豆志遠，王昆劍，李 進,3，謝小品，李瑞峰，朱 培，王 偉

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300459；2.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459；3.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，天津 300459；4.中國石油西部鉆探工程有限公司，新疆 烏魯木齊 830011)

0 引 言

渤海油田A區(qū)塊是典型的高含水油田，綜合含水率為95.7%，高含水問題導致大量低產(chǎn)低效井和關停井[1-11]。A2H井于2013年8月投產(chǎn)，目前日產(chǎn)油為5 m3/d，含水率高達98.2%，而該井預測剩余可采石油地質儲量豐富，綜合治理迫在眉睫。為了滿足該井的開發(fā)需求，節(jié)省平臺井槽和開發(fā)成本，采用水平分支井技術對A2H井進行側鉆，實現(xiàn)新井眼與老井眼的輪采[12-21]。結合該井油藏地質特征，深入分析了該井鉆完井技術難點[22-23]，研究形成了渤海油田水平分支井鉆完井關鍵技術，保證了該井現(xiàn)場鉆井作業(yè)的順利實施。

1 地質概況與鉆完井難點

1.1 地質概況

A區(qū)塊位于渤海灣盆地埕寧隆起區(qū)沙壘田凸起東塊中部，是凸起的最高部位，構造整體上受基底古地貌的控制，呈披覆背斜構造特征，構造呈北東走向，構造幅度低，最大圈閉幅度為35 m，兩側發(fā)育北東東向展布的2組南掉雁列式正斷層，含油范圍內斷裂不發(fā)育。油田主力含油層段為明上段、明下段和館陶組，油藏埋深為640.00～1 380.00 m，沉積相主要為曲流河和辮狀河沉積。油藏類型以構造背景下的巖性構造油藏和塊狀油藏為主，驅動類型主要以底水驅動為主。MDT測壓和DST測試資料表明，A區(qū)塊屬于常壓超溫油藏。水平分支井A2H1井布井區(qū)域砂體穩(wěn)定發(fā)育，油層平均厚度為15 m。該砂體與A2H井水平段開發(fā)的砂體相距200 m，A2H井水平段平均滲透率為5 662 mD，孔隙度為31.5%。

1.2 鉆完井技術難點

A2H1井是A區(qū)塊的首口水平分支井，工藝及技術方面缺乏可借鑒的經(jīng)驗。綜合分析該井的地質特點及工程要求，其鉆完井技術難點主要體現(xiàn)在以下幾方面。

(1) A2H井垂直段比較短，Φ244.5 mm套管開窗點(1 800 m)處井斜高達85.00 °，水垂比達到3.08，淺層造斜率高，開窗位置井斜大，側鉆開窗難度大。同時，對窗口的質量要求高，需確保下分支井眼尾管串時壁掛式懸掛器能成功坐掛于窗口的低邊。

(2) 分支井眼軌跡比較復雜，井眼清潔難度大，水平段巖屑攜帶困難，對鉆井液性能要求高。采用Φ215.9 mm井眼一趟完鉆，撈斜向器時間長，下尾管時間間隔長，導致裸眼段浸泡時間較長，井壁易塌。因此，對鉆井液巖屑攜帶、潤滑防阻卡、防塌和儲層保護性能要求高[6,24-25]。

(3)Φ177.8 mm尾管下入分支井眼“盲找”難度大，同時，水平段較長，水垂比大，水平段巖屑床不易破壞，致使裸眼段摩阻扭矩增大，易遇阻。

(4) 主井A2H井是常規(guī)水平裸眼井，分支井A2H1井采用Φ177.8 mm尾管射孔+礫石充填完井方式，生產(chǎn)過程中要求主井和分支井既能合采又能分采，保障井的連通、隔離和重入是該井作業(yè)成功的關鍵所在。

(5) 壁掛式懸掛器和分支井眼導向器縮徑，最小內徑為154.2 mm，防砂管柱下入過程中阻卡風險高，完井作業(yè)難度大，對完井刮管洗井的質量要求高[3,26-29]。

2 鉆井工程設計

2.1 井眼軌跡設計

A2H1井主要鉆井目的層為明上段W1砂體，設計井深為2 580.09 m，垂深為747.20 m，最大井斜為89.57 °，A點垂深為745.20 m，水平位移為1 820.38 m，B點垂深為747.20 m，水平位移為2 049.73 m。綜合考慮經(jīng)濟效益及作業(yè)難度，對比了側鉆點分別為1 700.00、1 800.00、1 900.00 m的3種側鉆方案(表1)。由表1可知：方案1和方案2鉆井實施難度相當，但方案2更節(jié)省進尺；方案3較方案2最大狗腿度接近5.0 °(30 m)，鉆井實施難度大。因此，優(yōu)選該井的側鉆點深度為1 800 m左右，開窗點井斜為85.48 °，最大狗腿度為3.5 °(30 m)，進尺為773 m。該鉆井軌跡的優(yōu)點在于定向井實施難度適中，同時，較方案1節(jié)省進尺近百米，節(jié)省費用約200×104元。

表1 A2H1井不同側鉆方案對比

2.2 井身結構設計

基于井身結構設計的壓力平衡、安全作業(yè)和經(jīng)濟性等原則要求，在滿足復雜層位封隔和井控要求的前提下，應盡可能地減少套管開次，降低作業(yè)成本。該側鉆分支井眼進尺短，若設計為兩開結構(Φ215.9 mm井眼下Φ177.8 mm尾管+Φ152.4 mm裸眼)，會存在Φ177.8 mm尾管過短的問題，增加尾管下入難度。因此，為了有效增加Φ177.8 mm尾管串的懸重，降低Φ177.8 mm尾管下入和固井作業(yè)風險，側鉆分支井眼A2H1井采用著陸段與水平段一趟完鉆技術，即Φ244.5 mm套管在1 800 m處開窗，Φ215.9 mm井眼一趟鉆進至完鉆井深2 635.00 m，下入Φ177.8 mm尾管固井。Φ177.8 mm尾管下深為1 780.00～2 623.00 m，水平段長度為835.00 m(圖1)。該井身結構的優(yōu)點在于，在滿足安全作業(yè)的前提下，可有效增加Φ177.8 mm套管串的重量，降低尾管下入難度。

圖1 A2H1井井身結構示意圖

3 鉆完井關鍵技術

3.1 側鉆開窗技術

采用Baker提供的特殊設計的“一趟鉆”斜向器側鉆系統(tǒng)開窗，斜向器共包括2個部分，下部為帶有擋屑器的封隔器，上部為側鉆用的耐磨斜面部分，在其斜面有長約30 cm左右的回收孔。窗口磨鞋中安裝有壓力等級為22.43 MPa的破裂盤，可在錨定器坐掛以后通過內管柱打壓擊破破裂盤，破裂盤擊破后可建立循環(huán)流道進行開窗作業(yè)。

合理的窗口位置選擇是保證窗口質量的前提，選擇開窗位置時綜合考慮了以下幾方面因素：①斜向器錨定器坐掛位置及窗口避開套管接箍，并考慮不同作業(yè)時期的鉆井平臺補心海拔的差異。②保證開窗點的固井質量，盡量選擇開窗點的地層為泥巖段，因為泥巖段的水泥膠結質量好，泥巖段能夠給銑錐更好的反作用力，防止磨鞋提前跳窗。③窗口的工具面以左45 °至右30 °為宜，更有利于壁掛式懸掛器坐掛。④為減小鉆具組合在開窗點的磨損，開窗口袋保證在15 m左右，由于銑錐鉆開窗口袋時機械鉆速較低，開窗口袋位置的選擇應盡量在砂巖段，以便提高鉆開窗口袋的時效。同時，綜合考慮該井與鄰井的防碰影響，設計優(yōu)選該井開窗點為1 800 m左右，開窗點井斜為85.48 °。

實鉆開窗過程中，采用小鉆壓、高轉速開窗參數(shù)，保證開窗速度為0.6～0.8 m/h，每鉆進2 m左右，循環(huán)高黏度鉆井液，攜帶套管開窗側鉆產(chǎn)生的鐵屑。振動篩采用110目以上的篩網(wǎng)，并在高架槽內放置強磁，回收返出的鐵屑。錄井每30 min撈砂、留樣，根據(jù)水泥的含量和鐵屑的形狀，判斷開窗鉆具工作是否平穩(wěn)。為了避免開窗及鉆進期間，鉆具的正旋轉趨勢對斜向器的破壞，減少鉆具通過窗口的次數(shù)，保證窗口的完整性以及Φ244.5 mm套管上下窗口的平順，防止鉆具彎曲，實鉆過程中，采用Baker旋轉導向工具，可保證整個裸眼段軌跡的平滑。

3.2 鉆井液技術

為了滿足該井對鉆井液攜巖、潤滑防阻卡、防塌以及儲層保護性能的要求，Φ215.9 mm井眼鉆進采用改進型PEC鉆井液體系。該體系是一種環(huán)境友善且部分具有油基泥漿特性的水基防塌鉆井液體系，主要材料為氯化鉀、PF-JLX聚合醇等。該體系具有強抑制性、良好的潤滑性和防泥包性、良好的儲層保護效果和環(huán)境可接受性好等優(yōu)點。鉆進過程中，每300 m左右進行一次短起下鉆，機械性破壞巖屑床，充分清潔井眼，短起前利用膠液控制好鉆井液性能，每次長起后需替換新漿，確保水平段儲層保護。通過加入密度為20～30 kg/m3的PF-GREEN LUBE潤滑油并適當加入密度為5～10 kg/m3的石墨提高鉆井液的潤滑性，降低鉆具與套管及裸眼段的摩阻和扭矩。充分利用固控設備，有效降低鉆井液中的有害固相，維護良好的流態(tài)和泥餅質量，在保障鉆井液過篩性好的前提下，將振動篩篩網(wǎng)更換為84目以上的篩網(wǎng)。

鉆進至完鉆井深之后，鉆井液黏度降至50～55 s，控制鉆井液API失水小于5 mL，短起到底后充分循環(huán)，以保證井眼干凈，加入密度為10～15 kg/m3的PF-LPF(H)封堵劑和密度為120 kg/m3的NaCl穩(wěn)定井壁，保證鉆井液具有足夠的抑制性和包被性，減少巖屑分散和黏結，并加強體系的造壁性和封堵性，降低失水，有利于套管的順利到位。

短起下鉆到底后，采用無固相鉆井液置換整個循環(huán)體積的50%(井筒容積共計100 m3：Φ244.5 mm套管70 m3+裸眼30 m3)。利用充足的時間(至少3個大循環(huán)周)循環(huán)均勻，測上提下放懸重并與之前所測值進行對比，在裸眼段替入高潤滑性鉆井液，起鉆至套管內，循環(huán)處理鉆井液，加入1%的PF-BLAB塑料大球，進一步降低鉆具與套管的摩阻。

3.3 下尾管技術

該井采用Φ215.9 mm井眼鉆進至2 625.00 m，水平段較長，水垂比高達3.08，巖屑床不易破壞，同時裸眼段暴露時間長，可能導致Φ177.8 mm尾管無法下入到位。設計階段根據(jù)打撈斜向器下鉆、起鉆情況，通過敏感性分析反演摩阻系數(shù)，套管內摩阻系數(shù)取0.36，裸眼段摩阻系數(shù)取0.40作為尾管下入模擬計算依據(jù)。根據(jù)反演出的摩擦系數(shù)，優(yōu)化最佳管柱配重為：Φ139.7 mm加重鉆桿×170.00 m+Φ165.1 mm鉆挺×250.00 m+Φ127.0 mm加重鉆桿×530.00 m+Φ127.0 mm鉆桿×830.00 m +Φ177.8 mm尾管×848.00 m。模擬下尾管過程，懸重最小時的深度為1 700.00 m，懸重為26.01×103kg，井底2 625.00 m處的懸重為33.03×103kg，含頂驅懸重為23.00×103kg，可順利下入到位。

為了降低下尾管進入分支井眼“盲找”難度，在尾管串底端連接有彎角為2 °的導向彎管，開窗窗口的工具面在井眼的高邊，開窗點井斜較大，管串平躺在井眼內，導向彎管自動上翹，下放過程中，更易進入側鉆窗口。下放尾管串至窗口位置，測量并記錄管串的上提下放懸重，通過懸重變化判斷尾管是否順利進入分支井眼。若彎管順利進入分支井眼，由于裸眼摩阻增大，懸重會有所降低。若懸重無顯示，則彎管進入主井眼的可能性比較大。如果在主井眼封隔器位置遇阻，則管串進入主井眼，需要重新上提至側鉆窗口以上，保持上提狀態(tài)，轉動管串至另外的角度，重新下放，直至沒有遇阻顯示，則進入分支井眼。壁掛式懸掛器也是采用“盲找”的方式坐掛，下放至壁掛式懸掛器坐掛深度后，若無坐掛顯示，繼續(xù)下放3.00 m左右進行確認。上提坐掛深度以上5.00 m，保持管串下放狀態(tài)，正轉90 °，繼續(xù)下放嘗試坐掛，若仍沒有坐掛顯示，重復以上步驟；若有遇阻顯示，則保持管串方向，繼續(xù)重復2次確認坐掛位置。為保證壁掛式懸掛器成功坐掛，鉆井預留口袋至少在6 m以上，才能保證有充分的距離判斷壁掛式懸掛器是否成功坐掛。

3.4 分支井眼重入技術

采用Baker四級分支井技術，為了實現(xiàn)分支井和主井的封隔與連通，需要采用壁掛式懸掛器、主井眼導向器、分支井眼導向器(包括鉆井導向器和重入導向器)、主井眼暫堵封隔器等特殊工具。主要原理是通過HOOK壁掛式懸掛器將分支井完井管柱懸掛于主井筒內，壁掛式懸掛器連接在尾管串上一起下入。壁掛式懸掛器低邊有一個寬度為160.53 mm的開孔，用于和主井眼溝通，壁掛式懸掛器底部內側高邊有一個用于分支井眼導向器下入限位的凸起裝置。分支井眼導向器的作用是將鉆具導向分支井眼，當下入分支井眼導向器時，將分支井眼底端彈性抓插入壁掛式懸掛器內部，鍵槽和凸起限位裝置咬合，分支井眼導向器兩端通過O形圈和壁掛式懸掛器內部密封，分支井眼導向器可將壁掛式懸掛器低邊開口堵死，連通分支井眼，實現(xiàn)分支井眼重入。主井眼導向器的作用是將鉆具導向主井眼，當下入主井眼導向器時，將主井眼導向器插入壁掛式懸掛器內部，開口處正對壁掛式懸掛器底邊開口，連通主井眼，實現(xiàn)主井眼重入，但導通主井眼時，分支井眼不能實現(xiàn)完全的密封。

分支井眼作業(yè)過程中，主井眼需利用帶破裂盤的SC-1R封隔器實現(xiàn)暫堵，當需要連通主井眼時，通過應力破碎破裂盤即可實現(xiàn)。

3.5 分支井完井技術

該井壁掛式懸掛器和分支井眼導向器縮徑，最小內徑為154.15 mm，充填防砂管柱下入間隙小(Φ114.3 mm復合優(yōu)質篩管+Φ152.4 mm頂部封隔器)、阻卡風險高，完井作業(yè)難度大，對刮管洗井質量和井筒清潔要求高，常規(guī)刮管洗井管柱和方式難以滿足作業(yè)要求[30-33]。為了降低完井作業(yè)風險，在刮管洗井作業(yè)中采用了MTWF(Multi-Task Wellbore Filter)多功能井筒清潔器和一體式頂部封隔器(卡瓦和封隔器本體為一體式，類似彈簧片結構，可以防止下鉆過程中卡瓦提前張開并坐封)，有效提高了刮管洗井質量，保障了防砂管柱的順利下入到位。

MTWF多功能井筒清潔器由上至下依次由上部流道、毛刷總成、旁通孔、破裂盤、碎屑回收腔、篩縫過濾器、觀察孔和扶正器組成(圖2)。該工具可通過上部Baker專用毛刷和下部篩縫過濾器實現(xiàn)一趟下鉆，同時具有刮管和收集碎屑的效果。該工具在下入狀態(tài)時，毛刷總成在套管內壁摩擦力的作用下上行，下方的3個旁通孔露出，井筒流體經(jīng)旁通口進入，從上部流道流出，具有較大的流通通道，可以避免壓活塞情況的出現(xiàn)，方便管柱快速下入。刮管起鉆過程中，毛刷總成在套管內壁摩擦力作用下下行，旁通孔關閉，毛刷清潔套管內壁，毛刷將環(huán)空基本封住，環(huán)空的流體只能通過毛刷總成上部的流道進入清潔器內部，流經(jīng)碎屑回收腔，從下部本體上的篩縫過濾器流出回到下部環(huán)空，此時從套管內壁刮下來的碎屑雜物便被收集在碎屑回收腔中，隨著起鉆被帶出井筒，達到清潔井筒的目的。若多功能清潔器碎屑回收腔收集滿或者篩網(wǎng)過濾器被堵塞時，可通過環(huán)空加壓4.55 MPa，壓碎破裂盤，建立新的流體流通通道，避免起鉆過程中出現(xiàn)拔活塞的現(xiàn)象。起出井筒后，打開下部的觀察孔，倒出碎屑回收腔中的碎屑。

圖2 MTWF多功能井筒清潔器結構

4 結 論

(1) A2H1井是該油田第1口水平分支井，該井的成功實施，有效節(jié)省了井槽和開發(fā)成本，為渤海油田低產(chǎn)低效井治理和中后期大規(guī)模調整開發(fā)提供了新思路，積累了寶貴經(jīng)驗，推廣應用前景較為廣闊。

(2) 采用Φ215.9 mm井眼著陸段與水平段一趟完鉆技術，有效增加Φ177.8 mm尾管串的懸重，降低Φ177.8 mm尾管固井作業(yè)風險，同時采用改進型PEC鉆井液體系，有效保障了鉆井液攜巖、潤滑、防塌以及儲層保護性能。

(3) 多功能井筒清潔器和一體式頂部封隔器的使用，提高了刮管洗井作業(yè)質量，同時避免了管柱下入過程中封隔器意外坐封，降低了防砂管柱下入阻卡風險，保障了完井作業(yè)的順利實施。