楊雪山，蔡多卓，竇正道，魏秀乾，張鑫

1.中國石化江蘇油田石油工程技術(shù)研究院（江蘇 揚州 225009）

2.中國石化江蘇油田礦業(yè)開發(fā)有限公司（江蘇 揚州 225009）

3.中國石化江蘇油田工程技術(shù)中心（江蘇 揚州 225009）

0 引言

油田生產(chǎn)過程中，由于套管損壞、產(chǎn)油量低等因素導致油氣井無法正常生產(chǎn)，在老井套管中開窗側(cè)鉆，可以利用老井的部分套管和地面采輸設施，減少征地難度，挖掘井間剩余油，讓套損井和報廢井起死回生[1-4]，具有投資少、見效快等優(yōu)點，已成為許多油田老區(qū)挖潛和提高最終采收率的重要手段。

近年來，江蘇油田老井開窗側(cè)鉆逐年增多，部署井數(shù)大幅增加，每年側(cè)鉆井在35 口左右，年累計增油量均在12 000 t 以上，為油田穩(wěn)產(chǎn)發(fā)揮著舉足輕重的作用。與常規(guī)鉆井相比，套管開窗側(cè)鉆井由于受小井眼條件限制，以及設備、工具和工藝等因素影響，存在機械鉆速低、施工周期長等問題。據(jù)統(tǒng)計，2021 年江蘇油田側(cè)鉆井完鉆39 口，平均井深2 199 m，平均裸眼長度700 m，機械鉆速僅2.32 m/h，鉆井周期長達22.71天。

“一趟鉆”技術(shù)是鉆井提速提效的有效手段[5-6]，探索“一趟鉆”應用于套管開窗側(cè)鉆井，對于江蘇油田大幅度提高側(cè)鉆井的機械鉆速、縮短鉆井周期，具有十分重要的意義。為此，江蘇油田對套管開窗側(cè)鉆井進行了“一趟鉆”技術(shù)攻關(guān)，開展鉆頭改型、螺桿優(yōu)化設計、強化鉆進參數(shù)和井眼軌跡控制等方面的研究，實現(xiàn)了套管開窗側(cè)鉆井一趟鉆完鉆，取得了明顯的提速效果。

1 技術(shù)現(xiàn)狀與難點分析

1.1 機械鉆速低

目前江蘇油田側(cè)鉆井井眼尺寸為Φ118 mm，鉆頭可選類型少，主要采用GYD517 和YC437 兩種單牙輪鉆頭，單牙輪鉆頭直徑小，軸承及牙掌強度低，其次是牙齒短及水力能量低。通過現(xiàn)場使用情況，單牙輪鉆頭與PDC 鉆頭相比，鉆速正常要低15%左右。2021年江蘇油田側(cè)鉆井完鉆39口，平均裸眼長度700 m，機械鉆速2.32 m/h，以此機械鉆速計算700 m 裸眼段純鉆時間將超過300 h，而井下工具儀器壽命難以達到300 h 以上。要實現(xiàn)700 m 裸眼段“一趟鉆”，需要將純鉆時間降到200 h 以內(nèi)，這就要求平均機械鉆速達到3.5 m/h以上。

1.2 井下工具使用壽命短

江蘇油田側(cè)鉆井常用Φ118 mm 單牙輪+Φ95 mm 單彎螺桿+MWD 鉆具組合，單牙輪鉆頭的使用壽命100 h 左右，單彎螺桿鉆具的使用壽命100～120 h，MWD 定向儀的電池使用壽命為270～300 h。根據(jù)2019—2021 年側(cè)鉆井統(tǒng)計分析，單趟鉆具平均使用壽命約96 h，螺桿、鉆頭工作壽命距離實現(xiàn)“一趟鉆”所需的200 h 以上還有較大差距。

1.3 滑動鉆井速度慢、效率低

江蘇油田至今所鉆側(cè)鉆井均為定向井，普遍采用三維軌道設計，最大井斜30°～45°，扭方位30°～60°，由于井眼小，所使用的鉆具剛性低、柔性大、抗彎曲變形能力差，井斜和方位的漂移規(guī)律難以掌握，軌跡調(diào)整與控制是每口側(cè)鉆井施工的難點之一。滑動鉆井反扭轉(zhuǎn)角不易準確估算，工具面角很難擺到位，同時對鉆井參數(shù)較為敏感，鉆壓增大對井斜、方位變化影響較大；鉆壓太小，導致機械鉆速低，根據(jù)統(tǒng)計，滑動鉆進時機械鉆速僅為復合鉆進的50%，隨井深及井斜增大，滑動鉆進時機械鉆速降幅逐漸增大。

1.4 鉆頭易發(fā)生泥包

江蘇油田側(cè)鉆井典型井身結(jié)構(gòu)為斜井開窗側(cè)鉆、直井開窗側(cè)鉆，側(cè)鉆點斜深大部分在800～2 000 m，開窗點地層通常在三垛組及下部地層，實鉆表明，三垛組和戴南組地層易水化膨脹，阜寧組易垮塌，特別是阜四段灰黑色泥巖鉆頭易泥包，前期采用PDC 鉆頭的試驗井，因泥包導致起鉆2～3 次，平均機械鉆速1.55 m/h，嚴重影響鉆井時效。

1.5 故障復雜頻發(fā)

隨著油田勘探開發(fā)的不斷深入，側(cè)鉆井施工難度也不斷增加，一方面表現(xiàn)在裸眼段長度逐年增加，另一方面老油區(qū)長期注水后導致地層壓力系統(tǒng)紊亂造成的溢流、垮塌、井漏等井下復雜，一旦出現(xiàn)復雜，不可避免會造成“一趟鉆”失敗。2021年某作業(yè)公司施工的15 口側(cè)鉆井中有4 口井發(fā)生溢流、垮塌等復雜，不得不起鉆更換鉆具。

2 側(cè)鉆井一趟鉆鉆井關(guān)鍵技術(shù)

為實現(xiàn)江蘇油田側(cè)鉆井一趟鉆完鉆，針對其鉆井技術(shù)難點，從鉆頭優(yōu)化設計、螺桿結(jié)構(gòu)優(yōu)化、鉆進參數(shù)優(yōu)化、鉆具組合及井眼軌跡優(yōu)化等方面進行了研究。

2.1 地層巖石可鉆性評價

江蘇油田側(cè)鉆井鉆遇的地層有三垛組、戴南組、阜寧組，巖性為泥巖、砂巖、砂泥巖互層。對地層可鉆性進行分析，總體上地層可鉆性級值縱向上隨著井深的增加而增大，地層可鉆性屬于軟-中，可鉆性好（表1）。

表1 地層可鉆性分析表

2.2 高效PDC鉆頭

針對Φ118 mm 單牙輪鉆頭機械鉆速慢的問題，首先確定選用使用壽命長的PDC鉆頭代替單牙輪鉆頭。通過分析，側(cè)鉆井對PDC 鉆頭的主要技術(shù)需求有3個方面：①具有強攻擊性，能達到較高的機械鉆速，同時能夠高效排屑和預防卡鉆；②較優(yōu)的定向效果，滑動鉆進時工具面具有高穩(wěn)定性，能實現(xiàn)高造斜率，以滿足調(diào)整軌跡需要；③具有防泥包特性。

基于巖石可鉆性和地層特點，結(jié)合鉆頭模型模擬和現(xiàn)場應用情況(表2)，對PDC 鉆頭進行優(yōu)化設計，優(yōu)選出防泥包和工具面穩(wěn)定性好的三刀薄翼PDC鉆頭（圖1）。三刀薄翼PDC鉆頭優(yōu)勢如下：

圖1 三刀翼高效PDC鉆頭

表2 PDC鉆頭在現(xiàn)場應用情況對比

1）強攻擊性。三刀翼PDC 鉆頭采用進口高抗沖擊復合片X-57 齒、直徑13 mm，提高鉆頭攻擊性45%，鉆頭更加耐用；采用后排齒設計、漸變的后傾角和旁側(cè)角設計，提高切削效率，有利于提高機械鉆速。

2）防泥包設計。PDC 鉆頭采用3 個流道互相不干擾設計；流道的線性設計按照泥漿的最優(yōu)上返路徑來設計，避免了阻流效應、回流干擾效應和渦流效應，高效排屑；各噴孔的內(nèi)端頭分別與分流區(qū)相通，各噴孔中分別安裝有自振空化噴嘴，進一步提高排屑效率。

3）高工具面穩(wěn)定性。PDC鉆頭工具面穩(wěn)定性取決于鉆頭的反扭矩是否恒定，根據(jù)這一原理，采用鉆頭球面特性設計，鉆頭整個冠部到保徑部分是一個物理的球面形狀，這樣最大限度地增加了鉆頭的穩(wěn)定性；由于側(cè)鉆井鉆壓較低，一般1～2 t，針對低鉆壓工作特性，采用切削齒的物理露高2 mm。確保低鉆壓的情況下反扭矩恒定。

現(xiàn)場應用表明，三刀薄翼PDC 鉆頭工具面穩(wěn)定，不易泥包，在Cma45-1 等井應用，機械鉆速4.34 m/h，相比同區(qū)塊鄰井提速65%。

2.3 長壽命大扭矩螺桿鉆具

為了實現(xiàn)側(cè)鉆一趟鉆鉆至完鉆井深，螺桿鉆具井下工作時間需要超過200 h，對于普通螺桿，已大大超過了性能的極限，其中最影響使用壽命的是萬向軸總成。螺桿鉆具工作時，萬向軸起到傳遞扭矩的作用，其抗扭性能必須十分出色，采用球型萬向軸代替瓣式萬向軸（圖2），提高了其承受軸向力的能力，延緩磨損速度；傳動軸采用油密封，降低軸承組的磨損，提升輸出整體效率和延長使用壽命；馬達定子采用高硬度、耐溫性175 ℃的橡膠制成。改進和優(yōu)化后的螺桿鉆具，最大扭矩2 400 N·m，使用壽命超過400 h，相比常規(guī)螺桿最大扭矩提升103.9%，使用壽命提升233%（表3）。

圖2 長壽命大扭矩螺桿

表3 95 mm長壽命大扭矩螺桿與常規(guī)螺桿參數(shù)對比

2.4 低壓降鉆具組合優(yōu)選

相比常規(guī)井，套管開窗側(cè)鉆井由于井眼小、鉆具尺寸小和環(huán)空間隙小，造成鉆具內(nèi)的循環(huán)壓耗大，到達螺桿的鉆井液壓力減小，螺桿功率和鉆頭水力能力低，影響了鉆進效率[3]。根據(jù)研究，管內(nèi)壓耗占循環(huán)壓耗的76.7%～83.1%，環(huán)空壓耗占16.9%～23.3%（圖3），明顯高于常規(guī)井眼。

圖3 不同排量下管內(nèi)壓耗和環(huán)空壓耗

通過采用非標鉆桿、Φ38 mm 的無線MWD 定向儀，優(yōu)選出適合江蘇油田側(cè)鉆井的低壓降鉆具組合，既能降低循環(huán)壓耗，解決泵壓高的難題，又能加大循環(huán)排量，提高攜巖能力，清潔井眼，提高鉆井速度。

2.4.1 非標鉆桿

結(jié)合現(xiàn)有常規(guī)側(cè)鉆井鉆桿管體的外徑為Φ73 mm，兩端接頭外徑為Φ105 mm，研究采用外徑Φ79.4 mm、內(nèi)徑Φ58.5 mm 的管體與小接箍Φ104 mm 組合的非標鉆桿，增大了管內(nèi)空間，小接頭外徑處增加了環(huán)空空間，大內(nèi)徑大外徑管體降低了鉆具環(huán)空的循環(huán)壓耗。

通過計算分析，采用非標鉆桿，相比常規(guī)鉆桿，循環(huán)壓耗降低2～4.1 MPa，排量越高，井深越深，循環(huán)壓耗降低越明顯（圖4、圖5）。

圖4 不同排量下非標鉆桿與常規(guī)鉆桿循環(huán)壓耗對比

圖5 不同井深下非標鉆桿與常規(guī)鉆桿循環(huán)壓耗對比

2.4.2 低壓降MWD定向儀

江蘇油田常規(guī)側(cè)鉆井鉆具組合采用Φ89 mm無磁鉆鋌與Φ48 mm 的有線MWD 定向儀組合，環(huán)空間隙僅為3 mm，環(huán)空壓耗大。引進無線Φ38 mmMWD 定向儀，明顯小于有線MWD 定向儀的外徑，電池使用壽命為270～300 h。采用Φ89 mm 無磁鉆鋌與Φ38 mm 無線MWD 定向儀組合，增加定向工具與無磁鉆鋌之間的環(huán)空間隙，環(huán)空間隙擴大到8 mm，降低循環(huán)壓耗0.5～1 MPa，對定向儀和設備損傷較小，提高了施工時效。

3 應用效果

2022 年在Cma45-1 開展側(cè)鉆“一趟鉆”關(guān)鍵技術(shù)試驗，Cma45-1 開窗點796 m，開窗點地層為三垛組，完鉆井深1 625 m，目的層戴一段，采用三刀薄翼PDC 鉆頭+長壽命大扭矩螺桿+低壓降鉆具組合提速工藝，一趟鉆完成829 m 進尺，鉆井周期8.13 天，機械鉆速4.34 m/h，一趟鉆鉆進時間191 h，相比鄰井鉆井周期縮短40.7%，提速65%，一趟鉆鉆進時間提高了98.9%。

后續(xù)在15口井進行了推廣應用，7口井實現(xiàn)“一趟鉆”完鉆，機械鉆速、井下儀器工具壽命明顯提高，平均機械鉆速3.58 m/h，鉆井周期11.94天，相比2021年側(cè)鉆井，提速54.3%，縮短鉆井周期90.2%?！耙惶算@”鉆井時間最長達到315 h，單趟進尺最高921 m，Czhen155最高日進尺165 m，提速提效效果顯著（表4）。

表4 “一趟鉆”完鉆側(cè)鉆井指標

同時，由于發(fā)生井漏、卡鉆造成Cmin 35-10、Cmin 20-15、Cwei23-8B 等井未能實現(xiàn)一趟鉆完鉆，需持續(xù)加強堵漏、井壁穩(wěn)定技術(shù)攻關(guān)。

4 結(jié)論

1）通過技術(shù)集成與創(chuàng)新，形成的“三刀翼改進型PDC+長壽命大扭矩螺桿+低壓降鉆具組合”提速工藝，保證了側(cè)鉆“一趟鉆”完鉆的實現(xiàn)。

2）側(cè)鉆“一趟鉆”技術(shù)顯著提升了江蘇油田側(cè)鉆井技術(shù)指標與開發(fā)效益，具有重要推廣價值。

3）老區(qū)井漏、垮塌、溢流等鉆井復雜多，給側(cè)鉆一趟鉆成功實施帶來較大的影響，需持續(xù)加強技術(shù)攻關(guān)。

4）進一步加強鉆頭優(yōu)化設計、側(cè)鉆一趟鉆鉆井技術(shù)的應用研究。開展鉆頭與地層的適應性研究，提高機械鉆速；探索一趟鉆鉆井過程中各地層的井斜變化規(guī)律，輔以更合理的鉆具組合，減少定向進尺，提高鉆井速度。