刘国飞

(中海油服油技塘沽作业公司，天津 300459)

1 小井斜悬空侧钻技术难点

1.1 埋藏浅、地层胶结疏松

井斜小的井段处于造斜初始阶段，由于油层埋藏浅，渤海油田浅层地质构造松软，工具无法获得有力支撑进行造斜。海水冲刷力强，影响钻具组合的造斜力，对于浅层井斜控制非常不利，因此保证造斜率是实现侧钻和井眼轨迹控制成功的关键。因此施工中造斜井段采用较大弯角的螺杆钻具配合提高造斜率，开路钻进期间向海水循环池内均匀补稠浆，减小钻进时的排量降低海水的冲刷能力以利于造斜，放大钻头水眼面积减小冲刷力，下部井段采用微增斜钻具组合，合理调整钻井参数消除地层因素对钻具组合造斜性能不利的影响，从而达到精确控制侧钻轨迹的目的。根据实际施工经验对于同样的钻具组合钻井参数和不同地层、岩性造斜率的变化也很大，因此选择侧钻点时，需关注地层因素对井眼轨迹的影响。

1.2 井段短，轨迹控制精度要求高

防碰绕障悬空侧钻，有的侧钻点距离防碰点较近，有的刚出套管鞋，裸眼段较短，井眼轨迹控制调节余量小，不但要能完成侧钻，还要保证新井眼和老井眼有足够的距离，防止夹壁墙薄，老井眼填埋新井眼。摸索本区块造斜率，根据造斜率预留合适的侧钻井段；在短井段之内实现高造斜达到侧钻目的，可以选择高一级弯角的螺杆钻具，例如，正常钻进，使用1°、弯角螺杆时，为保证侧钻成功可考虑增加马达弯角至1.15°、1.25°甚至1.5°，根据不同井眼尺寸选择合适螺杆弯角度数。

1.3 周围临井多，侧钻工具面的选择

渤海油田丛式井平台，槽口间距小，往往一口井周围存在几口临井，防碰风险很大。侧钻时一般选择井眼低边进行侧钻，为保证尽快与老眼分离，会适当从井眼左下方或者右下方进行侧钻。侧钻出去后通过轨迹控制软件实时扫描周围井的相对位置关系，不断调整钻进工具面，在保证本井成功分离的情况下，避免跟其他井眼产生新的防碰问题，直至彻底防碰绕障成功。

1.4 井斜小，向下侧向切削力小

井斜越大，钻具垂直于下井壁的重力分量越大，可以提高钻头对下井壁的切削力，若想侧钻成功必须有足够的向下切削力。初始造斜段井斜小，向下的侧向力小，为保证侧钻成功采取划槽、循环造台阶、控时钻进的方法。划槽即是将螺杆钻具弯角朝着下井壁快提慢放，反复几次，井斜小划槽的时间也相应增加，划槽结束定点循环造台阶，然后按照1 m/h、3～5 m/h等控时钻进，同样井斜小需要控时钻进的时间也会增加[1]。

2 小井斜悬空侧钻实例

2.1 H井侧钻背景

井眼尺寸：ϕ251 mm，作业设施：修井机。

钻具组合：ϕ251 mm PDC 钻头+ϕ197 mm 螺杆钻具(弯角1.15°) +ϕ172 mm 单流阀+ϕ216 mm 扶正器+ϕ172 mm 无磁钻铤+ϕ172 mm 随钻测斜仪+ϕ172 mm 无磁钻铤+ϕ165 mm 震击器 +ϕ127 mm 无磁加重钻杆。

概况：H井为保证时效，钻进时采用PDC金刚石钻头，钻进参数钻压20 kN，排量2300 L/min，当钻进至720.76 m时，突然出现憋压情况，泵压由6.9 MPa增至9.2 MPa，悬重由255 kN上升至273 kN；立即将钻具提离井底5 m以上，通知现场总监。从振动筛捞取720 m尾样观察，滴酚酞检测，发现水泥比例约占40%，此前井段岩样酚酞检测无水泥(出套管鞋后每5 m捞取岩样，并用酚酞检测)。起钻一柱，循环，扫5 m3稠浆循环，返出铁屑数片，如指甲盖大，参考防碰报告并分析，在720.76 m处与临井空间上存在交叉，有撞上临井套管的可能，怀疑铁屑来自邻井套管，为避免出现打穿套管的情况，准备悬空侧钻。

2.2 H井侧钻效果

钻具组合：ϕ251 mm 牙轮钻头+ϕ197 mm 螺杆钻具(弯角1.15°) +ϕ172 mm 单流阀+ϕ216 mm 扶正器+ϕ172 mm 无磁钻铤+ϕ172 mm 随钻测斜仪+ϕ172 mm 无磁钻铤+ϕ165 mm 震击器+ϕ127 mm 无磁加重钻杆。

侧钻时选择牙轮钻头，降低打穿套管的风险，其他钻具选用钻进时相同的钻具组合，减少更换钻具的时间。

侧钻过程，首先在633～643 m划槽，工具面180°，排量1600 L/min，泵压：5.5 MPa，用时1 h，上下来回划槽3遍；其次在643 m定点循环造台阶20 min；再次按照1～2 m/h，3～5 m/h，控时钻进15 m，期间观察泵压和工具面变化情况，判断造斜效果，适时调整参数；最后按照设计钻进至720 m，根据测斜情况确认侧钻成功。

H井原井眼与侧钻井眼轨迹对比如表1所示。

表1 H井原井眼与侧钻井眼轨迹对比

2.3 C井侧钻背景

井眼尺寸：ϕ311 mm，作业设施：钻井平台。

钻具组合：ϕ311 mm PDC钻头+ϕ244 mm 螺杆钻具(弯角1.15°)+ϕ203 mm 单流阀+ϕ267 mm 扶正器+ϕ203 mm无磁钻铤+ϕ203 mm 随钻测斜仪+ϕ203 mm 无磁钻铤+ϕ197 mm震击器+ϕ127 mm无磁加重钻杆。

概况：ϕ311 mm井眼，PDC钻头钻进参数钻压20 kN，排量3500 L/min，钻穿水泥塞及套管附件后，继续钻进至640 m， 钻台指重表突然由20 kN增加至50 kN，同时泵压由10.2 MPa增加到11 MPa，迅速在钻杆上做好深度标记，立即提离井底5 m，循环，返出岩屑中含有水泥和铁屑，陀螺测斜仪测量上部井段轨迹，陀螺数据与随钻测斜仪数据对比，两次测量数据一致。起钻至井口，发现钻头保径齿有轻微磨损，外排齿和内排齿有不同程度的崩齿。参考防碰报告并分析，本井在640 m与临井存在空间上的交叉，疑似撞临井套管，准备悬空侧钻，绕障。

2.4 C井侧钻效果

钻具组合：ϕ311 mm 牙轮钻头+ϕ244 mm 螺杆钻具+ϕ203 mm 单流阀+ϕ267 mm扶正器+ϕ203 mm 无磁钻铤+ϕ203 mm 随钻测斜仪+ϕ203 mm 无磁钻铤+ϕ197 mm 震击器+ϕ127 mm 无磁加重钻杆。

侧钻时选择牙轮钻头，降低打穿套管的风险，其他钻具选用钻进时相同的钻具组合，减少更换钻具的时间。

侧钻过程，首先在570～580 m划槽，工具面180°，排量3000 L/min，泵压：10.5 MPa，用时1 h，上下来回划槽3遍；其次在580 m定点循环造台阶20 min；再次按照1～2 m/h，3～5 m/h，控时钻进18 m，共控时 5 h，期间观察泵压和工具面变化情况，判断造斜效果，适时调整参数；最后按照设计钻进至640 m，根据测斜情况确认侧钻成功。

C井原井眼与侧钻井眼轨迹对比如表2所示。

表2 C井原井眼与侧钻井眼轨迹对比

2.5 L井侧钻背景

井眼尺寸：ϕ406 mm，作业设施：钻井平台。

钻具组合：ϕ406 mm PDC 钻头+ϕ244 mm 螺杆钻具(弯角1.5°) +ϕ203 mm 单流阀+ϕ311 mm 扶正器+ϕ203 mm无磁钻铤+ϕ203mm 随钻测斜仪+ϕ203 mm 无磁钻铤+ϕ197 mm 震击器+ϕ127 mm无磁加重钻杆。

概况：PDC钻头，钻进参数钻压20 kN，排量3500 L/min，钻进至215 m，机械钻速从110～130 m/h，突降至5～10 m/h，钻压有增无减，泵压、扭矩无明显变化。上提钻具5 m左右，再次下放，未到达井底深度，钻压迅速增长。汇报基地寻求技术支持，并甩一立柱循环。后接陆地指令低参数尝试钻进。转速：15转/min，排量：570 L/min，钻压控制在20 kN之内，钻进至215 m，突然憋抬钻具。上提钻具3～5 m，扫稠浆循环，捞砂显示有较多水泥碎屑和少量铁屑。检查防碰相关井油压、套压正常，防碰扫描本井会在230 m与临井存在空间上的交叉，虽未到两井最近距离，但疑似撞临井套管，故准备悬空侧钻绕障。

2.6 L井侧钻效果

钻具组合：ϕ406 mm PDC 钻头+ϕ244 mm 螺杆钻具(弯角1.5°) +ϕ203 mm 单流阀+ϕ311 mm 扶正器+ϕ203 mm 无磁钻铤+ϕ203 mm 随钻测斜仪+ϕ203 mm无磁钻铤+ϕ197 mm 震击器+ϕ127 mm无磁加重钻杆。

侧钻时选择牙轮钻头，降低打穿套管的风险。

侧钻过程，因刚出套管鞋，划槽空间不多，增加了划槽难度，选择在130～140 m划槽，工具面左155°，排量2500 L/min，泵压：5.3 MPa，用时45 min，上下来回划槽3遍；其次在140 m定点循环造台阶20 min；再次按照0.5～1 m/h，2～3 m/h，5～7 m/h，控时钻进15 m，期间观察泵压和工具面变化情况，判断造斜效果，适时调整参数；最后按照设计钻进至215 m，根据测斜情况确认侧钻成功。

L井原井眼与侧钻井眼轨迹对比如表3所示。

表3 L井原井眼与侧钻井眼轨迹对比

3 结语

通过上述分析，对渤海地区小井斜悬空侧钻作业得到以下认知：

(1)当出现疑似防碰征兆时，悬空侧钻是一个很好的选择，在保证绕障成功的前提下，节省了水泥塞回填侧钻的时间、水泥消耗，提高时效、节省成本。

(2)不同井眼尺寸、不同井深，适当调整钻具组合，井斜越小增加划槽、控时钻进的时间，严格按照悬空侧钻程序执行，实现侧钻成功。

(3)小井斜(5～20°)，悬空侧钻很大的挑战就是井斜太小，能否顺利侧钻出去，尽快和老井眼分离，通过此次3口井侧钻的实施，证明了浅层小井斜悬空侧钻的可行性，为后续小井斜井眼悬空侧钻提供了参考，为防碰绕障提供新的手段[2]。