劉鵬飛和鵬飛李 凡袁洪水彭 江

（1.中海石油（中國(guó)）天津分公司，天津 300452；2.中海油能源發(fā)展監(jiān)督監(jiān)理技術(shù)分公司，天津 300452）

欠位移水平井C33H井裸眼懸空側(cè)鉆技術(shù)

劉鵬飛1和鵬飛2李 凡1袁洪水2彭 江2

（1.中海石油（中國(guó)）天津分公司，天津 300452；2.中海油能源發(fā)展監(jiān)督監(jiān)理技術(shù)分公司，天津 300452）

為了解決鉆修機(jī)能力有限、海上叢式井槽口限制導(dǎo)致水平井靶前欠位移以及下部軌跡因地質(zhì)資料不足需要頻繁調(diào)整等技術(shù)問題，通過對(duì)C33H井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、合理軌跡設(shè)計(jì)、優(yōu)選鉆具組合和鉆井參數(shù)，以及對(duì)Power Drive X5推靠式旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具側(cè)鉆能力分析、側(cè)鉆點(diǎn)的優(yōu)選、精細(xì)要求側(cè)鉆操作，實(shí)現(xiàn)了使用Power Drive X5工具進(jìn)行欠位移裸眼懸空側(cè)鉆作業(yè)，避免了由于地質(zhì)因素不確定性造成的損失，節(jié)約了成本，為渤海油田后續(xù)類似作業(yè)積累了經(jīng)驗(yàn)。

水平井；欠位移；懸空側(cè)鉆；旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具；渤海油田

欠位移水平井懸空側(cè)鉆技術(shù)對(duì)地面條件受限情況下，尤其是海上作業(yè)有很強(qiáng)的實(shí)用性，能解決海上因?yàn)槠脚_(tái)空間有限、平臺(tái)位置不能移動(dòng)導(dǎo)致的靶前位移不足等問題。

渤海油田遼東灣某區(qū)域內(nèi)只有2口評(píng)價(jià)井在該區(qū)塊東三段鉆遇2.6 m厚的油層，其他井均未鉆遇，評(píng)價(jià)資料較少。該層埋深1 960 m左右，油品性質(zhì)好，試產(chǎn)平均日產(chǎn)油可達(dá)142 m3/d。根據(jù)資料分析該套儲(chǔ)層的展布范圍在0.3～0.6 km2之間。為充分動(dòng)用該儲(chǔ)量、挖掘深層油藏的潛力，同時(shí)進(jìn)一步落實(shí)該油藏的儲(chǔ)量規(guī)模及生產(chǎn)潛力，設(shè)計(jì)在該區(qū)部署一口水平井C33H井。

1 難點(diǎn)分析

1.1 設(shè)備能力不足

本次作業(yè)采用HXJ180鉆修機(jī)設(shè)備，井架最大鉤載1 800 kN，經(jīng)過改造，裝配頂驅(qū)（能提供的最大鉆井扭矩27.5 kN·m），配套2臺(tái)F800泥漿泵。本井計(jì)劃使用C平臺(tái)僅余槽口，需鉆入法下入?508 mm隔水導(dǎo)管，初期設(shè)計(jì)采用渤海常規(guī)套管層次，即?660.4 mm鉆頭×?508 mm隔水導(dǎo)管+?444.5 mm井眼×?339.7 mm套管+?311.2 mm井眼×?244.5 mm套管+?215.9 mm井眼×?152.4 mm篩管。通過軟件校核，在?311.2 mm井眼中、井深2 396 m時(shí)起鉆懸重約1 027 kN（?127 mm S級(jí)鉆桿），旋轉(zhuǎn)扭矩26.1 kN·m，這對(duì)于最大鉤載只有1 800 kN、扭矩持續(xù)輸出達(dá)到設(shè)備上限的鉆修機(jī)來說具有較大的難度，若出現(xiàn)復(fù)雜情況，設(shè)備能力將直接限制現(xiàn)場(chǎng)操作。

1.2 井眼軌跡控制困難

海上鉆完井作業(yè)受平臺(tái)位置及槽口限制很大。本井所在的C平臺(tái)僅余一個(gè)空槽口，同時(shí)該平臺(tái)所在位置與C33H井1#靶點(diǎn)水平位移約110 m，井眼軌跡設(shè)計(jì)不能使用常規(guī)“J”型兩段式造斜著陸，屬于典型的欠位移。

1.3 目的層存在不確定性

由于地震資料分辨率的局限性，對(duì)于該套儲(chǔ)層的追蹤難度較大，對(duì)儲(chǔ)層展布范圍的刻畫也有較大的局限性。目的層的不確定性將導(dǎo)致本井著陸及水平段軌跡面臨頻繁調(diào)整等問題。

2 技術(shù)對(duì)策

針對(duì)上述問題，通過優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)、合理軌跡設(shè)計(jì)、優(yōu)選鉆井工具和鉆井參數(shù)技術(shù)措施，成功完成了作業(yè)，并實(shí)現(xiàn)目的層不確定情況下使用推靠式旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)懸空側(cè)鉆作業(yè)。

2.1 優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)

由于C33H井在儲(chǔ)層的展布以及儲(chǔ)量的規(guī)模上評(píng)價(jià)資料較少，因此對(duì)于油層的把握存在一定的風(fēng)險(xiǎn)，儲(chǔ)量的計(jì)算也存在不確定性，為此地質(zhì)方面提出了風(fēng)險(xiǎn)預(yù)案，即該井在產(chǎn)能較低時(shí)在?244.5 mm套管內(nèi)側(cè)鉆至東營(yíng)Ⅰ油組的C33H1井。結(jié)合考慮鉆機(jī)能力問題，決定增加1層套管程序，即?311.2 mm井眼在1 700 m左右中完（以后期側(cè)鉆點(diǎn)深度為設(shè)計(jì)中完依據(jù)），采用?215.9 mm井眼著陸，下入?177.8 mm尾管，水平段?152.4 mm井眼×?114.3 mm篩管（圖1）。如此，不但滿足了本次作業(yè)鉆機(jī)能力要求，也對(duì)后期本井槽口再次使用做好了預(yù)留。利用軟件對(duì)C33H井優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)進(jìn)行了鉆進(jìn)時(shí)摩阻、扭矩分析，結(jié)果表明，最大鉤載894.1 kN發(fā)生在C33H井?215.9 mm井段起鉆時(shí)，最大扭矩18.18 kN·m發(fā)生在?215.9 mm井段旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)時(shí)，均在HXJ158鉆修機(jī)安全作業(yè)范圍內(nèi)，現(xiàn)場(chǎng)設(shè)備可滿足作業(yè)需要。

圖1 C33H井井身結(jié)構(gòu)

2.2 井眼軌跡控制技術(shù)

2.2.1 優(yōu)化井眼軌跡設(shè)計(jì) 針對(duì)本井靶前位移不足的問題，參考欠位移水平井設(shè)計(jì)方法［1-3］以及渤海定向井軌跡設(shè)計(jì)要求，對(duì)C33H井軌跡優(yōu)化如表1、圖2。

表1 C33H井軌跡設(shè)計(jì)

圖2 C33H井垂直投影圖

2.2.2 優(yōu)選鉆具組合和鉆井參數(shù) 實(shí)際作業(yè)過程中，根據(jù)各井段地層情況以及軌跡設(shè)計(jì)情況，通過鉆具、BHA組合優(yōu)選和合理參數(shù)控制實(shí)現(xiàn)了各開次軌跡控制要求。

（1）表層預(yù)斜。渤海上部地層普遍疏松不易造斜，但隨著技術(shù)的進(jìn)步以及防碰形勢(shì)的需要，表層預(yù)斜技術(shù)逐漸完善并得到廣泛應(yīng)用［4］。本井?444.5 mm井眼自150 m開始采用大彎角泥漿馬達(dá)鉆具配以優(yōu)選參數(shù)進(jìn)行表層預(yù)斜作業(yè)。鉆具組合：?444.5 mm鉆頭+?244.5 mm泥漿馬達(dá)（1.5°，?438 mm直翼扶正套）+?203.2 mm浮閥接頭+?400 mm扶正器+?203.2 mm無磁鉆鋌+?203.2 mm MWD+?203.2 mm無磁鉆鋌+?203.2 mm定向接頭+?203.2 mm隨鉆震擊器+X/O+?127 mm加重鉆桿×14根。施工時(shí)鉆壓盡量跟上，初始排量2.3 m3/min，初始造斜段采用小參數(shù)，并且要求連續(xù)鉆進(jìn)，不倒劃眼以免破壞造斜趨勢(shì)，待確認(rèn)造斜正常后可逐步提高排量至正常，頂驅(qū)轉(zhuǎn)速50～60 r/min。

（2）?311.2 mm和?215.9 mm井眼段。這2個(gè)井段為整個(gè)井眼軌跡控制的重中之重。渤海館陶組（除底礫巖段）、東二、東三段地層以砂、泥巖不等厚互層為主，砂層疏松，機(jī)械鉆速快，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具容易出現(xiàn)造斜率不足問題，為此優(yōu)選泥漿馬達(dá)實(shí)施這兩個(gè)開次的造斜以及著陸任務(wù)。鉆具組合：?311.2 mm/?215.9 mm鉆頭+?244.5 mm/?171.5 mm泥漿馬達(dá)（1.15°，?308 mm/?273 mm直翼扶正套）+ ?203.2 mm/?165.1 mm浮閥接頭+?212.7 mm/ ?190.5 mm扶正器+?203.2 mm/?171.5 mm無磁鉆鋌+?203.2 mm/?171.5 mm MWD+?203.2 mm/ ?171.5 mm無磁鉆鋌+?203.2 mm/?165.1 mm隨鉆震擊器+X/O+?127 mm加重鉆桿若干。

對(duì)于本井段泥漿馬達(dá)滑動(dòng)過程中可能出現(xiàn)的托壓?jiǎn)栴}，現(xiàn)場(chǎng)通過在鉆井液中均勻、連續(xù)添加塑料小球和維持液體潤(rùn)滑劑PF-LUBE濃度等措施增加鉆井液的潤(rùn)滑性；利用鉆具倒裝，將加重鉆桿置于井斜小于30°以上井段，改善滑動(dòng)效果。

（3）?152.4 mm水平段?？紤]到本井目的層的不確定性以及小井眼攜砂較困難、泥漿馬達(dá)易黏卡、不易滑動(dòng)、鉆進(jìn)效率低等問題，選用斯倫貝謝Power Drive X5旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具配合隨鉆測(cè)井鉆具，利用近鉆頭（2.34 m左右）井斜、方位以及測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行實(shí)時(shí)可控鉆進(jìn)。鉆具組合：?152.4 mm鉆頭+?120.7 mm Power Drive X5+?120.7 mm Power Drive RCV（測(cè)井儀器）+?120.7 mm Impuase+?120.7 mm無磁鉆鋌+?120.7 mm隨鉆震擊器 +X/O+?88.9 mm加重鉆桿×15根。

旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具的使用，解決了小井眼鉆進(jìn)過程中，?88.9 mm鉆桿剛性弱、柔性大、滑動(dòng)過程反扭角不易把握、鉆壓施加困難等問題。

2.3 裸眼懸空側(cè)鉆技術(shù)

該井?215.9 mm井眼鉆井至2 392 m著陸中完，下?177.8 mm尾管至2 389 m后順利固井。?152.4 mm小井眼水平段設(shè)計(jì)長(zhǎng)333.24 m。實(shí)際作業(yè)過程中，?152.4 mm井眼鉆進(jìn)至2 471 m（井斜88.87°，方位1 954.85 m，垂深1 954.85 m），機(jī)械鉆速降低至30 m/h，隨鉆測(cè)井和錄井均顯示進(jìn)入泥巖段，后根據(jù)地質(zhì)分析決定全力增斜尋找油層，增斜鉆進(jìn)至2 511 m（井斜92.52°，方位51.21°，垂深1 954.28 m），機(jī)械鉆速維持在12 m/h左右，測(cè)、錄井顯示全部為泥巖段。經(jīng)分析，決定采用Power Drive X5工具懸空側(cè)鉆，探尋儲(chǔ)層。

2.3.1 Power Drive X5工具能力分析 Power Drive X5旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)是斯倫貝謝公司開發(fā)的推靠式旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具，不同于指向式旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)［5］，該工具本體上有3個(gè)支撐塊和活塞相連，活塞通過鉆井液的壓差推動(dòng)支撐塊伸出作用于井壁（支撐塊行程約19.1 mm），井壁的反作用力經(jīng)過旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具給鉆頭提供一個(gè)側(cè)向力（圖3）。該工具通過調(diào)整控制閥內(nèi)上閥的方位和循環(huán)排量，控制支撐翼肋產(chǎn)生的鉆頭側(cè)向力大小和方向?qū)崿F(xiàn)導(dǎo)向，側(cè)向力的方向相當(dāng)于泥漿馬達(dá)的彎角指向，側(cè)向力的大小控制井眼軌跡的變化率［6］。該工具理論造斜率（475型號(hào)）有（0～8°）/30 m，但需井壁為其提供較強(qiáng)支撐作用，造斜率受井徑擴(kuò)大影響較大。由于提供近鉆頭井斜、方位的傳輸，能幫助地面及時(shí)、有效地判斷側(cè)鉆情況。

圖3 Power Drive X5推靠組塊

2.3.2 實(shí)施過程 利用Power Drive X5旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具在?152.4 mm 井眼進(jìn)行懸空側(cè)鉆，從理論造斜率角度來講可行，但在渤海地區(qū)尚無使用此工具進(jìn)行懸空側(cè)鉆的先例，無經(jīng)驗(yàn)可循，具有一定的風(fēng)險(xiǎn)。為此，參考其他泥漿馬達(dá)的側(cè)鉆經(jīng)驗(yàn)［7-10］，現(xiàn)場(chǎng)根據(jù)工具特性，通過合理選擇側(cè)鉆點(diǎn)、精細(xì)化側(cè)鉆操作，保證了作業(yè)順利可行。

（1）側(cè)鉆點(diǎn)的選擇。鑒于Power Drive X5工具工作原理，現(xiàn)場(chǎng)決定優(yōu)選井眼擴(kuò)大率較小的泥巖段作為側(cè)鉆點(diǎn)，同時(shí)考慮在實(shí)際測(cè)量的井斜變化比較平穩(wěn)的位置進(jìn)行下切側(cè)鉆。

（2）劃槽作業(yè)。根據(jù)實(shí)際測(cè)斜數(shù)據(jù)選擇與原井眼方位相反的最容易側(cè)鉆成功的方位，設(shè)置Power Drive X5的工具面角在井眼低邊稍偏左或偏右的位置，以保證盡快與老井眼分開，使用 Power Drive X5 100%的造斜率設(shè)置。一般留足2個(gè)鉆桿單根的活動(dòng)余量，在鉆桿上標(biāo)記側(cè)鉆點(diǎn)深度位置，反復(fù)、緩慢在側(cè)鉆點(diǎn)前6～8 m范圍內(nèi)上下劃槽，密切觀察鉆壓變化。鉆井參數(shù)：鉆壓0～50 kN，頂驅(qū)轉(zhuǎn)速60～120 r/ min，排量1.8～2.1 m3/min。

（3）造臺(tái)階。將鉆頭置于側(cè)鉆點(diǎn)位置，利用小參數(shù)造臺(tái)階，排量盡量降低以免沖毀臺(tái)階，一般排量控制在0.6 m3/min左右，頂驅(qū)轉(zhuǎn)速50～80 r/min，鉆頭在側(cè)鉆點(diǎn)處旋轉(zhuǎn)0.5 h左右。

（4）控制鉆時(shí)。開始以1 m/h的機(jī)械鉆速鉆進(jìn)1 m，嚴(yán)密觀察、記錄Power Drive X5近鉆頭井斜和鉆壓的變化，若井斜緩慢降低的同時(shí)鉆壓有所增加，第2 米的機(jī)械鉆速逐漸提高到2 m/h，以此類推，直到在5.5 h后鉆進(jìn)完13 m，井斜應(yīng)降低2～3°，詳細(xì)進(jìn)尺與時(shí)間對(duì)應(yīng)關(guān)系見表2。鉆井參數(shù)：鉆壓 0～10 kN，排量1～1.25 m3/min，頂驅(qū)轉(zhuǎn)速50～60 r/min。

表2 控時(shí)鉆進(jìn)關(guān)系曲線

此項(xiàng)作業(yè)對(duì)司鉆操作要求極高，需要極大的耐心和對(duì)參數(shù)的敏感觀察。若鉆壓突然降低，應(yīng)將鉆具提離井底3～4 m，緩慢下放直到鉆壓穩(wěn)定的位置，重新開始控時(shí)鉆進(jìn)；若鉆壓緩慢穩(wěn)定增加，表明已逐漸開始進(jìn)入新地層，但僅僅是一個(gè)小臺(tái)階，仍然需要控時(shí)鉆進(jìn)；注意觀察記錄Power Drive X5工具的近鉆頭井斜，若降低2～3°，可將轉(zhuǎn)速提高到100～120 r/min，并適當(dāng)增大鉆壓，繼續(xù)進(jìn)行降斜或者改變Power Drive的設(shè)置開始增斜作業(yè)，盡快使井斜回到水平井段控制所需的井斜。

2.3.3 實(shí)施效果 最終本井側(cè)鉆井眼在2 450 m處成功與原井眼分離，實(shí)現(xiàn)懸空側(cè)鉆（圖4）。

圖4 C33H井原井眼與側(cè)鉆井眼示意圖

3 結(jié)論

（1）在欠位移水平井?152.4 mm小井眼使用Power Drive X5旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具，可以更好地控制井眼軌跡，降低常規(guī)泥漿馬達(dá)滑動(dòng)可能導(dǎo)致的攜砂、黏卡等問題，能夠有效提高機(jī)械鉆速及作業(yè)效率。

（2）使用Power Drive X5推靠式旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具進(jìn)行懸空側(cè)鉆作業(yè)時(shí)，受井眼擴(kuò)大率影響，側(cè)鉆點(diǎn)應(yīng)選擇擴(kuò)眼率較小、井壁支撐能力較可靠的泥巖段。

（3）該旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具能及時(shí)顯示近鉆頭井斜、方位數(shù)據(jù)，能夠有效控制水平段軌跡以及及時(shí)了解井下懸空側(cè)鉆情況。

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（修改稿收到日期 2013-12-22）

〔編輯 朱 偉〕

Open-hole sidetrack drilling technique for C33H under-displacement horizontal well

LIU Pengfei1,HE Pengfei2,LI Fan1,YUAN Hongshui2,PENG Jiang2
（1.Tianjin Branch of CNOOC Ltd.,Tanggu300452,China;2.CNOOC Energy Development Supervision &Technology Co.,Ltd.,Tanggu300452,China）

Due to the technical problems such as the limited capacity of drilling and work-over rig and limit of offshore cluster well rabbet,which may cause easily pre-target under-displacement and frequent adjustment of lower track caused by insufficient geological data,for C33H well located in Liaodong Bay,the well structure is optimized,the well bore trajectory is reasonably designed and BHA and drilling parameters are selected carefully in the process of drilling.At the same time,by drilling capacity analysis of Power Drive X5 push-the-bit rotary steerable tool,optimization of sidetrack point,fine requirements for sidetrack operation,Power Drive X5 tool is used for drilling in the vacant side of the hole,avoiding the loss due to uncertainty of geological factors and saving the cost of drilling,to accumulate technical experience for the follow-up similar job in the Bohai Oilfield.

Horizontal well;under-displacement;open-hole sidetrack;push-the-bit rotary steerable device;Bohai Oilfield

劉鵬飛，和鵬飛，李凡，等.欠位移水平井C33H井裸眼懸空側(cè)鉆技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2014，36（1）：44-47.

TE243

：B

1000-7393（2014）01-0044-04

10.13639/j.odpt.2014.01.012

劉鵬飛，1981年生。2007年畢業(yè)于西南石油大學(xué)油氣田開發(fā)專業(yè)，現(xiàn)從事海洋石油鉆完井技術(shù)監(jiān)督及管理工作。電話：022-25803716。E-mail：liupf4@cnooc.com.cn。