豆志遠(yuǎn)，王昆劍，李 進(jìn),3，謝小品，李瑞峰，朱 培，王 偉

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300459；2.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459；3.海洋石油高效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，天津 300459；4.中國石油西部鉆探工程有限公司，新疆 烏魯木齊 830011)

0 引 言

渤海油田A區(qū)塊是典型的高含水油田，綜合含水率為95.7%，高含水問題導(dǎo)致大量低產(chǎn)低效井和關(guān)停井[1-11]。A2H井于2013年8月投產(chǎn)，目前日產(chǎn)油為5 m3/d，含水率高達(dá)98.2%，而該井預(yù)測剩余可采石油地質(zhì)儲量豐富，綜合治理迫在眉睫。為了滿足該井的開發(fā)需求，節(jié)省平臺井槽和開發(fā)成本，采用水平分支井技術(shù)對A2H井進(jìn)行側(cè)鉆，實(shí)現(xiàn)新井眼與老井眼的輪采[12-21]。結(jié)合該井油藏地質(zhì)特征，深入分析了該井鉆完井技術(shù)難點(diǎn)[22-23]，研究形成了渤海油田水平分支井鉆完井關(guān)鍵技術(shù)，保證了該井現(xiàn)場鉆井作業(yè)的順利實(shí)施。

1 地質(zhì)概況與鉆完井難點(diǎn)

1.1 地質(zhì)概況

A區(qū)塊位于渤海灣盆地埕寧隆起區(qū)沙壘田凸起東塊中部，是凸起的最高部位，構(gòu)造整體上受基底古地貌的控制，呈披覆背斜構(gòu)造特征，構(gòu)造呈北東走向，構(gòu)造幅度低，最大圈閉幅度為35 m，兩側(cè)發(fā)育北東東向展布的2組南掉雁列式正斷層，含油范圍內(nèi)斷裂不發(fā)育。油田主力含油層段為明上段、明下段和館陶組，油藏埋深為640.00～1 380.00 m，沉積相主要為曲流河和辮狀河沉積。油藏類型以構(gòu)造背景下的巖性構(gòu)造油藏和塊狀油藏為主，驅(qū)動類型主要以底水驅(qū)動為主。MDT測壓和DST測試資料表明，A區(qū)塊屬于常壓超溫油藏。水平分支井A2H1井布井區(qū)域砂體穩(wěn)定發(fā)育，油層平均厚度為15 m。該砂體與A2H井水平段開發(fā)的砂體相距200 m，A2H井水平段平均滲透率為5 662 mD，孔隙度為31.5%。

1.2 鉆完井技術(shù)難點(diǎn)

A2H1井是A區(qū)塊的首口水平分支井，工藝及技術(shù)方面缺乏可借鑒的經(jīng)驗(yàn)。綜合分析該井的地質(zhì)特點(diǎn)及工程要求，其鉆完井技術(shù)難點(diǎn)主要體現(xiàn)在以下幾方面。

(1) A2H井垂直段比較短，Φ244.5 mm套管開窗點(diǎn)(1 800 m)處井斜高達(dá)85.00 °，水垂比達(dá)到3.08，淺層造斜率高，開窗位置井斜大，側(cè)鉆開窗難度大。同時，對窗口的質(zhì)量要求高，需確保下分支井眼尾管串時壁掛式懸掛器能成功坐掛于窗口的低邊。

(2) 分支井眼軌跡比較復(fù)雜，井眼清潔難度大，水平段巖屑攜帶困難，對鉆井液性能要求高。采用Φ215.9 mm井眼一趟完鉆，撈斜向器時間長，下尾管時間間隔長，導(dǎo)致裸眼段浸泡時間較長，井壁易塌。因此，對鉆井液巖屑攜帶、潤滑防阻卡、防塌和儲層保護(hù)性能要求高[6,24-25]。

(3)Φ177.8 mm尾管下入分支井眼“盲找”難度大，同時，水平段較長，水垂比大，水平段巖屑床不易破壞，致使裸眼段摩阻扭矩增大，易遇阻。

(4) 主井A2H井是常規(guī)水平裸眼井，分支井A2H1井采用Φ177.8 mm尾管射孔+礫石充填完井方式，生產(chǎn)過程中要求主井和分支井既能合采又能分采，保障井的連通、隔離和重入是該井作業(yè)成功的關(guān)鍵所在。

(5) 壁掛式懸掛器和分支井眼導(dǎo)向器縮徑，最小內(nèi)徑為154.2 mm，防砂管柱下入過程中阻卡風(fēng)險高，完井作業(yè)難度大，對完井刮管洗井的質(zhì)量要求高[3,26-29]。

2 鉆井工程設(shè)計

2.1 井眼軌跡設(shè)計

A2H1井主要鉆井目的層為明上段W1砂體，設(shè)計井深為2 580.09 m，垂深為747.20 m，最大井斜為89.57 °，A點(diǎn)垂深為745.20 m，水平位移為1 820.38 m，B點(diǎn)垂深為747.20 m，水平位移為2 049.73 m。綜合考慮經(jīng)濟(jì)效益及作業(yè)難度，對比了側(cè)鉆點(diǎn)分別為1 700.00、1 800.00、1 900.00 m的3種側(cè)鉆方案(表1)。由表1可知：方案1和方案2鉆井實(shí)施難度相當(dāng)，但方案2更節(jié)省進(jìn)尺；方案3較方案2最大狗腿度接近5.0 °(30 m)，鉆井實(shí)施難度大。因此，優(yōu)選該井的側(cè)鉆點(diǎn)深度為1 800 m左右，開窗點(diǎn)井斜為85.48 °，最大狗腿度為3.5 °(30 m)，進(jìn)尺為773 m。該鉆井軌跡的優(yōu)點(diǎn)在于定向井實(shí)施難度適中，同時，較方案1節(jié)省進(jìn)尺近百米，節(jié)省費(fèi)用約200×104元。

表1 A2H1井不同側(cè)鉆方案對比

2.2 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計

基于井身結(jié)構(gòu)設(shè)計的壓力平衡、安全作業(yè)和經(jīng)濟(jì)性等原則要求，在滿足復(fù)雜層位封隔和井控要求的前提下，應(yīng)盡可能地減少套管開次，降低作業(yè)成本。該側(cè)鉆分支井眼進(jìn)尺短，若設(shè)計為兩開結(jié)構(gòu)(Φ215.9 mm井眼下Φ177.8 mm尾管+Φ152.4 mm裸眼)，會存在Φ177.8 mm尾管過短的問題，增加尾管下入難度。因此，為了有效增加Φ177.8 mm尾管串的懸重，降低Φ177.8 mm尾管下入和固井作業(yè)風(fēng)險，側(cè)鉆分支井眼A2H1井采用著陸段與水平段一趟完鉆技術(shù)，即Φ244.5 mm套管在1 800 m處開窗，Φ215.9 mm井眼一趟鉆進(jìn)至完鉆井深2 635.00 m，下入Φ177.8 mm尾管固井。Φ177.8 mm尾管下深為1 780.00～2 623.00 m，水平段長度為835.00 m(圖1)。該井身結(jié)構(gòu)的優(yōu)點(diǎn)在于，在滿足安全作業(yè)的前提下，可有效增加Φ177.8 mm套管串的重量，降低尾管下入難度。

圖1 A2H1井井身結(jié)構(gòu)示意圖

3 鉆完井關(guān)鍵技術(shù)

3.1 側(cè)鉆開窗技術(shù)

采用Baker提供的特殊設(shè)計的“一趟鉆”斜向器側(cè)鉆系統(tǒng)開窗，斜向器共包括2個部分，下部為帶有擋屑器的封隔器，上部為側(cè)鉆用的耐磨斜面部分，在其斜面有長約30 cm左右的回收孔。窗口磨鞋中安裝有壓力等級為22.43 MPa的破裂盤，可在錨定器坐掛以后通過內(nèi)管柱打壓擊破破裂盤，破裂盤擊破后可建立循環(huán)流道進(jìn)行開窗作業(yè)。

合理的窗口位置選擇是保證窗口質(zhì)量的前提，選擇開窗位置時綜合考慮了以下幾方面因素：①斜向器錨定器坐掛位置及窗口避開套管接箍，并考慮不同作業(yè)時期的鉆井平臺補(bǔ)心海拔的差異。②保證開窗點(diǎn)的固井質(zhì)量，盡量選擇開窗點(diǎn)的地層為泥巖段，因?yàn)槟鄮r段的水泥膠結(jié)質(zhì)量好，泥巖段能夠給銑錐更好的反作用力，防止磨鞋提前跳窗。③窗口的工具面以左45 °至右30 °為宜，更有利于壁掛式懸掛器坐掛。④為減小鉆具組合在開窗點(diǎn)的磨損，開窗口袋保證在15 m左右，由于銑錐鉆開窗口袋時機(jī)械鉆速較低，開窗口袋位置的選擇應(yīng)盡量在砂巖段，以便提高鉆開窗口袋的時效。同時，綜合考慮該井與鄰井的防碰影響，設(shè)計優(yōu)選該井開窗點(diǎn)為1 800 m左右，開窗點(diǎn)井斜為85.48 °。

實(shí)鉆開窗過程中，采用小鉆壓、高轉(zhuǎn)速開窗參數(shù)，保證開窗速度為0.6～0.8 m/h，每鉆進(jìn)2 m左右，循環(huán)高黏度鉆井液，攜帶套管開窗側(cè)鉆產(chǎn)生的鐵屑。振動篩采用110目以上的篩網(wǎng)，并在高架槽內(nèi)放置強(qiáng)磁，回收返出的鐵屑。錄井每30 min撈砂、留樣，根據(jù)水泥的含量和鐵屑的形狀，判斷開窗鉆具工作是否平穩(wěn)。為了避免開窗及鉆進(jìn)期間，鉆具的正旋轉(zhuǎn)趨勢對斜向器的破壞，減少鉆具通過窗口的次數(shù)，保證窗口的完整性以及Φ244.5 mm套管上下窗口的平順，防止鉆具彎曲，實(shí)鉆過程中，采用Baker旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具，可保證整個裸眼段軌跡的平滑。

3.2 鉆井液技術(shù)

為了滿足該井對鉆井液攜巖、潤滑防阻卡、防塌以及儲層保護(hù)性能的要求，Φ215.9 mm井眼鉆進(jìn)采用改進(jìn)型PEC鉆井液體系。該體系是一種環(huán)境友善且部分具有油基泥漿特性的水基防塌鉆井液體系，主要材料為氯化鉀、PF-JLX聚合醇等。該體系具有強(qiáng)抑制性、良好的潤滑性和防泥包性、良好的儲層保護(hù)效果和環(huán)境可接受性好等優(yōu)點(diǎn)。鉆進(jìn)過程中，每300 m左右進(jìn)行一次短起下鉆，機(jī)械性破壞巖屑床，充分清潔井眼，短起前利用膠液控制好鉆井液性能，每次長起后需替換新漿，確保水平段儲層保護(hù)。通過加入密度為20～30 kg/m3的PF-GREEN LUBE潤滑油并適當(dāng)加入密度為5～10 kg/m3的石墨提高鉆井液的潤滑性，降低鉆具與套管及裸眼段的摩阻和扭矩。充分利用固控設(shè)備，有效降低鉆井液中的有害固相，維護(hù)良好的流態(tài)和泥餅質(zhì)量，在保障鉆井液過篩性好的前提下，將振動篩篩網(wǎng)更換為84目以上的篩網(wǎng)。

鉆進(jìn)至完鉆井深之后，鉆井液黏度降至50～55 s，控制鉆井液API失水小于5 mL，短起到底后充分循環(huán)，以保證井眼干凈，加入密度為10～15 kg/m3的PF-LPF(H)封堵劑和密度為120 kg/m3的NaCl穩(wěn)定井壁，保證鉆井液具有足夠的抑制性和包被性，減少巖屑分散和黏結(jié)，并加強(qiáng)體系的造壁性和封堵性，降低失水，有利于套管的順利到位。

短起下鉆到底后，采用無固相鉆井液置換整個循環(huán)體積的50%(井筒容積共計100 m3：Φ244.5 mm套管70 m3+裸眼30 m3)。利用充足的時間(至少3個大循環(huán)周)循環(huán)均勻，測上提下放懸重并與之前所測值進(jìn)行對比，在裸眼段替入高潤滑性鉆井液，起鉆至套管內(nèi)，循環(huán)處理鉆井液，加入1%的PF-BLAB塑料大球，進(jìn)一步降低鉆具與套管的摩阻。

3.3 下尾管技術(shù)

該井采用Φ215.9 mm井眼鉆進(jìn)至2 625.00 m，水平段較長，水垂比高達(dá)3.08，巖屑床不易破壞，同時裸眼段暴露時間長，可能導(dǎo)致Φ177.8 mm尾管無法下入到位。設(shè)計階段根據(jù)打撈斜向器下鉆、起鉆情況，通過敏感性分析反演摩阻系數(shù)，套管內(nèi)摩阻系數(shù)取0.36，裸眼段摩阻系數(shù)取0.40作為尾管下入模擬計算依據(jù)。根據(jù)反演出的摩擦系數(shù)，優(yōu)化最佳管柱配重為：Φ139.7 mm加重鉆桿×170.00 m+Φ165.1 mm鉆挺×250.00 m+Φ127.0 mm加重鉆桿×530.00 m+Φ127.0 mm鉆桿×830.00 m +Φ177.8 mm尾管×848.00 m。模擬下尾管過程，懸重最小時的深度為1 700.00 m，懸重為26.01×103kg，井底2 625.00 m處的懸重為33.03×103kg，含頂驅(qū)懸重為23.00×103kg，可順利下入到位。

為了降低下尾管進(jìn)入分支井眼“盲找”難度，在尾管串底端連接有彎角為2 °的導(dǎo)向彎管，開窗窗口的工具面在井眼的高邊，開窗點(diǎn)井斜較大，管串平躺在井眼內(nèi)，導(dǎo)向彎管自動上翹，下放過程中，更易進(jìn)入側(cè)鉆窗口。下放尾管串至窗口位置，測量并記錄管串的上提下放懸重，通過懸重變化判斷尾管是否順利進(jìn)入分支井眼。若彎管順利進(jìn)入分支井眼，由于裸眼摩阻增大，懸重會有所降低。若懸重?zé)o顯示，則彎管進(jìn)入主井眼的可能性比較大。如果在主井眼封隔器位置遇阻，則管串進(jìn)入主井眼，需要重新上提至側(cè)鉆窗口以上，保持上提狀態(tài)，轉(zhuǎn)動管串至另外的角度，重新下放，直至沒有遇阻顯示，則進(jìn)入分支井眼。壁掛式懸掛器也是采用“盲找”的方式坐掛，下放至壁掛式懸掛器坐掛深度后，若無坐掛顯示，繼續(xù)下放3.00 m左右進(jìn)行確認(rèn)。上提坐掛深度以上5.00 m，保持管串下放狀態(tài)，正轉(zhuǎn)90 °，繼續(xù)下放嘗試坐掛，若仍沒有坐掛顯示，重復(fù)以上步驟；若有遇阻顯示，則保持管串方向，繼續(xù)重復(fù)2次確認(rèn)坐掛位置。為保證壁掛式懸掛器成功坐掛，鉆井預(yù)留口袋至少在6 m以上，才能保證有充分的距離判斷壁掛式懸掛器是否成功坐掛。

3.4 分支井眼重入技術(shù)

采用Baker四級分支井技術(shù)，為了實(shí)現(xiàn)分支井和主井的封隔與連通，需要采用壁掛式懸掛器、主井眼導(dǎo)向器、分支井眼導(dǎo)向器(包括鉆井導(dǎo)向器和重入導(dǎo)向器)、主井眼暫堵封隔器等特殊工具。主要原理是通過HOOK壁掛式懸掛器將分支井完井管柱懸掛于主井筒內(nèi)，壁掛式懸掛器連接在尾管串上一起下入。壁掛式懸掛器低邊有一個寬度為160.53 mm的開孔，用于和主井眼溝通，壁掛式懸掛器底部內(nèi)側(cè)高邊有一個用于分支井眼導(dǎo)向器下入限位的凸起裝置。分支井眼導(dǎo)向器的作用是將鉆具導(dǎo)向分支井眼，當(dāng)下入分支井眼導(dǎo)向器時，將分支井眼底端彈性抓插入壁掛式懸掛器內(nèi)部，鍵槽和凸起限位裝置咬合，分支井眼導(dǎo)向器兩端通過O形圈和壁掛式懸掛器內(nèi)部密封，分支井眼導(dǎo)向器可將壁掛式懸掛器低邊開口堵死，連通分支井眼，實(shí)現(xiàn)分支井眼重入。主井眼導(dǎo)向器的作用是將鉆具導(dǎo)向主井眼，當(dāng)下入主井眼導(dǎo)向器時，將主井眼導(dǎo)向器插入壁掛式懸掛器內(nèi)部，開口處正對壁掛式懸掛器底邊開口，連通主井眼，實(shí)現(xiàn)主井眼重入，但導(dǎo)通主井眼時，分支井眼不能實(shí)現(xiàn)完全的密封。

分支井眼作業(yè)過程中，主井眼需利用帶破裂盤的SC-1R封隔器實(shí)現(xiàn)暫堵，當(dāng)需要連通主井眼時，通過應(yīng)力破碎破裂盤即可實(shí)現(xiàn)。

3.5 分支井完井技術(shù)

該井壁掛式懸掛器和分支井眼導(dǎo)向器縮徑，最小內(nèi)徑為154.15 mm，充填防砂管柱下入間隙小(Φ114.3 mm復(fù)合優(yōu)質(zhì)篩管+Φ152.4 mm頂部封隔器)、阻卡風(fēng)險高，完井作業(yè)難度大，對刮管洗井質(zhì)量和井筒清潔要求高，常規(guī)刮管洗井管柱和方式難以滿足作業(yè)要求[30-33]。為了降低完井作業(yè)風(fēng)險，在刮管洗井作業(yè)中采用了MTWF(Multi-Task Wellbore Filter)多功能井筒清潔器和一體式頂部封隔器(卡瓦和封隔器本體為一體式，類似彈簧片結(jié)構(gòu)，可以防止下鉆過程中卡瓦提前張開并坐封)，有效提高了刮管洗井質(zhì)量，保障了防砂管柱的順利下入到位。

MTWF多功能井筒清潔器由上至下依次由上部流道、毛刷總成、旁通孔、破裂盤、碎屑回收腔、篩縫過濾器、觀察孔和扶正器組成(圖2)。該工具可通過上部Baker專用毛刷和下部篩縫過濾器實(shí)現(xiàn)一趟下鉆，同時具有刮管和收集碎屑的效果。該工具在下入狀態(tài)時，毛刷總成在套管內(nèi)壁摩擦力的作用下上行，下方的3個旁通孔露出，井筒流體經(jīng)旁通口進(jìn)入，從上部流道流出，具有較大的流通通道，可以避免壓活塞情況的出現(xiàn)，方便管柱快速下入。刮管起鉆過程中，毛刷總成在套管內(nèi)壁摩擦力作用下下行，旁通孔關(guān)閉，毛刷清潔套管內(nèi)壁，毛刷將環(huán)空基本封住，環(huán)空的流體只能通過毛刷總成上部的流道進(jìn)入清潔器內(nèi)部，流經(jīng)碎屑回收腔，從下部本體上的篩縫過濾器流出回到下部環(huán)空，此時從套管內(nèi)壁刮下來的碎屑雜物便被收集在碎屑回收腔中，隨著起鉆被帶出井筒，達(dá)到清潔井筒的目的。若多功能清潔器碎屑回收腔收集滿或者篩網(wǎng)過濾器被堵塞時，可通過環(huán)空加壓4.55 MPa，壓碎破裂盤，建立新的流體流通通道，避免起鉆過程中出現(xiàn)拔活塞的現(xiàn)象。起出井筒后，打開下部的觀察孔，倒出碎屑回收腔中的碎屑。

圖2 MTWF多功能井筒清潔器結(jié)構(gòu)

4 結(jié) 論

(1) A2H1井是該油田第1口水平分支井，該井的成功實(shí)施，有效節(jié)省了井槽和開發(fā)成本，為渤海油田低產(chǎn)低效井治理和中后期大規(guī)模調(diào)整開發(fā)提供了新思路，積累了寶貴經(jīng)驗(yàn)，推廣應(yīng)用前景較為廣闊。

(2) 采用Φ215.9 mm井眼著陸段與水平段一趟完鉆技術(shù)，有效增加Φ177.8 mm尾管串的懸重，降低Φ177.8 mm尾管固井作業(yè)風(fēng)險，同時采用改進(jìn)型PEC鉆井液體系，有效保障了鉆井液攜巖、潤滑、防塌以及儲層保護(hù)性能。

(3) 多功能井筒清潔器和一體式頂部封隔器的使用，提高了刮管洗井作業(yè)質(zhì)量，同時避免了管柱下入過程中封隔器意外坐封，降低了防砂管柱下入阻卡風(fēng)險，保障了完井作業(yè)的順利實(shí)施。