水平井段注水泥塞側(cè)鉆技術(shù)在半潛式平臺的首次應(yīng)用

吳　江　羅　鳴　黃凱文　徐一龍　張　超（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江　524057）

水平井段注水泥塞側(cè)鉆技術(shù)在半潛式平臺的首次應(yīng)用

吳江羅鳴黃凱文徐一龍張超
（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江524057）

南海西部珠江口盆地W油田區(qū)域水深123 m，超過自升式平臺作業(yè)能力，需采用半潛式平臺進(jìn)行開發(fā)井鉆井作業(yè)，其中1口水平開發(fā)井C2H井?215.9 mm井段因未鉆遇較好的油氣顯示層，決定在該井水平段注水泥塞后鉆側(cè)鉆C2H1。側(cè)鉆過程中，通過優(yōu)化鉆具組合、優(yōu)選短保徑、側(cè)向攻擊性強(qiáng)的新型PDC鉆頭配合Power Drive旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具，通過滑槽、造臺階及控時鉆進(jìn)等措施成功在水平段實(shí)施側(cè)鉆，克服了該井側(cè)鉆位置深、地層強(qiáng)度高、半潛式平臺升沉大等困難。整個側(cè)鉆實(shí)施過程順利、側(cè)鉆井眼軌跡平滑、砂巖鉆遇率高、篩管下入順利并成功進(jìn)行完井。C2H1側(cè)鉆井的順利實(shí)施，為今后類似開發(fā)井的作業(yè)提供了良好的借鑒意義，為海上鉆井作業(yè)降本增效提供了強(qiáng)有力的技術(shù)支持。

半潛式；水平井；側(cè)鉆；注水泥塞

W油田的開發(fā)使用半潛式平臺鉆預(yù)鉆井，后期利用修井機(jī)回接完井。C2H井是其中一口開發(fā)古近系漸新統(tǒng)珠海組二段VI油組的水平井，四開水平井段因砂巖鉆遇率低、油層顯示效果不佳，決定在該井水平段注回填水泥塞，從老井眼下部側(cè)鉆C2H1井，由于側(cè)鉆點(diǎn)較深、地層強(qiáng)度高，而且是由半潛式平臺來完成，水平段側(cè)鉆作業(yè)難度大。

1　側(cè)鉆技術(shù)難點(diǎn)

側(cè)鉆井眼位于?215.9 mm井段，井斜86.96 °～ 91.52 °，?244.48 mm技術(shù)套管下深為2 626 m，側(cè)鉆面臨以下難點(diǎn)。

（1）下部地層抗壓強(qiáng)度高，研磨性強(qiáng)，可鉆性差。側(cè)鉆地層巖性主要為淺灰色細(xì)砂巖、粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖，硬質(zhì)夾層頻繁，地層平均抗壓強(qiáng)度超過40 MPa，而一般回填水泥塞強(qiáng)度不超過25 MPa。

（2）水平井段注水泥塞，水泥塞質(zhì)量難以保證。由于是在水平段注回填水泥塞，水泥漿易被污染且形成較長的混漿段，影響封固質(zhì)量，側(cè)鉆時常造成側(cè)鉆位置滑移，導(dǎo)致造臺階失敗。

（3）半潛式平臺會升沉，側(cè)鉆位置易滑移。半潛式平臺由于是浮式鉆井平臺，采用錨泊定位，受潮汐、海況影響始終存在升沉，惡劣海況下升沉幅度更大，這樣易導(dǎo)致側(cè)鉆位置滑移，使鉆柱側(cè)向力無法作用在固定位置，增加了側(cè)鉆難度。

（4）小井眼水平段側(cè)鉆，軌跡控制難度大。該井井眼軌跡復(fù)雜，上部井段存在反摳現(xiàn)象，側(cè)鉆位置深且處于水平井段，摩阻扭矩高，鉆壓傳遞困難，易形成托壓現(xiàn)象，加上井眼較小，環(huán)空壓耗大，排量受限，攜巖困難，易出現(xiàn)復(fù)雜情況。另外，儲層段存在砂泥互層的情況，保證鉆井液在水平井裸眼段具有潤滑性、攜砂、抑制性及儲層保護(hù)性能具有一定難度。

（5）半潛式平臺側(cè)鉆經(jīng)驗(yàn)少，技術(shù)尚未成熟。C2H1井為南海西部地區(qū)首次使用半潛式平臺在水平段進(jìn)行注水泥側(cè)鉆作業(yè)，相關(guān)技術(shù)仍處于探索階段，且海上鉆井費(fèi)用高昂，時效要求高，增加側(cè)鉆難度。

2　鉆井技術(shù)措施

2.1鉆具組合優(yōu)選

由于鉆具摩阻大，采用了加重鉆桿倒裝結(jié)構(gòu)的鉆具組合，增加鉆具懸重，同時通過減少過多的轉(zhuǎn)換配合，減少斜井段的鉆柱剛性，有利于鉆壓作用在鉆頭上，側(cè)鉆鉆具組合如下：?215.9 mmPDC鉆頭+?171.45mmPD旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具+?171.45mm Periscope+?171.45 mm Ecoscope隨鉆測井工具+?171.45 mm Telescope 隨鉆測斜工具+?171.45mm非磁鉆鋌+?203.2mm螺旋扶正器+?127 mm加重鉆桿×2根+?165.1 mm 液壓震擊器+? 127 mm加重鉆桿×6根+ ?127 mm鉆桿×159根+? 127 mm加重鉆桿×15根。

2.2旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具+新型配套PDC鉆頭

導(dǎo)向馬達(dá)可以提供較強(qiáng)的側(cè)向力，但考慮該井井眼軌跡為三維井眼軌跡，井眼軌跡復(fù)雜，常規(guī)滑動導(dǎo)向工具存在摩阻扭矩大、“托壓”現(xiàn)象，即使成功側(cè)鉆，后續(xù)水平井段鉆進(jìn)時也會面臨機(jī)械鉆速低、工具面難以控制、狗腿度大、井眼清潔難度大的問題，且鉆具長時間靠在井底，易出現(xiàn)黏卡、巖屑床等復(fù)雜情況。選擇使用Power Drive旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具可保持在連續(xù)旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)條件下井眼軌跡的控制，最佳轉(zhuǎn)速在120～150 r/min，有助于高井斜的攜砂，維護(hù)井眼的清潔，減少卡鉆的風(fēng)險，有利于實(shí)施側(cè)鉆。

為較好地同Power Drive旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具及地層相匹配，選擇短接頭、短保徑、刀翼短拋物線的剛體5刀翼19 mm齒PDC鉆頭（如圖1所示），該鉆頭側(cè)向切削力強(qiáng)，刀翼微螺旋，排屑槽寬深，適合水平段砂巖層快速鉆進(jìn)。通過采用力平衡設(shè)計，可有效減小鉆頭在井底的振動，增強(qiáng)鉆頭工作穩(wěn)定性，經(jīng)有限元模擬受力分析，側(cè)向不平衡力僅為2.33%。

圖1　C2H1井?215.9 mmPDC鉆頭

從現(xiàn)場施工情況看，從開始側(cè)鉆到確認(rèn)側(cè)鉆成功，耗時18 h，整個側(cè)鉆鉆進(jìn)過程中鉆具扭矩小，機(jī)械鉆速高，平均機(jī)械鉆速達(dá)20 m/h，總體時效較高。

2.3側(cè)鉆點(diǎn)與側(cè)鉆方向優(yōu)選

側(cè)鉆點(diǎn)選擇井深2 640 m，該深度附近機(jī)械鉆速相對較高，地層較穩(wěn)定，有利于實(shí)施側(cè)鉆。老井在井深2 640 m為2（°）/30 m增斜，方位基本穩(wěn)定在237°，選擇側(cè)鉆方向216°（左下方），有利于側(cè)鉆井眼與老井眼的分離，實(shí)現(xiàn)側(cè)鉆井眼的靶點(diǎn)要求，老井井眼軌跡數(shù)據(jù)見表1。

表1　C2H井部分井段測斜數(shù)據(jù)

側(cè)鉆過程中要求送鉆均勻，避免溜鉆、頓鉆，劃槽時上提下放緩慢，保持轉(zhuǎn)速穩(wěn)定，每次盡量下劃至同一位置，劃槽結(jié)束前測斜，觀察Power Drive近鉆頭井斜變化，根據(jù)井斜變化情況進(jìn)行定點(diǎn)造臺階?？貢r鉆進(jìn)是側(cè)鉆成功的關(guān)鍵，實(shí)施過程中送鉆要均勻，并有效控制鉆具下放速度，保持送鉆的連續(xù)性。密切注意旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向近鉆頭井斜，判斷軌跡走向，當(dāng)新井眼與老井眼的隔墻達(dá)到2 m時，適當(dāng)提高機(jī)械鉆速，當(dāng)返出全部為地層巖屑，且通過近鉆頭井斜計算新井眼與老井眼的隔墻達(dá)到3 m以上，確認(rèn)側(cè)鉆成功，按照正常參數(shù)鉆進(jìn)。本井側(cè)鉆新井眼與老井眼中心距變化如圖2所示。

圖2　側(cè)鉆新井眼與老井眼中心距隨井深變化趨勢

2.4側(cè)鉆水泥塞質(zhì)量控制

考慮到側(cè)鉆井段位于水平井段，混漿可能性大，因此頂替時通過精確替漿量、起鉆時保證鉆具內(nèi)部有一定量水泥及控制起鉆速度等系列措施減少混漿，使用高強(qiáng)度水泥漿（配方及性能見表2和表3）。鉆塞前確保水泥塞有足夠的強(qiáng)度（承壓100～150 kN，5 min無下移，視為合格）。

表2　高強(qiáng)度側(cè)鉆水泥漿配方

表3　高強(qiáng)度側(cè)鉆水泥漿性能

2.5克服半潛式平臺升沉的影響

同自升式平臺相比，半潛式平臺屬于浮動型移動式平臺，受潮汐、海流、風(fēng)浪影響一直會有升沉，半潛式平臺補(bǔ)償器能夠有效平衡平臺的升沉，確保井下鉆具穩(wěn)定，但是在平臺升沉較大時，補(bǔ)償器能力有限，鉆壓較低時補(bǔ)償器的能力無法發(fā)揮，會導(dǎo)致鉆頭離開井底，導(dǎo)致側(cè)鉆作業(yè)難以成功實(shí)施。因此現(xiàn)場通常提前專注天氣變化情況，合理安排作業(yè)進(jìn)度，選擇海況較好的條件進(jìn)行側(cè)鉆。對于側(cè)鉆位置可鉆性差，側(cè)鉆作業(yè)時間長的情況，提前掌握潮汐變化情況，拉好潮差繩，及時調(diào)整補(bǔ)償器位置，控制好鉆壓。同時如果海況比較差，根據(jù)作業(yè)實(shí)際情況來調(diào)節(jié)動力氣瓶的個數(shù)，將升沉影響控制到最小。

2.6側(cè)鉆水平井井眼軌跡控制技術(shù)

側(cè)鉆成功后，水平井軌跡要滿足中靶要求。在旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)時，根據(jù)Power Drive實(shí)時井斜數(shù)據(jù)、MWD連續(xù)井斜和方位數(shù)據(jù)判斷井眼軌跡發(fā)展趨勢，利用每柱測斜數(shù)據(jù)，應(yīng)用compass軟件實(shí)時計算側(cè)鉆井眼最近距離，判斷老井眼和新井眼的分離程度及與鄰近井眼的防碰情況，根據(jù)預(yù)鉆井井斜、方位數(shù)據(jù)（表4），設(shè)計新鉆井眼軌跡，在確保預(yù)鉆井眼平整光滑前提下滿足中靶要求。

表4　側(cè)鉆C2H1井井眼測斜數(shù)據(jù)

2.7鉆井液體系優(yōu)選

為保證側(cè)鉆過程中巖屑能夠及時返出，同時鉆壓和扭矩平穩(wěn)，要求鉆井液具有良好的攜巖性和潤滑性，此外儲層段存在砂泥互層的情況，鉆井液抑制性不足易引起井眼縮徑，導(dǎo)致后期篩管不能順利下入。為此優(yōu)選了具有獨(dú)特流變性的無固相水基鉆井液體系，該體系低剪切速率黏度大于40 000 mPa·s，API失水小于4 mL，具有優(yōu)良的攜巖性及儲層保護(hù)效果，在密度允許情況下通過加入氯化鉀+甲酸鉀協(xié)同增強(qiáng)體系抑制性，泥巖巖屑滾動回收率達(dá)94%。

3　現(xiàn)場實(shí)施效果

C2H1井通過采用Power Drive旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向技術(shù)+新型配套PDC鉆頭，配合使用具有特殊流變性能的無固相水基鉆井液體系，成功實(shí)施了在水平井段注回填水泥塞后的側(cè)鉆作業(yè)，側(cè)鉆井眼水平段長416 m，油層鉆遇率85.3%，滿足了?177.8 mm篩管的順利下入并成功完井。

4　結(jié)論與建議

（1）C2H1井側(cè)鉆作業(yè)的順利實(shí)施，表明在水平段注回填水泥塞，利用半潛式平臺進(jìn)行側(cè)鉆，要綜合考慮井眼軌跡特點(diǎn)、地層可鉆行性、水泥塞質(zhì)量及天氣海況等因素，通過優(yōu)化鉆具組合、優(yōu)選側(cè)鉆工具、選擇合適的側(cè)鉆點(diǎn)及側(cè)鉆方向、優(yōu)化鉆井液性能，能夠保證側(cè)鉆成功率。

（2）水平井段注回填水泥塞側(cè)鉆要確保水泥塞的穩(wěn)定性，防止側(cè)鉆點(diǎn)位置的水泥塞垮塌引起卡鉆等復(fù)雜情況。劃槽、造臺階、控時鉆進(jìn)等措施適用于硬地層、水平井側(cè)鉆作業(yè)，無固相水基鉆井液體系獨(dú)特的流變性及抑制性，能夠很好地滿足該區(qū)域水平井鉆井作業(yè)。

（3）半潛式平臺在水平井段側(cè)鉆，難度高、經(jīng)驗(yàn)少，充分的鉆前準(zhǔn)備工作是保證側(cè)鉆成功率的前提，提前掌握天氣狀況，合理安排作業(yè)計劃，選擇在較好海況下實(shí)施側(cè)鉆能夠減少平臺升沉，避免惡劣天氣帶來的不良影響。

［1］董星亮.海洋鉆井手冊［M］. 北京：石油工業(yè)出版社，2011.

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(修改稿收到日期2015-02-10)

〔編輯付麗霞〕

First application of cementing plug side tracking technology in horizontal wellbore on semi-submersible platform

WU Jiang, LUO Ming, HUANG Kaiwen, XU Yilong, ZHANG Chao
（Zhan jiang Branch of CNOOC, Zhan jiang 524057,China）

Sidetracking is a method that drilling a new wellbore after cementing plug in original wellbore, this method is good credibility and have a high rate success. C2H is a horizontal development well, the ?215.9 mm wellbore have not drilled the good oil formation, therefore it was decided to sidetracking the well of C2H1 after cementing plug. Using short gage and strong attack performance PDC bit coordinate Power Drive rotating guide tool, optimized BHA and used near-bit inclinometering results to control wellbore trajectory. Using the measures of chute and manufacturing steps and control time drilling to sidetracking, controlled the drilling parameters to solve the difficulties of deep sidetracking location and high strength formation and heave of the semi-submersible platform and completed the sidetracking wellbore successfully. The ?215.9 mm wellbore of C2H1 have a good oil formation, the trajectory was smooth and the completion screen pipe was downed successfully into the wellbore. The operation of sidetrack drilling was smoothly in C2H1, which had a good reference for similar wells.

semi-submersible; horizontal well, side tracking; cement plug

TE243

A

1000 – 7393（ 2015 ） 02 – 0044 – 03

10.13639/j.odpt.2015.02.012

吳江，1983年生。2010年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京）油氣井工程專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)主要從事海洋石油鉆井工藝及油氣層保護(hù)方面的研究工作，工程師。電話：0759-3911890。E-mail：wujiang2@cnooc.com.cn。

引用格式：吳江，羅鳴，黃凱文，等. 水平井段注水泥塞側(cè)鉆技術(shù)在半潛式平臺的首次應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2015，37（2）：44-46, 50.