悬空定向侧钻技术在页岩气水平井的研究和应用.pdf

中国科技期刊数据库 工业 A 收稿日期：2023 年 12 月 25 日 作者简介：王建昌（1981-），男，汉族，大学本科，工程师，研究方向为钻井技术现场研究和实践。-21-悬空定向侧钻技术在页岩气水平井的研究和应用 王建昌 中原石油工程有限公司西南钻井分公司，四川 成都 841000 摘要：摘要：页岩气水平井逐渐成为国内外页岩气开发的主力井型，部署在川东高陡褶皱带万县复向斜江东带的一口页岩气水平井，在钻至井深 5525m，水平段长 1419m，发生螺杆落井事故，被迫裸眼侧钻。面对水平段注水泥浆风险高、水泥塞质量难保证、井底温度高等难点，充分调研类似井处理方案，优选悬空定向侧钻技术，主要依靠钻具组合自然下降的趋势，具有施工周期短、成本低的特点。通过对轨迹设计、侧钻点的选择、工具优化、施工工序和后期作业等方面分析论证。在该井中运用双扶正器和 1.25弯螺杆钻具组合，配合 LWD 测量系统，从侧钻点5430m 进行控时钻进，达到降斜和摆方位的目的，两趟钻钻至完钻井深 6118m，并顺利完成通井下套管作业，为今后悬空定向侧钻技术运用提供了宝贵经验。关键词：关键词：悬空定向侧钻；页岩气；水平井；技术；钻井；井眼轨迹 中图分类号：中图分类号：TU 1 概述 某井为中石化涪陵页岩气示范区的一口开发井，井型水平井，该井位于四川盆地川东高陡褶皱带万县复向斜江东带的江东鞍部，目的层上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组下部优质页岩气层段，设计完钻井深6250m，水平段长 1989.5m，井身结构见下表 1。该井三开采用 215.9mm 钻头钻进至井深 5525m，地层五峰组，井斜 90.10，方位 192.77，垂深3665.87m，水平位移 1997.28m，水平段长 1419m。A靶井深 4106m，井斜 93.75，方位 196.77，垂深3675.82m，水平位移 928.92m，在定向过程中螺杆钻具发生疲劳断裂，造成螺杆驱动头、下部近钻头工具和钻头落井。落鱼结构：螺杆驱动轴0.54m+近钻头仪器1.11m+钻头0.25m，落鱼总长 1.90m，鱼顶位置5523.60m。经过多次打捞落鱼上提至 5482.5m 再次遇卡，后期井壁出现不稳定，起钻准备悬空定向侧钻。2.前期准备工作 2.1 侧钻点选择 侧钻点的选择原则有以下几点：(1)侧钻点要满足地质设计和工程设计的要求，有利于后续施工及完井作业。(2)侧钻点应在稳定、可钻性好、无油气显示的地层。(3)避开井眼不规则、井径扩大率大和复杂的井段。(4)尽量以调整井斜为主，其次是方位。(5)事故井最好选在事故井段以上 50-100m。根据以上原则，考虑到实钻轨迹、地层层厚、鱼顶位置等方面，井段 5420-5460m 为号小层中下部，距五峰组底部约 1.5m。该段为全力增斜井段，井斜由87增至 91，方位 192，地层倾角约 89.5-90.5。侧钻点选定为井深 5430m，井斜 87.14，方位192.04，垂深 3366.12m，水平位移 1912.68m。2.2 侧钻工具的优选 侧钻工具有弯接头加直马达和弯壳体马达，前者可选择不同角度的弯接头来满足侧向力要求，多使用于大井眼、小井斜、硬地层等情况。后者可选用不同 表 1 页岩气水平井井身结构数据表 开钻 次序 设计 实际 钻头尺寸 mm 井深 m 套管尺寸 mm 下深 m 钻头尺寸 mm 井深 m 套管尺寸 mm 下深 m 导管 1 914.440 72040 914.440 72040 导管 2 609.6400 473.1400 609.6400 473.1399.5 一开 406.41302 339.71300 406.41307 339.71284 二开 311.23782 244.53780 311.23501 244.53498.71 三开 215.96250 139.76240 215.96118 139.76112 中国科技期刊数据库 工业 A-22-角度的弯壳体来配合单扶正器或双扶正器来提供侧向力，多使用于地层可钻性好、井眼尺寸小、井斜大的情况，可发挥其旋转钻进的优势，达到连续造斜的特性，能够一趟钻完成侧钻和新井眼的施工，提高钻井效率。定向侧钻中采用 1.25单弯螺杆配合双扶钻具组合，优选新永佳产 7LZ216/47.01.25弯螺杆，弯距长度 1.64m，配备210mm 三瓣式偏心直棱扶正器，上扶正器直径采用 208mm 螺旋式。钻头选用短刀翼 PDC 钻头来增强定向能力，强化保径防止大段滑动钻进磨损保径形成小井眼，优选了史密斯产 Q505FX，具有 5 刀翼双排 16mm 复合片，鼻部带有 3 个锥形减震齿，保径长度 13cm，并使用 13mm复合片来强化保径。鉴于侧钻点水平段长达 1324m，为了解决托压和工具面控制的问题，优选出国民油井产172mm 水力振荡器，在 30l/s 排量下震击频率达 16-17HZ，压力损失为3.9MPa，安装位置位于仪器上方 100m。2.3 轨迹设计 侧钻点选定为 5430m，设计井段 5430-5440m 进行控时钻进降斜，井段5440-5460进行控时降斜增方位，且保证侧钻井眼较老井眼垂深下沉 0.5m 左右，侧钻过程中根据夹壁墙厚度，逐步调整工具面进行增斜，避免出层。钻至在 5525m 恢复原井深后按地质导向指令控制轨迹，轨迹设计见下表 2。2.4 井筒准备 组合侧钻钻具下钻，钻具组合为215.9mmPDC 钻头+172mm 单弯螺杆（1.25210mm）+208mm扶正器+止回阀+177mm短无磁钻铤+LWD悬挂短节+127mm 加重钻杆2 根+127mm 钻杆9 根+172mm水力振荡器+127mm 钻杆+旁通阀+139.7mm 钻杆，按规定扭矩紧扣，准确测量入井螺杆的高边线与 MWD仪器角差。下钻至侧钻点以上井深 5423m，采用 30l/s大排量充分循环井眼两周，确保井眼畅通，调整油基钻井液性能，满足侧钻长时间滑动钻进要求，确保无粘卡。3.悬空定向侧钻工艺 3.1 侧钻参数 下钻到底计算好方入，循环洗井后调整至钻进排量，按照表 3 侧钻参数表进行施工，具体施工阶段为：通划造台阶-控时降井斜-控时摆方位-滑动调轨迹。表 2 侧钻轨迹设计表 实钻轨迹 侧钻轨迹 测深（m）井斜（）方位（）测深（m）井斜（）方位（）5419.12 86.99 192.51 5419.12 86.99 192.51 5429.09 87.00 192.07 5430.00 86.50 193.00 5439.08 88.52 191.72 5440.00 86.50 194.50 5449.06 90.32 192.16 5450.00 87.00 196.00 5458.99 91.02 192.55 5460.00 88.00 197.00 5468.88 90.71 193.21 5470.00 89.00 198.00 5478.78 90.16 193.04 5480.00 90.50 198.00 5488.42 90.12 193.65 5490.00 92.00 198.00 5498.21 90.67 193.47 5500.00 93.50 198.00 5507.83 90.82 192.77 5515.00 93.30 198.00 5525.00 90.10 192.77 5525.00 93.00 198.00 表 3 悬空定向侧钻参数表 侧钻阶段 井段（m）钻压（KN）段长（m）工具面（）钻时（h/m）通划造台阶 5422-5430 0 8 150-180 控时降井斜 5430-5438 5-10 8 150-180 3-2 控时摆方位 5438-5445 10-30 7 100-130 2-1 滑动调轨迹 5445-5458 30-80 13 30-40 0.5 5458-5473 50-80 15 0-20 0.5 中国科技期刊数据库 工业 A-23-3.2 侧钻操作规程 通划造台阶。循环下放至侧钻点 5430m，排量29l/s，寻找工具面 160，钻柱做好标记，之后禁止转动钻柱，下放钻柱时控制下至点。上提下放钻柱拉划下井壁，拉划时间总计 12h，控制下放速度，分两段来完成，第一段 5429-5425m，第二段 5429-5420m，上止点可控制 1-2m。控时降井斜。通过通划在下井壁形成分槽，侧钻点 5430m 处造出台阶，满足滑动定向钻进。继续下放钻柱小钻压滑动钻进，均匀送钻，定向工具面位于160左右。控时钻进 3-2h/m，采取钻柱以 0.2m 为划线记录钻时，观察泵压变化。控时摆方位。随着进尺不断增加，面临增厚夹壁墙和地质层位的限制，轨迹逐步转化为增加方位，工具面角调整至 130-100。由于侧钻点深，工具面反应时间长，分多次增加钻压进行调整，严格控制全角变化率。密切记录钻压、钻时、工具面、泵压等参数变化，期间以动态井斜方位来监测井眼轨迹变化情况，观察返出岩屑情况，判断井下安全。滑动调轨迹。由于侧钻轨迹位于优质页岩底部，在夹壁墙足够下逐渐增加井斜，调整轨迹走目的层中部。目前新井眼已形成，可逐步增加钻压来调整工具面，为确保横向夹壁墙，滑动钻进 13m 以摆方位同时增加井斜。通过动态测斜数据分析井斜下降较快，避免轨迹出层，需大力增斜 15m，工具面控制在 0-20。修整窗口。钻至 5480m 短起钻至窗口，开泵至正常排量 29l/s，下放时调整工具面 160，之后正转和反转 90上提，每个方向重复两次，对窗口处进行划眼修整，并对夹壁墙薄弱处进行人为破坏，防止掉块卡钻。修整完毕后继续钻至井深 5525m，恢复原井深后按地质导向指令控制轨迹。图 1 JY井侧钻井眼轨迹图 3.3 后续作业 继续钻进。侧钻成功后继续采用双扶钻具钻进至井深 5542m，起钻更换钻头螺杆，起钻中窗口无显示，钻头保径磨损严重，直径减小 8mm。下入无扶螺杆+PDC钻头，由于更换钻具组合，至窗口处均有遇阻显示，通过控制工具面滑动下放穿过窗口，到底恢复正常钻进，钻井参数：钻压 80-100KN，转速 50-60rpm，扭矩24-26kN.m，排量 29L/s，泵压 27MPa，密度 1.50g/cm3，通过两趟钻钻进至完钻井深 6118m。通井。采用牙轮钻头配合双扶进行通井，优化扶正器位置和尺寸，位置在 18m 和 27m 左右，尺寸满足下入套管刚性需求。钻具组合为215.9mm 牙轮钻头+止回阀+127mm 加重钻杆2 根+206mm 扶正器+127mm 加重钻杆1 根+210mm 扶正器+127mm 加重钻杆1 根+127mm 钻杆+旁通阀+139.7mm 钻杆，下钻至窗口顺利进入，通井到底后大排量循环一周测油气上窜速度，并检查井底沉砂。下套管。为确保套管顺利通过窗口，调整扶正器安放位置来改变底部套管受力，使浮鞋受到套管重力影响将处于井眼下井壁。管串结构：浮鞋+139.7mm套管1 根+浮箍+139.7mm 套管1 根+浮箍+139.7mm 套管+心轴+联顶节，前两根套管未加扶正器，水平段 1 根加入 1 只扶正器。下套管至窗口以上 100m处循环钻井液一个迟到时间，通过窗口时控制速度，均匀下放，防止猛刹猛顿，到底坐心轴开泵顺利，循环三周后准备固井作业。固井。注水泥主要考虑到窗口处大肚子，老井眼油基钻井液置换污染水泥浆。主要从增加冲洗隔离液量来提高冲洗效果；调整尾浆数量来确保水平段固井质量，将增加尾浆和减少领浆量来确保水平段固井质量。4.结论（1）悬空定向侧钻技术在页岩气水平段能够顺利完成钻完施工，关键是井眼要以降斜侧钻造出新井眼，后期作业可利用管柱重力自然下降而通过窗口。（2）悬空定向侧钻技术关键工序为侧钻点上部进行通划造台阶和控时滑动钻进。（3）侧钻出新井眼后必须对井壁修整，增大其扩大率和窗口比例，并对夹壁墙薄段处进行人为破坏。（4）侧钻钻具组合具有多样化，选择要以优快和中国科技期刊数据库 工业 A-24-安全为主。参考文献 1王恒.裸眼侧钻关键技术的研究与应用J.探矿工程(岩土钻掘工程),2011,38(S1):26-29.2王朋飞.焦石坝探区裸眼侧钻技术J.钻井工程,2016:38-41.3许岱文,梅景斌,郑传奎,等.分支水平井技术在伊拉克 HFY 油田的应用J.石油钻采工艺,2014,36(2):38-41.