史富全，許迪，隋成龍，石磊，柳海嘯

中海石油（中國）有限公司天津分公司（天津 300452）

隨著渤海油田不斷開發(fā)，不少老平臺已無空槽口可用，不能滿足挖潛剩余油的需求。通過在老平臺內(nèi)掛或外掛單筒雙井井槽，鉆下非標復(fù)合隔水導(dǎo)管后實施單筒雙井是擴展和高效利用井槽的有效手段[1-3]。渤海A平臺于2013年投產(chǎn)，平臺已無空槽口可用于鉆井，為對井間剩余油進行挖潛，在平臺西側(cè)內(nèi)掛了單筒雙井槽口。為降低鉆井作業(yè)難度和成本，設(shè)計采用單筒雙井占位鉆具作業(yè)方案實施A1&A2井。作業(yè)中發(fā)生了A2井表層套管固井完成后，A1 井下鉆鉆頭無法通過隔水導(dǎo)管的復(fù)雜情況。后續(xù)通過套銑、磨銑處理A2井表層套管至導(dǎo)管鞋以下30 m 后，改用常規(guī)單筒雙井表層預(yù)斜方案實施，導(dǎo)致增加10 d 棄井工期，A2 井604 m 鉆井進尺報廢。對復(fù)雜情況發(fā)生的原因進行分析，并對后續(xù)單筒雙井占位鉆具作業(yè)提出建議。

1 作業(yè)背景

1.1 單筒雙井技術(shù)現(xiàn)狀

為高效利用平臺槽口資源，渤海油田在2000年第一次嘗試了單筒雙井技術(shù)（表層不預(yù)斜），在2013 年實現(xiàn)了單筒雙井表層預(yù)斜，并成為渤海油田單筒雙井作業(yè)的主要方式[4-7]。單筒雙井表層預(yù)斜是表層先鉆Ф444.5 mm 井眼至420 m 左右，再擴眼至Ф762 mm 井眼，安裝單筒雙井基座，依次下入2 口井的Ф339.7 mm 表層套管（先下長管，后下短管，短管下入深度比長管淺20 m 左右），最后進行固井作業(yè)，這樣就將主井眼分成了2 個井眼，下一開再根據(jù)靶點坐標以不同的造斜點朝各自的方向鉆進，以達到在1 個井槽內(nèi)鉆2 口井的目的。

2014 年，為了解決單筒雙井表層預(yù)斜不能深鉆、2口井表層軌跡不能分離等問題，渤海油田首次應(yīng)用了單筒雙井占位鉆具技術(shù)。該技術(shù)是先在Ф914.4 mm 隔水導(dǎo)管上安裝單筒雙井雙孔基座，利用其中一個井口下入占位鉆具，利用另一個井口先實施一口井的表層作業(yè)，下入Ф339.7 mm套管，固井結(jié)束后，起出占位鉆具，再實施另一口井表層鉆井作業(yè)，下入Ф339.7 mm 套管并固井。單筒雙井技術(shù)占位鉆具特點是表層即實現(xiàn)了井眼分離，相當于“單筒單井”作業(yè)，表層可采用閉路鉆進，可造斜，可深鉆[8-10]。單筒雙井占位鉆具基本組件除了包括基座、占位鉆具，還包括與之配套的心軸式套管懸掛器、切邊升高立管、切邊套管頭、切邊油管四通等，井口示意圖如圖1所示。

圖1 單筒雙井占位鉆具井口示意圖

1.2 單筒雙井方案選擇

A1&A2 井若采用單筒雙井表層預(yù)斜方案，A1井需設(shè)計4 開井身結(jié)構(gòu)，Ф 215.9 mm 井眼完鉆井深1 665 m，設(shè)計工期7.5 d，A2井需設(shè)計5開井身結(jié)構(gòu)，Ф152.4 mm 井眼完鉆井深3 237 m，設(shè)計工期15 d。鑒于A1、A2井靶點方向相差較多，A1&A2井若采用單筒雙井占位鉆具方案，A1井軌跡和井身結(jié)構(gòu)設(shè)計無變化，A2井僅需設(shè)計4開井身結(jié)構(gòu)，Ф215.9 mm井眼完鉆井深2 709 m，設(shè)計工期11.25 d。相比表層預(yù)斜方案，使用占位鉆具方案，A2井節(jié)約一層套管，進尺節(jié)約528 m，鉆井難度大幅降低，工期節(jié)約3.75 d，因此選用占位鉆具方案。

1.3 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計

A1&A2井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計數(shù)據(jù)見表1。隔水導(dǎo)管為鉆下，鉆具組合為：Ф660.4 mm 牙輪鉆頭+Ф863.6 mm擴眼器+變扣接頭+Ф228.6 mm鉆鋌2根+變扣接頭+Ф203.2 mm 鉆鋌3 根+Ф203.2 mm 機械震擊器+變扣接頭+Ф139.7 mm 加重鉆桿。下入非標隔水導(dǎo)管串組合為：Ф838.2 mm 隔水導(dǎo)管6 根+Ф914.4 mm隔水導(dǎo)管2根，管鞋實際深度121.02 m。

表1 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計

1.4 占位鉆具設(shè)計

占位鉆具外徑采用Ф374 mm，占位鉆具示意圖如圖2 所示。占位鉆具組合：Ф374 mm 分隔串循環(huán)頭+（Ф127 mm加重鉆桿+Ф374 mm心軸式分隔串）×6+Ф127 mm 加重鉆桿3 根+Ф127 mm 短鉆桿+懸掛器。

圖2 占位鉆具示意圖

2 復(fù)雜情況的發(fā)生

A1 井下入Ф374 mm 占位鉆具至118.95 m，A2井二開Ф 406.4 mm 井眼使用Ф 406.4 mm PDC 鉆頭+Ф244.5 mm 螺桿鉆具（1.5°），旋轉(zhuǎn)鉆進至造斜點167 m，陀螺定向，鉆進至中完井深604 m，下Ф339.7 mm 表層套管至124 m 遇阻9 t，劃眼通過。A2 井表層套管固井完成后，起出A1井占位鉆具，組下A1二開Ф374 mm 井眼鉆具組合，鉆頭無法通過隔水導(dǎo)管，分別嘗試Ф374 mm 牙輪鉆頭+Ф244.5 mm 螺桿鉆具、Ф374 mm 牙輪鉆頭+Ф203.2 mm 鉆鋌、Ф346 mm 牙輪鉆頭+244.5 mm 螺桿鉆具（1.35°）、Ф311.15 mm 牙輪鉆頭+Ф203.2 mm 鉆鋌，均在119 m 左右遇阻，無法通過導(dǎo)管鞋。

3 原因分析

根據(jù)A1、A2井軌跡方向，采油樹安裝方向要求選擇單筒雙井基座安裝方向，安裝后A1 井槽口在202.5°方向，A2 井槽口在22.5°方向，單筒雙井基座安裝方向示意如圖3所示。

圖3 單筒雙井基座安裝方向示意圖

采用占位鉆具方案和后續(xù)采用表層預(yù)斜方案，A2井表層套管內(nèi)所測陀螺軌跡數(shù)據(jù)見表2。定向井數(shù)據(jù)顯示隔水導(dǎo)管向A1井槽方向傾斜，井斜方向在200°左右，隔水導(dǎo)管鞋處井斜在1.82°左右，閉合位移1 m左右。

表2 A2井表層套管內(nèi)陀螺軌跡數(shù)據(jù)

占位鉆具下入到位，懸掛于單筒雙井基座上，占位鉆具處于自由拉伸狀態(tài)。在隔水導(dǎo)管垂直的情況下，占位鉆具貼向隔水導(dǎo)管一邊占位，留出了另一口的作業(yè)空間。但在隔水導(dǎo)管傾斜的情況下，占位鉆具因自重，底部會貼向隔水導(dǎo)管低邊，偏離設(shè)計占位位置，占用另一口井的作業(yè)空間。如圖4所示，A2井套管下入前，A1井內(nèi)占位鉆具在隔水導(dǎo)管鞋位置貼向了導(dǎo)管低邊，占用了A2井位置。

圖4 A2井套管下入前占位鉆具在隔水導(dǎo)管鞋處位置圖

這種狀態(tài)下，下入A2井Ф406.4 mm井眼開鉆鉆具組合，在管鞋附近與占位鉆具發(fā)生擠壓，根據(jù)定向井數(shù)據(jù)分析，鉆頭被擠向300°左右方向入泥。在下A2井Ф339.7 mm表層套管時，在管鞋附近與占位鉆具發(fā)生擠壓，數(shù)據(jù)顯示A2井表層套管在330°左右方位入泥，下套管至124 m 發(fā)生遇阻，劃眼通過后，占位鉆具被擠向一側(cè)，此時A2井表層套管在隔水導(dǎo)管鞋處位置示意圖如圖5 所示。A2 井表層套管固井結(jié)束，起出A1井占位鉆具后，A2井表層套管又向占位鉆具方向移動了一定距離，最終導(dǎo)致A1井井眼空間變小，下入鉆頭不能通過隔水導(dǎo)管。A2井表層套管沒有貼向隔水導(dǎo)管低邊，以致在棄井處理A2井表層套管時，下光鉆桿難以下入至表層套管內(nèi)，最終通過在多個方向上晃動鉆具后才引入至表層套管內(nèi)。

4 結(jié)論與建議

1）在隔水導(dǎo)管井斜偏大的情況下，如果井斜方向與占位鉆具方向一致，占位鉆具因自重會偏向隔水導(dǎo)管低邊，偏離設(shè)計占位位置，占用單筒雙井第一口井作業(yè)空間，可能導(dǎo)致第一口井下入鉆頭入泥位置發(fā)生偏移，下入套管與占位鉆具擠壓現(xiàn)象嚴重等問題。

2）鉆下隔水導(dǎo)管應(yīng)選擇合理的鉆具組合和鉆井參數(shù)，開鉆和下導(dǎo)管應(yīng)選擇平潮，做好防斜打直措施，井斜應(yīng)控制在0.5°以內(nèi)。對于鉆下隔水導(dǎo)管的井，進行插入法固井，內(nèi)管下入到位后，可增加一趟鉆桿內(nèi)陀螺測量軌跡，明確隔水導(dǎo)管井斜情況，根據(jù)井斜大小和方向判斷是否適合使用占位鉆具方案。

3）單筒雙井占位鉆具基座安裝方向應(yīng)充分考慮隔水導(dǎo)管井斜情況、定向井軌跡設(shè)計、采油樹安裝要求等因素。兩口井表層軌跡應(yīng)盡早分離，特別是第一口井表層出管鞋后應(yīng)盡早造斜實現(xiàn)軌跡分離。