渤海油田欠尺寸钻头悬空侧钻技术应用

杜雪雷，韩东东，李大伟，陈建宏，乔中山

（1. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2. 中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

井眼侧钻技术常用于钻井过程中井眼轨迹发生较大偏差，不能满足中靶需求，处理井漏、掉块、卡钻复杂情况及事故，生产井投产后产量降低、产能下降，评价油田地质储量等情况[1-4]。通常井眼侧钻技术可以分为套管内侧钻和裸眼侧钻两大类，对于套管内侧钻主要是下入斜向器，通过磨铣工具对套管进行开窗侧钻；裸眼侧钻又可以分为裸眼斜向器侧钻、裸眼悬空侧钻和裸眼水泥塞侧钻作业。裸眼侧钻是钻井过程中尽快解除井下事故和节约勘探成本行之有效的重要手段[5]。

对于裸眼侧钻作业，首选水泥塞侧钻。在水泥石强度无法满足侧钻要求、重注水泥塞时间长、水泥石强度无法保障的情况下，综合考虑成本与时效因素而选择悬空侧钻。在以往的作业中，裸眼侧钻大多为同尺寸钻头侧钻，而对于欠尺寸钻头裸眼悬空侧钻技术所用甚少。龙岗69井在处理牙轮落井事故中，采用了下套管后，欠尺寸钻头裸眼侧钻技术[6]。与之相比，本井的问题在于水泥塞强度低，不能作为钻头的有效支点，增加了作业难度；同时，海上时效要求高，在水泥塞无承压情况下，悬空侧钻更有利于节约钻井工期。

1 背景概况

1.1 地质概况及风险

A1井为渤海火成岩较发育的一口开发井，该井自上而下将钻遇的地层为：第四系平原组、新近系明化镇组和馆陶组、古近系东营组和沙河街组。其中东营组东一段、东二段、沙河街组沙二段火成岩发育，主要为玄武岩、凝灰岩、凝灰质泥岩、凝灰质细砂岩等。火成岩地层裂缝发育，存在较多微裂隙，吸水后易发生井壁失稳，实钻过程中存在卡、漏、涌等风险，同时该井东营组钻遇火山通道，火成岩更加发育。

1.2 工程概况

A1井是一口目的层为沙二段、完钻井深在沙三段的定向井。二开φ311 mm（12-1/4″）井眼中完井深3 212 m，地层为东二上段；三开φ215.9 mm （8-1/2″）井眼分别钻进至3 270 m、3 316 m、3 376 m发生失返性漏失，钻井期间持续有不同程度的井下漏失，泵入各种浓度堵漏钻井液12次，共计151 m³，全井段累计漏失钻井液1 910 m³。先后使用9套钻进钻具，其中第9套钻具钻进至4 027 m钻具发生断裂，落鱼长度3 377 m，进行多次打捞，无法打捞成功。决定电缆下入爆炸切割工具至3 845 m，进行爆炸切割，切割后上部井段下入φ177.8 mm（7″）尾管，封固上部漏失地层，然后使用φ152.4 mm（6″）钻头进行侧钻，避开底部落鱼，重新钻进至完钻井深。

2 技术难点

2.1 侧钻点选择

侧钻的关键是侧钻点的选择，悬空侧钻点一般选择在井眼轨迹增斜或稳斜、地层稳定、可钻性好的井段[7]。根据录井图显示，本井从3 676 m开始以砂泥岩互层为主，砂泥岩互层井壁易出现锯齿状，但东营组地层较硬，井眼相对较规则。原井眼从3 714 m到4 027 m井段无实时测斜数据，马达钻进期间全程无滑动调整井眼轨迹，无局部全角变化率较大井段；综合考虑钻井成本、井眼轨迹、地层岩性、全角变化率、侧钻钻具等因素，尽可能多地保留原井眼段，决定将φ177.8 mm（7″）尾管下至3 804 m左右，距离落鱼鱼顶约40 m，φ152.4 mm（6″）钻头出上层套管鞋后直接进行侧钻，允许侧钻窗口仅有40 m左右。

φ177.8 mm（7″）尾管固井后，裸眼井段内会留有一定的水泥塞，φ152.4 mm（6″）钻头出上层套管鞋后，进行水泥塞承压试验，试验合格，则进行水泥塞侧钻，优先使用30～40 L工具面进行侧钻，从老井眼左上方分离。若不满足侧钻强度，则使用130～150 L工具面进行悬空侧钻，从老井眼的左下方分离。

2.2 欠尺寸钻头钻井

小尺寸侧钻作业受到钻井工具、钻井排量、泵压等钻井参数的限制，同时还受到机械钻速低、井眼清洁困难、井下摩阻扭矩较大等因素的影响[8]。对于小井眼开窗侧钻、裸眼水泥塞侧钻来说，成功率相对较高；但对于裸眼井段无轨迹预留情况下，悬空侧钻则较为困难。本井使用欠尺寸钻头φ152.4 mm（6″）钻头，在大尺寸井眼φ215.9 mm（8-1/2″）井眼内悬空侧钻，钻头活动空间大，钻头出管鞋后受到φ177.8 mm（7″）尾管及近钻头扶正器的影响，不易贴近井壁，对井壁进行侧向切削。

2.3 侧钻要求高

在长裸眼井段，多次打捞作业会对井壁井型破坏[9]。井眼的不规则、井壁的不稳定使得侧钻作业难度加大，甚至侧钻失败。

A1井允许侧钻井段仅有40 m左右，而本井靶点为3 895 m，距离侧钻点仅有将近90 m，若从3 806 m侧钻成功，本井预计3 900 m防碰距离大于4 m，井眼方位数据将不受“落鱼”磁干扰，而本井φ177.8 mm（7″）尾管最终下深3 803.98 m，因此φ152.4 mm（6″）井眼需要在2 m之内造出台阶，且慢慢与老井眼远离，保证靶点附近不受磁干扰。

2.4 成功标志不明显

在以往的侧钻过程中，侧钻成功的标志主要为：（1）通过钻井参数分析判断，钻压增大，泵压上升，马达工具面反转；（2）根据机械钻速判断，在钻压为3～5 t时，如钻进比较慢（3～5 m/h）则为出现新井眼；（3）通过对比分析振动筛返出，岩屑砂样明显增多的现象；（4）根据MWD提供的井斜数据，通过Compass 软件判断侧钻情况[10]。在两种或两种以上的标志去印证的情况下，可以有效判断侧钻成功。

A1井受控时钻进的影响，侧钻成功的标志不明显，主要为：

（1）控时钻进过程中，钻井参数基本上能够随着钻头、马达工作情况而发生较小范围变化，但易受到主观因素的影响；

（2）原井眼为旋转钻进，新井眼为马达滑动钻进，不同工况下钻速可对比性较差，控时钻进，钻速0.3～0.5 m/h，钻速上下波动的范围不明显；

（3）新井眼为φ152.4 mm（6"）井眼，每米产生的岩屑量为18.2 L，每小时进尺0.3～0.8 m，产生岩屑量仅为5.5～14.5 L，同时受上层套管内水泥塞的影响，使得振动筛处返出的主要为水泥屑，岩屑很少，甚至没有；

（4）钻具组合为常规马达钻具，MWD距离钻头24 m，若依据MWD测斜信号判断侧钻成功，则需要近30 m井段，控时钻进距离长，时效低。

2.5 钻井液性能要求

侧钻点位于东三段，附近为浅灰色细砂岩和褐灰色泥岩为主，泥岩易发生井壁失稳，原井眼钻井期间井下漏失严重，因此该井段井漏风险较大。综合考虑井壁失稳、井漏、井眼清洁等因素，需要泥浆具有低密度、高抑制、高封堵、高携带性能。因此，选用钻井液体系为PEM体系，密度走设计下线1.36～1.38 g/cm³，在满足携砂的前提下降低钻井液的循环当量密度；利用KCl，PF-JLX C，PF-COK等添加剂，维持钾离子含量在70 000 mg/L，提高体系抑制性，增强东营组井壁稳定性；向钻井液中加入随钻堵漏、单项封堵剂等随钻堵漏材料，预防井下发生漏失。

3 A1井实例应用

3.1 钻具组合

本井侧钻时，钻具几乎全部在套管内，压差卡钻风险较小；在较硬地层中，马达的造斜率要比旋转导向高；本井在大井眼中侧钻，使用旋转导向钻具，钻头会在大井眼内晃动，不利于钻头对下井壁的切削；成本方面，马达比旋转导向费用低。综合考虑马达钻具和旋转导向钻具的优缺点，决定使用马达钻具进行侧钻，马达使用弯角1°的。

钻具组合如下：φ152.4 mmPDC钻头+φ120.65 mm马达（扶正套149 mm）+φ120.65 mm浮阀+φ146 mm扶正器+φ120.65 mm非磁钻铤+φ120.65 mmIMPULSE（MWD+LWD）+φ120.65 mm非磁钻铤+φ88.9 mm加重钻杆+φ120.65 mm震击器。

3.2 侧钻过程

钻穿水泥塞及套管附件至3 806 m（马达扶正套出管鞋），做承压测试，测试水泥强度，开排量300 L/min，加压3 t无法稳压，机械钻速在30 m/h；降排量至150 L/min，加压4 t无法稳压，机械钻速在10 m/h，此时已下探至3 806.66 m，水泥塞无强度，决定控时悬空侧钻。

悬空侧钻通常分为侧钻滑槽和控时钻进两部分，侧钻滑槽是采用慢提快放，井眼低边定向划眼的措施，让钻头充分切削下井壁，形成一个与原井眼的分离趋势[11]，侧钻滑槽对于较硬的地层来说效果较差，同时本井侧钻井段仅有40 m左右，侧钻距离有限，该方法并不适用本井；因此本井选用控时钻进，控制钻头在井眼的下井壁不断切削，从井眼的低边形成新井眼，完成侧钻。

悬空侧钻通常选在低边的左右45°范围内，本井侧钻井眼方位在老井眼的左侧，且需要降斜侧钻出去，因此选择初始工具面为135 L（即低边左侧45°），控时钻进参数见表1，控时进尺18.59 m，历时40.75 h，侧钻成功。

表1 A1井侧钻钻进参数Table 1 Drilling parameters of sidetracking in Well A1

3.3 侧钻完成

常规的判断方法主要有返出钻屑的含量变化、随钻测量工具MWD测量的井斜与原井眼的数值变化、钻井参数的变化等现象进行判定。对于本井，首先，井眼尺寸小，每米产生的岩屑量为18.2 L，仅相当于整个井眼容积的1.40/000；控时过程中捞取砂样显示只有少量地层岩屑，始终无增多趋势，无法通过捞砂来判断侧钻是否成功；其次，随钻测量工具测点距离钻头零长约24 m左右，无法直观测量到新井眼数据；因此只能通过分析钻井参数的变化来判断是否出现台阶、是否进入新地层。

通过对钻井参数的分析，本井控时钻进至3 815.44 m时，泵压从17.2 MPa上涨至17.5 MPa，工具面从146 L逐渐反转至159 L，然后不断提高机械钻速钻进至3 819 m，泵压不断上涨至17.8 MPa，工具面反转至176 L，初步判断钻头已经钻入新地层，钻头切削地层的反作用力使工具面反转。对于φ152.4 mm（6″）井眼使用的φ120.65 mm、弯角1°马达，理论造斜率为11.3°/30 m，通过以往硬地层造斜率经验在（5～6） °/30 m左右，同时控时钻进至3 825.35 m后，用排量300 L/min、钻压3 t做地层承压试验，下放时泵压直接由3.4 MPa上升至8.5 MPa，承压试验成功。综合钻井参数、马达造斜率和地层承压试验，初步判断侧钻成功，不再控时钻进。

3.4 新井眼与老井眼数据对比

实钻数据与老井眼数据对比见表2，受到磁干扰的影响，方位数据存在误差，实际井斜数据从3 807 m开始，逐渐从老井眼的下方分离出去。新井眼在3 815 m与老眼距离0.15 m，在3 820 m与老眼距离0.4 m，3 825 m与老眼距离0.76 m，实际控时钻进进尺10 m左右（即3 816 m）时，钻头已进入新地层，侧钻成功，对于理论造斜率11.3°/30 m的立林螺杆马达来说，实际马达造斜率达到（6～7） °/30 m。

表2 A1井老井眼与新井眼井斜对比Table 2 Comparison of the inclination of the old wellbore and the new wellbore in Well A1

4 结论

（1）在原井眼无侧钻计划、井眼轨迹未进行预留、水泥塞强度较差的情况下，通过控时钻进，让钻头在自身重力的作用下，不断切削原井眼下井壁，人为制造井眼台阶，能够从原井眼的下井壁侧钻出去。

（2）对于欠尺寸钻头在大尺寸井眼中悬空侧钻，无法通过钻屑含量、井斜角、方位角变化判断是否侧钻成功时，可以通过侧钻过程中参数的变化、螺杆马达工具的造斜率和地层承压试验，判断侧钻成功。

（3）对于侧钻距离短，地层为东营组、沙河街组较硬地层，控时钻进更有利于悬空侧钻的成功。