超短半径侧钻水平井钻完井技术研究与应用

钟 晖

（大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江大庆 163413）

1 概述

近年来国内外开展了水力喷射式、导向弯管式、定向式等多种超短半径水平井技术，能大幅提高油井产量和采收率，对油田老井剩余油藏的经济合理开发具有积极的意义。

针对油田开发后期老井产量递减、剩余储量开采困难等问题，为满足油田剩余油挖潜的迫切需求，2020年初在大庆油田公司、钻探工程公司成立超短半径攻关项目组，克服疫情影响，加紧技术攻关，开展钻完井工艺、工具和仪器技术攻关研究，研制出高造斜率双弯导向螺杆、高弯曲度T型筛管等20余项关键技术，成功应用15口井，初步形成了水平段可达200m以上的超短半径水平井钻完井综合配套技术，为油田老井挖潜增油提供了新的技术手段。

2 小曲率半径、高造斜率定向施工技术

超短半径水平井靶前距离小、造斜率高，如何实现超短半径定向钻井成为该项技术的关键，为此开展了如下特殊工具及工艺研究：

2.1 研制小尺寸高造斜率的双弯螺杆，实现了50°/30m 造斜率要求

设计2-7/8″（∅73mm）双弯角螺杆（见图1），上部设计有铰接式定向接头，满足了高弯曲角度的螺杆下入要求；采用1°+3°双弯角结构，进一步提高螺杆造斜率（理论2.33°/m）；可根据现场需要调成3mm、5mm、7mm、8mm垫片，并可进一步提高造斜率和更好地满足造斜要求。通过软件计算及室内试验，小螺杆最大的允许拉力可达420kN。

图1 小尺寸高造斜率双弯螺杆结构示意图

2.2 研制双铰链螺杆，进一步提升造斜率

该型螺杆采用单向定向弯角铰接结构。只能往一个方向弯，这样可以避免上下铰接头角度相反的情况发生，避免摆方位稳不住或者不起方位的情况发生。同时设计井口可调节角度的结构，如在钻井过程中需要调整弯角角度无需更换螺杆，并在井口就可完成调试，节省作业时间，提高工作效率（见图2）。针对钛合金万向轴的断裂，采用技术更为成熟的球铰万向轴。没有了径向摆动的力，从而大大降低断轴的情况发生。为进一步增加防掉机构安全可靠性，改为大螺杆采用的六方防掉板与螺母配合相结合的方式，大大降低了脱扣的风险。

图2 单向铰接示意图

2.3 特殊研制小尺寸PDC钻头，速度快、寿命高、安全可靠

优化设计的短刀翼小尺寸PDC 钻头，相对常规钻头冠部高度缩短50%，起下钻顺利，有利于定向造斜，机械钻速快，寿命更高，无活动件，安全性更好，至目前15 口井现场应用30 只PDC 钻头，钻头出井基本完好，满足定向和水平段钻井要求。针对现场试验中紫红色泥岩钻速慢的问题，研制了非平面齿PDC钻头，钻速提高20%（见图3）。

图3 小尺寸PDC钻头实物图

2.4 特殊定制高强度、高柔性的钛合金钻杆

该钛合金钻杆具有较高的力学性能，屈服强度更大，现场试验时造斜和水平段全采用该钻杆，满足了超短半径井的柔性和强度要求，并有效保证现场施工安全，并配备了无牙痕液压钳，有效保护了钛合金钻杆接头。

2.5 研选超小尺寸MWD仪器，能适应高造斜率现场要求

超短半径水平井的造斜率高，采用常规仪器难以满足要求，国外采用有线湿接头对接电缆的随钻仪器，国内各家仪器的技术参数还都达不到要求，研选到COMPASS 超小井眼MWD 仪器，外径34.8mm，可承受最大狗腿度108°/30m，共施工15口井，下井76趟次，基本满足超短半径水平井现场施工要求，能够无线随钻测量，实时上传数据，工作稳定，操作简便，尤其是可实现连续施工，源17-斜108 井一趟钻完成造斜段，两趟钻完成150m水平段，钻速最高达到6m/h。

3 超短半径井高狗腿度井段完井管串下入技术

常规筛管无法下入，国外公司也尝试柔性筛管、割缝筛管等多种完井管串，但仍有大部分井下筛管困难，为此特殊设计完井管串，以实现超短半径完井工艺要求。

3.1 设计具有T型限位槽割缝筛管

当正向时可以弯曲，转弯半径为9m，满足超短半径井高造斜井段下入要求；当反向时不可弯曲，管体上的T 型筋接触割缝产生拉力，保证反向时筛管处于平直状态（见图4）；因此既能弯曲又具有更高的强度，提高筛管的下入能力，在源29-5 井下入了80.9m 割缝筛管，台8-斜36 井水平段下入了46.3m 割缝筛管，台5-斜35井水平段下入100m特殊筛管，下入顺利。

图4 T型限位槽割缝筛管结构示意图

3.2 研究新型暂堵完井管串

为进一步提高完井管串下入能力和安全可靠性，以满足超短半径完井的要求；研究新型暂堵完井管串（如图5 所示），管串组合：∅73mm 引鞋+∅73mm 新型暂堵筛管（80.9m）+遇水膨胀封隔器+液压丢手+∅73mm钻杆。

图5 新型暂堵完井管串组合示意图

将管串钻孔后攻丝，将可溶螺钉把所有螺孔堵死，能够满足下钻循环要求。通井时按照完井管串设计要求，通井管串下部连接相应长度暂堵筛管进行通井，通井到底后，通过丢手机构将相应长度暂堵筛管及通井简易钻头留置井底，可溶螺钉在一定时间溶解后，管内、外通道打开，满足后续抽采作业进液需求。

4 现场施工工艺

（1）通井、洗井及刮壁：下通径规和刮壁器对老井眼套管进行通径和热洗井，并对开窗点位置进行套管刮壁。

（2）坐封斜向器：下斜向器，测伽马磁定位校深、陀螺仪定方位并打压坐封斜向器。

（3）套管开窗：下开修窗铣锥磨铣套管开窗，窗口内径120mm，窗口长3m。

（4）造斜钻进：孔径114.3mm，采用无磁钛合金钻杆（MWD）+双弯螺杆马达钻进。

（5）水平钻进：增加动力水龙头复合钻进，MWD随钻测井控制轨迹，水平钻进100m 以上，孔径98.4～114.3mm。

（6）完井：筛管完井。

4.1 套管开窗工艺

大庆钻探自研TKC-118 斜向器，双向六卡瓦底部锚和锁紧机构，具有强度高、操作简便、安全可靠等特点，斜面角度3°、斜面长度1.7m，该开窗工艺已在油田累计使用50口井以上。

钻具组合：∅116mm斜向器+陀螺定位接头+∅73mm短钻杆+∅73mm钻杆+∅73mm短钻杆。

套管开窗作业步骤：

（1）套管内清洗通井、刮壁施工；

（2）斜向器坐挂作业；

（3）套管开窗作业。

开窗磨铣注意事项：轻压慢转方式磨铣出均匀接触面，改用中压磨铣；磨铣中若出现刮卡，应提起反复划铣，直至无阻卡现象；磨铣完毕，充分循环，直至返出物中无铁屑后起钻。

4.2 造斜钻进

采用2-7/8″[∅73mm×(1°+3°)]双弯角螺杆配合∅114.3mm PDC 钻头进行造斜段钻进，上部连接小MWD仪器可实现实时井底参数监控，并使用钛合金钻杆实现高弯曲井段的传递钻压扭矩。钻进参数：钻压5～15kN，排量5～10L/s。

工序：

（1）连接螺杆马达，用泥浆进行功能测试，正常后，停泵。

（2）连接、安装MWD仪器，开泵测试仪器。（3）测量、标记角差（包括陀螺定位接头）。

（4）接钻头下钻。下钻过程中大钩处于解锁自由转动状态，当马达通过开窗位置时要平稳，如果钻具不能通过，不可猛烈下放，可尝试转动一定角度下放。

4.3 水平钻进

采用2-7/8″(∅73mm×1.5°)单弯角螺杆配合∅114.3mm PDC钻头进行水平段钻进，上部连接小MWD仪器可实现实时井底参数监控，并使用钛合金钻杆实现高弯曲井段的传递钻压扭矩。钻进参数：钻压10～30kN，转速0～50r/min，排量5～10L/s。

工序：

（1）连接螺杆马达和MWD 仪器及钛钻杆，以不同排量对螺杆和仪器进行地面测试。

（2）测量角差，按设计钻具组合连接钻头下钻，保持大钩处于解锁自由转动状态。

（3）每10柱灌浆一次，继续下钻到窗口顶部之上。

（4）过窗口要下放平稳，不可猛提猛放，遇阻可尝试旋转一定角度下放。

（5）以滑动模式钻软着陆井段12m左右，然后以滑动或旋转模式钻进3-7/8″水平段，依据定向井设计，现场每0.5m 捞取地质砂样，按定向井工程师的指令钻井到设计井深。每钻进2 个单根需要泵入1m3稠浆清洗井眼以确保井眼干净。

（6）上下活动钻具观察悬重，反复活动钻柱以确保钻柱不受压，下放钻柱到自然悬重。

（7）继续起2-7/8″钻具组合，立回2-7/8″钻杆柱。

4.4 完井

推荐采用水平井筛管完井方式完井。井眼准备:

（1）组合通井洗井钻具组合。

（2）继续下钻到完钻井深。（3）用高粘完井液洗井眼。

（4）用活性完井液替出钻井液。

（5）起钻，立回2-7/8″钻柱杆。

通井钻具组合：3-7/8″钻头+2-3/8″钛钻杆+变扣接头+2-7/8″钻杆。

完井钻具组合：∅73mm套管引鞋+∅73mm绕丝筛管+遇水膨胀封隔器+液压丢手+∅73mm钻杆。

工序：

（1）组合下部完井工具；

（2）下入2-7/8″钻杆到窗口顶部之上；

（3）连接动力水龙头。滑动下放完井组合通过造斜段并送达设计深度；

（4）投球，憋压，打开丢手工具；

（5）上提钻具，从丢手接头中退出；

（6）起钻，甩下2-7/8″钻杆和上部丢手接头。

5 现场应用情况

目前，完成15 口井现场应用，其中最短钻进周期5.5d，最长水平段206m、最高砂岩钻遇率100%、最大狗腿度70°/30m，最小靶前位移31.2m，水平段实现全部下入特制筛管的目标，钻进周期呈明显缩短趋势。

已投产8 口井，累计产液9309.2t，累计产油3084t，相对原井产油量提高1.6～11.2倍，增油效果明显，尤其是茂加44-斜741井，实现了首口超短半径井压裂施工改造，日产油达到6.72t，为头台油田薄差储层挖潜找到了新途径。

6 总结

大庆钻探自主研发的超短半径水平井技术，实现了40m 曲率半径、200m 水平段长的技术指标，研制研选出侧钻开窗工具、高造斜率螺杆、钛合金钻杆、超小尺寸MWD 仪器、新型筛管等一系列工具仪器，满足现场施工要求，实现了老井剩余油增产改造，增油1.6～11.2 倍，增油效果明显；下步将加大技术攻关，不断提升技术指标和施工能力，为油田剩余油挖潜，老井提产提效提供支持。