井口槽施工的张海39-43井、张海39-39Z为例介绍现场应用效果。

张海39-43 井是一口三开大斜度定向井，水平位移2930.56m，且4000m 开始扭方位40°以上，完钻层位沙三段，完井井深4604m。钻探中应用异型齿PDC 钻头，精心优选钻井参数，优化泥浆性能，有效提升钻井速度，实现各开次一趟钻完井。针对三开4000m 开始降斜扭方位井段，使用异型齿PDC钻头配合水力振荡器，有效缓解托压，日进尺高达480m，成功实现三开井段进尺1552m 一趟钻完成，为大港油田深井提速进行了有益的探索实践。该井钻井周期20.88d，创大港油田4500～5000m同类型井钻井周期最快纪录。

张海39-39Z井是大港油田首口四级分支井，主井眼完井井深4202m，分支井从2983m 开窗，完钻井深4900m。设计提示沙三段有漏层，设计密度1.38～1.45g/cm3。为保证该井安全顺利施工，钻至漏层前按设计储备齐各种堵漏材料，提前加入随钻堵漏剂，循环调整泥浆密度由设计的中上限1.42g/cm3降低至下限1.38～1.39g/cm3，同时严格推行精细施工，确保顺利安全完钻。

4 结论与建议

（1）针对人工岛单筒双井钻井存在的技术难题，开展了钻头个性化设计、钻井参数优化、井眼轨迹控制、三维绕障、井眼分离等关键技术研究，形成了大港油田人工岛单筒双井钻井关键技术。

（2）表层套管下入及固井工艺是单筒双井钻井的关键技术之一。通过现场试验，有效解决了单筒双井双套管下入易挂卡、双套管固井工艺、双井眼分离等技术难题。

（3）通过6 个井组的现场应用表明，大港油田人工岛单筒双井钻井关键技术能提高钻井速度、快速分离井眼，有效控制井眼轨迹实现绕障等，大幅缩短钻井周期，为加快大港油田勘探开发提供了技术支撑。

（4）在大港油田埕海2-2 人工岛试验单筒双井技术，提高了井口槽的利用率和布井密度；单筒双井钻井技术对于降低钻井成本和工程造价具有非常重要的意义。如需进一步增加布井数量，可采用单筒双井+分支井开发模式。