杜雪雷，韓東東，李大偉，陳建宏，喬中山

（1. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452；2. 中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

井眼側(cè)鉆技術常用于鉆井過程中井眼軌跡發(fā)生較大偏差，不能滿足中靶需求，處理井漏、掉塊、卡鉆復雜情況及事故，生產(chǎn)井投產(chǎn)后產(chǎn)量降低、產(chǎn)能下降，評價油田地質(zhì)儲量等情況[1-4]。通常井眼側(cè)鉆技術可以分為套管內(nèi)側(cè)鉆和裸眼側(cè)鉆兩大類，對于套管內(nèi)側(cè)鉆主要是下入斜向器，通過磨銑工具對套管進行開窗側(cè)鉆；裸眼側(cè)鉆又可以分為裸眼斜向器側(cè)鉆、裸眼懸空側(cè)鉆和裸眼水泥塞側(cè)鉆作業(yè)。裸眼側(cè)鉆是鉆井過程中盡快解除井下事故和節(jié)約勘探成本行之有效的重要手段[5]。

對于裸眼側(cè)鉆作業(yè)，首選水泥塞側(cè)鉆。在水泥石強度無法滿足側(cè)鉆要求、重注水泥塞時間長、水泥石強度無法保障的情況下，綜合考慮成本與時效因素而選擇懸空側(cè)鉆。在以往的作業(yè)中，裸眼側(cè)鉆大多為同尺寸鉆頭側(cè)鉆，而對于欠尺寸鉆頭裸眼懸空側(cè)鉆技術所用甚少。龍崗69井在處理牙輪落井事故中，采用了下套管后，欠尺寸鉆頭裸眼側(cè)鉆技術[6]。與之相比，本井的問題在于水泥塞強度低，不能作為鉆頭的有效支點，增加了作業(yè)難度；同時，海上時效要求高，在水泥塞無承壓情況下，懸空側(cè)鉆更有利于節(jié)約鉆井工期。

1 背景概況

1.1 地質(zhì)概況及風險

A1井為渤海火成巖較發(fā)育的一口開發(fā)井，該井自上而下將鉆遇的地層為：第四系平原組、新近系明化鎮(zhèn)組和館陶組、古近系東營組和沙河街組。其中東營組東一段、東二段、沙河街組沙二段火成巖發(fā)育，主要為玄武巖、凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)泥巖、凝灰質(zhì)細砂巖等?；鸪蓭r地層裂縫發(fā)育，存在較多微裂隙，吸水后易發(fā)生井壁失穩(wěn)，實鉆過程中存在卡、漏、涌等風險，同時該井東營組鉆遇火山通道，火成巖更加發(fā)育。

1.2 工程概況

A1井是一口目的層為沙二段、完鉆井深在沙三段的定向井。二開φ311 mm（12-1/4″）井眼中完井深3 212 m，地層為東二上段；三開φ215.9 mm （8-1/2″）井眼分別鉆進至3 270 m、3 316 m、3 376 m發(fā)生失返性漏失，鉆井期間持續(xù)有不同程度的井下漏失，泵入各種濃度堵漏鉆井液12次，共計151 m3，全井段累計漏失鉆井液1 910 m3。先后使用9套鉆進鉆具，其中第9套鉆具鉆進至4 027 m鉆具發(fā)生斷裂，落魚長度3 377 m，進行多次打撈，無法打撈成功。決定電纜下入爆炸切割工具至3 845 m，進行爆炸切割，切割后上部井段下入φ177.8 mm（7″）尾管，封固上部漏失地層，然后使用φ152.4 mm（6″）鉆頭進行側(cè)鉆，避開底部落魚，重新鉆進至完鉆井深。

2 技術難點

2.1 側(cè)鉆點選擇

側(cè)鉆的關鍵是側(cè)鉆點的選擇，懸空側(cè)鉆點一般選擇在井眼軌跡增斜或穩(wěn)斜、地層穩(wěn)定、可鉆性好的井段[7]。根據(jù)錄井圖顯示，本井從3 676 m開始以砂泥巖互層為主，砂泥巖互層井壁易出現(xiàn)鋸齒狀，但東營組地層較硬，井眼相對較規(guī)則。原井眼從3 714 m到4 027 m井段無實時測斜數(shù)據(jù)，馬達鉆進期間全程無滑動調(diào)整井眼軌跡，無局部全角變化率較大井段；綜合考慮鉆井成本、井眼軌跡、地層巖性、全角變化率、側(cè)鉆鉆具等因素，盡可能多地保留原井眼段，決定將φ177.8 mm（7″）尾管下至3 804 m左右，距離落魚魚頂約40 m，φ152.4 mm（6″）鉆頭出上層套管鞋后直接進行側(cè)鉆，允許側(cè)鉆窗口僅有40 m左右。

φ177.8 mm（7″）尾管固井后，裸眼井段內(nèi)會留有一定的水泥塞，φ152.4 mm（6″）鉆頭出上層套管鞋后，進行水泥塞承壓試驗，試驗合格，則進行水泥塞側(cè)鉆，優(yōu)先使用30～40 L工具面進行側(cè)鉆，從老井眼左上方分離。若不滿足側(cè)鉆強度，則使用130～150 L工具面進行懸空側(cè)鉆，從老井眼的左下方分離。

2.2 欠尺寸鉆頭鉆井

小尺寸側(cè)鉆作業(yè)受到鉆井工具、鉆井排量、泵壓等鉆井參數(shù)的限制，同時還受到機械鉆速低、井眼清潔困難、井下摩阻扭矩較大等因素的影響[8]。對于小井眼開窗側(cè)鉆、裸眼水泥塞側(cè)鉆來說，成功率相對較高；但對于裸眼井段無軌跡預留情況下，懸空側(cè)鉆則較為困難。本井使用欠尺寸鉆頭φ152.4 mm（6″）鉆頭，在大尺寸井眼φ215.9 mm（8-1/2″）井眼內(nèi)懸空側(cè)鉆，鉆頭活動空間大，鉆頭出管鞋后受到φ177.8 mm（7″）尾管及近鉆頭扶正器的影響，不易貼近井壁，對井壁進行側(cè)向切削。

2.3 側(cè)鉆要求高

在長裸眼井段，多次打撈作業(yè)會對井壁井型破壞[9]。井眼的不規(guī)則、井壁的不穩(wěn)定使得側(cè)鉆作業(yè)難度加大，甚至側(cè)鉆失敗。

A1井允許側(cè)鉆井段僅有40 m左右，而本井靶點為3 895 m，距離側(cè)鉆點僅有將近90 m，若從3 806 m側(cè)鉆成功，本井預計3 900 m防碰距離大于4 m，井眼方位數(shù)據(jù)將不受“落魚”磁干擾，而本井φ177.8 mm（7″）尾管最終下深3 803.98 m，因此φ152.4 mm（6″）井眼需要在2 m之內(nèi)造出臺階，且慢慢與老井眼遠離，保證靶點附近不受磁干擾。

2.4 成功標志不明顯

在以往的側(cè)鉆過程中，側(cè)鉆成功的標志主要為：（1）通過鉆井參數(shù)分析判斷，鉆壓增大，泵壓上升，馬達工具面反轉(zhuǎn)；（2）根據(jù)機械鉆速判斷，在鉆壓為3～5 t時，如鉆進比較慢（3～5 m/h）則為出現(xiàn)新井眼；（3）通過對比分析振動篩返出，巖屑砂樣明顯增多的現(xiàn)象；（4）根據(jù)MWD提供的井斜數(shù)據(jù)，通過Compass 軟件判斷側(cè)鉆情況[10]。在兩種或兩種以上的標志去印證的情況下，可以有效判斷側(cè)鉆成功。

A1井受控時鉆進的影響，側(cè)鉆成功的標志不明顯，主要為：

（1）控時鉆進過程中，鉆井參數(shù)基本上能夠隨著鉆頭、馬達工作情況而發(fā)生較小范圍變化，但易受到主觀因素的影響；

（2）原井眼為旋轉(zhuǎn)鉆進，新井眼為馬達滑動鉆進，不同工況下鉆速可對比性較差，控時鉆進，鉆速0.3～0.5 m/h，鉆速上下波動的范圍不明顯；

（3）新井眼為φ152.4 mm（6"）井眼，每米產(chǎn)生的巖屑量為18.2 L，每小時進尺0.3～0.8 m，產(chǎn)生巖屑量僅為5.5～14.5 L，同時受上層套管內(nèi)水泥塞的影響，使得振動篩處返出的主要為水泥屑，巖屑很少，甚至沒有；

（4）鉆具組合為常規(guī)馬達鉆具，MWD距離鉆頭24 m，若依據(jù)MWD測斜信號判斷側(cè)鉆成功，則需要近30 m井段，控時鉆進距離長，時效低。

2.5 鉆井液性能要求

側(cè)鉆點位于東三段，附近為淺灰色細砂巖和褐灰色泥巖為主，泥巖易發(fā)生井壁失穩(wěn)，原井眼鉆井期間井下漏失嚴重，因此該井段井漏風險較大。綜合考慮井壁失穩(wěn)、井漏、井眼清潔等因素，需要泥漿具有低密度、高抑制、高封堵、高攜帶性能。因此，選用鉆井液體系為PEM體系，密度走設計下線1.36～1.38 g/cm3，在滿足攜砂的前提下降低鉆井液的循環(huán)當量密度；利用KCl，PF-JLX C，PF-COK等添加劑，維持鉀離子含量在70 000 mg/L，提高體系抑制性，增強東營組井壁穩(wěn)定性；向鉆井液中加入隨鉆堵漏、單項封堵劑等隨鉆堵漏材料，預防井下發(fā)生漏失。

3 A1井實例應用

3.1 鉆具組合

本井側(cè)鉆時，鉆具幾乎全部在套管內(nèi)，壓差卡鉆風險較??；在較硬地層中，馬達的造斜率要比旋轉(zhuǎn)導向高；本井在大井眼中側(cè)鉆，使用旋轉(zhuǎn)導向鉆具，鉆頭會在大井眼內(nèi)晃動，不利于鉆頭對下井壁的切削；成本方面，馬達比旋轉(zhuǎn)導向費用低。綜合考慮馬達鉆具和旋轉(zhuǎn)導向鉆具的優(yōu)缺點，決定使用馬達鉆具進行側(cè)鉆，馬達使用彎角1°的。

鉆具組合如下：φ152.4 mmPDC鉆頭+φ120.65 mm馬達（扶正套149 mm）+φ120.65 mm浮閥+φ146 mm扶正器+φ120.65 mm非磁鉆鋌+φ120.65 mmIMPULSE（MWD+LWD）+φ120.65 mm非磁鉆鋌+φ88.9 mm加重鉆桿+φ120.65 mm震擊器。

3.2 側(cè)鉆過程

鉆穿水泥塞及套管附件至3 806 m（馬達扶正套出管鞋），做承壓測試，測試水泥強度，開排量300 L/min，加壓3 t無法穩(wěn)壓，機械鉆速在30 m/h；降排量至150 L/min，加壓4 t無法穩(wěn)壓，機械鉆速在10 m/h，此時已下探至3 806.66 m，水泥塞無強度，決定控時懸空側(cè)鉆。

懸空側(cè)鉆通常分為側(cè)鉆滑槽和控時鉆進兩部分，側(cè)鉆滑槽是采用慢提快放，井眼低邊定向劃眼的措施，讓鉆頭充分切削下井壁，形成一個與原井眼的分離趨勢[11]，側(cè)鉆滑槽對于較硬的地層來說效果較差，同時本井側(cè)鉆井段僅有40 m左右，側(cè)鉆距離有限，該方法并不適用本井；因此本井選用控時鉆進，控制鉆頭在井眼的下井壁不斷切削，從井眼的低邊形成新井眼，完成側(cè)鉆。

懸空側(cè)鉆通常選在低邊的左右45°范圍內(nèi)，本井側(cè)鉆井眼方位在老井眼的左側(cè)，且需要降斜側(cè)鉆出去，因此選擇初始工具面為135 L（即低邊左側(cè)45°），控時鉆進參數(shù)見表1，控時進尺18.59 m，歷時40.75 h，側(cè)鉆成功。

表1 A1井側(cè)鉆鉆進參數(shù)Table 1 Drilling parameters of sidetracking in Well A1

3.3 側(cè)鉆完成

常規(guī)的判斷方法主要有返出鉆屑的含量變化、隨鉆測量工具MWD測量的井斜與原井眼的數(shù)值變化、鉆井參數(shù)的變化等現(xiàn)象進行判定。對于本井，首先，井眼尺寸小，每米產(chǎn)生的巖屑量為18.2 L，僅相當于整個井眼容積的1.40/000；控時過程中撈取砂樣顯示只有少量地層巖屑，始終無增多趨勢，無法通過撈砂來判斷側(cè)鉆是否成功；其次，隨鉆測量工具測點距離鉆頭零長約24 m左右，無法直觀測量到新井眼數(shù)據(jù)；因此只能通過分析鉆井參數(shù)的變化來判斷是否出現(xiàn)臺階、是否進入新地層。

通過對鉆井參數(shù)的分析，本井控時鉆進至3 815.44 m時，泵壓從17.2 MPa上漲至17.5 MPa，工具面從146 L逐漸反轉(zhuǎn)至159 L，然后不斷提高機械鉆速鉆進至3 819 m，泵壓不斷上漲至17.8 MPa，工具面反轉(zhuǎn)至176 L，初步判斷鉆頭已經(jīng)鉆入新地層，鉆頭切削地層的反作用力使工具面反轉(zhuǎn)。對于φ152.4 mm（6″）井眼使用的φ120.65 mm、彎角1°馬達，理論造斜率為11.3°/30 m，通過以往硬地層造斜率經(jīng)驗在（5～6） °/30 m左右，同時控時鉆進至3 825.35 m后，用排量300 L/min、鉆壓3 t做地層承壓試驗，下放時泵壓直接由3.4 MPa上升至8.5 MPa，承壓試驗成功。綜合鉆井參數(shù)、馬達造斜率和地層承壓試驗，初步判斷側(cè)鉆成功，不再控時鉆進。

3.4 新井眼與老井眼數(shù)據(jù)對比

實鉆數(shù)據(jù)與老井眼數(shù)據(jù)對比見表2，受到磁干擾的影響，方位數(shù)據(jù)存在誤差，實際井斜數(shù)據(jù)從3 807 m開始，逐漸從老井眼的下方分離出去。新井眼在3 815 m與老眼距離0.15 m，在3 820 m與老眼距離0.4 m，3 825 m與老眼距離0.76 m，實際控時鉆進進尺10 m左右（即3 816 m）時，鉆頭已進入新地層，側(cè)鉆成功，對于理論造斜率11.3°/30 m的立林螺桿馬達來說，實際馬達造斜率達到（6～7） °/30 m。

表2 A1井老井眼與新井眼井斜對比Table 2 Comparison of the inclination of the old wellbore and the new wellbore in Well A1

4 結(jié)論

（1）在原井眼無側(cè)鉆計劃、井眼軌跡未進行預留、水泥塞強度較差的情況下，通過控時鉆進，讓鉆頭在自身重力的作用下，不斷切削原井眼下井壁，人為制造井眼臺階，能夠從原井眼的下井壁側(cè)鉆出去。

（2）對于欠尺寸鉆頭在大尺寸井眼中懸空側(cè)鉆，無法通過鉆屑含量、井斜角、方位角變化判斷是否側(cè)鉆成功時，可以通過側(cè)鉆過程中參數(shù)的變化、螺桿馬達工具的造斜率和地層承壓試驗，判斷側(cè)鉆成功。

（3）對于側(cè)鉆距離短，地層為東營組、沙河街組較硬地層，控時鉆進更有利于懸空側(cè)鉆的成功。