元壩12-1H超深井開窗側鉆技術

王劍波胡大梁

（1.中國石化西南油氣分公司元壩氣田開發建設項目部，四川閬中 637400；2.中國石化西南油氣分公司石油工程技術研究院，四川德陽 618000）

元壩12-1H超深井開窗側鉆技術

王劍波1胡大梁2

（1.中國石化西南油氣分公司元壩氣田開發建設項目部，四川閬中 637400；2.中國石化西南油氣分公司石油工程技術研究院，四川德陽 618000）

引用格式：王劍波，胡大梁.元壩12-1H超深井開窗側鉆技術［J］.石油鉆采工藝，2015，37（6）：9-12.

元壩氣田長興組氣藏儲量巨大，但由于氣藏埋深接近7 000 m，面臨多壓力系統、井底高溫高壓、高含硫化氫等諸多技術難題。元壩12-1H井作為第1口實施開窗側鉆的開發井，鉆井過程中遇到開窗點超深、地層可鉆性差、超深井測量信號傳輸困難、地層溫度高等技術難點。根據目標靶點結合實鉆井眼軌跡，優化井眼軌道設計方案，優選開窗點位置，避開套管接箍和復雜層位，采用卡瓦坐封式斜向器+硬地層專用銑錐進行開窗作業，選擇適合小井眼和耐高溫的無線隨鉆儀器和螺桿鉆具，優化調整鉆具組合，形成了適用于元壩超深井的開窗側鉆鉆井技術。該井自6 330 m處開窗，開窗時間26 h，側鉆至井深6 955 m完鉆，最大井斜62.4°，全角變化率控制在16（°）/100 m以內，側鉆總進尺625 m，鉆遇各類氣層88.6 m，保證了地質目標的實現，為同類井的施工提供了較強的技術支撐。

元壩；超深井；開窗；側鉆；軌跡控制

元壩氣田位于四川省廣元、南充和巴中市境內，構造位置在四川盆地九龍山構造帶南翼、通南巴背斜帶西南側，是中國石化繼普光氣田之后在四川盆地發現的又一個大型海相氣田，主力儲層長興組埋深近7 000 m［1-3］。元壩12-1H井是部署在四川盆地川東北巴中低緩構造的一口斜導眼水平井，目的層是長興組中部的灘核儲層，斜導眼完鉆后，由于地質靶點調整，需實施開窗側鉆定向井，側鉆施工克服了高溫、高含硫、超深等多個技術難題，創造川東北地區開窗位置最深和開窗時間最短2項新紀錄。

1　斜導眼設計

該井A、B靶點垂深為6 800 m和6845 m，設計先打斜導眼揭開儲層后再回填側鉆，造斜點選擇在6460 m，側鉆點井深6 660 m，造斜率22（°）/100 m和15（°）/100 m。井身結構采用五開制（見表1），裸眼完井。

表1　斜導眼設計與實鉆井身結構

該井鉆至井深6 920 m斜導眼完鉆，鉆井周期341 d，全井平均機械鉆速2.12 m/h。斜導眼實鉆長興組地層247 m，儲層對比表明該井儲層發育較相鄰元壩12井差，且儲層底部含水特征明顯，按原水平井方案實施水平鉆井鉆遇水層風險極大，決定調整靶點，實施側鉆定向井方案。

2　開窗側鉆主要難點分析

該井四開套管下深6 630 m，對應垂深為6 621.59 m、井斜22.47°、方位64.93°，側鉆靶點垂深6 770 m，靶前距離328 m，與四開套管鞋位置的水平距離為234.17 m，若從套管鞋以下裸眼段開始側鉆，則需要從實鉆井眼的反方向鉆出，最大全角變化率達到70（°）/100 m，勢必造成起下鉆摩阻增大，影響定向段安全鉆進，并導致套管下入不到位。因此，側鉆點需選擇在直井段，即井深6 360 m以上井段，分析施工主要難點如下［4-6］。

（1）開窗側鉆點井深超過6 000 m，是目前元壩地區開窗側鉆位置最深的井，國內外可借鑒資料少，鉆井施工難度大。

（2）開窗套管為?193.7 mm，壁厚12.7 mm、鋼級為110TSS，套管鋼級高、壁厚較厚，對開窗工具硬度、耐磨性要求高，開窗難度大。開窗完成后，如果窗口修整不好，起下鉆在窗口處容易掛卡，對窗口的保護難度較大。

（3）窗口附近地層巖石壓實程度高、硬度較高，開窗定向鉆進速度較慢。

（4）目的層硫化氫含量4.36%～6.32%、溫度高達150 ℃以上，對定向使用的MWD隨鉆測量儀器、井下動力鉆具等要求高。在前期施工的Y103H井、Y124-C1井中均多次出現儀器無信號問題，不得不起鉆檢查，降低了生產時效。另外由于井超深，工具面的調整、測量信號的傳輸都極大程度也受到限制，軌跡精確控制難度大。

3　開窗側鉆技術

3.1側鉆井眼軌道設計

開窗位置選擇飛仙關組四段地層，巖性為褐灰色泥質灰巖、灰色含泥灰巖，巖性穩定，可鉆性好，不含油氣水層，適合實施開窗作業。根據靶點坐標和斜導眼實鉆軌跡，用Compass井眼軌道設計軟件優化計算，確定開窗側鉆點位置在6 330 m處，采用“直—增—穩”三段制井眼剖面，造斜率15（°）/100 m，最大井斜角54.67°、方位角308.17°、井底閉合距294.14 m。

3.2側鉆井身結構設計

根據該井斜導眼實鉆過程中錄井解釋情況，自飛仙關組四段至長興組，僅在飛仙關組二段井深6 564～6 574 m鉆遇微含氣層，全烴含量由1.149%上升到1.657%，整體氣顯示較弱，因此具備五開完鉆的條件，即將飛仙關和長興組置于同一裸眼段內。在?193.7 mm套管內采用?165.1 mm銑錐開窗，開窗成功后，使用?165.1 mm鉆頭定向鉆進至設計井深。開鉆使用鉆井液密度約1.6 g/cm3，鉆進過程中逐步下調密度至1.3 g/cm3左右，保證長興組儲層段鉆進安全和保護儲層。若密度無法降至1.6 g/cm3以下，則在鉆至飛仙關組一段底部后，下入?139.7 mm尾管固井封隔飛仙關組地層，然后采用?114.3 mm鉆頭鉆至設計井深完鉆，側鉆井井身結構設計見表2。

3.3開窗方式及工具優選

常用的開窗方式是斜向器+銑錐和段銑2種方式，與段銑開窗相比，銑錐開窗具有套管切削量小、作業時間短的優點［7-9］，結合元壩地區開窗技術應用情況，4口側鉆井均使用斜向器+銑錐開窗，平均開窗時間17.3 d，見表3，元壩12-1H井采用斜向器+銑錐開窗方式。

表2　側鉆井身結構設計

表3　元壩地區開窗側鉆井統計

優選Spartek斜向器和銑錐開窗，斜向器的導斜面采用多弧面設計，對銑錐扶正效果好，保證開窗方位，避免窗口偏移使方位不準；導斜面硬度達HRC45～50，減少對造斜體的銑削量，鉆壓容易控制，減小了憋鉆和跳鉆，減少后續修窗工作量，使窗口形狀更加光滑平整，符合理論形狀，減少窗口毛邊；保證銑錐按照預定的軌跡進行開窗和鉆進，避免提前出窗或開窗后沿套管鉆進現象的出現，避免形成死臺階。斜向器錨定機構采用雙液缸、四組卡瓦液壓錨定機構，承壓能力高。錐面錐體及配套的卡瓦采用斜平面配合，提高居中度，同時避免在開窗過程中因震動造成卡瓦在錐體上發生蠕動及相對運動，導致卡瓦收縮，引起導斜器松動；特殊自鎖結構設計，優化上、下錐體之間的鎖緊中心桿扣的角度，采用軸向、周向全方位自鎖；錨定卡瓦特殊設計及硬化處理，提升錨定機構的錨定質量，避免導斜器錨定后發生移動。

優選硬地層專用復合銑錐，可以用于抗壓強度超過136 MPa 的地層。銑錐頭部尖點偏離本體中心線一定距離，與導斜面垂向大斜度相配合，提高銑錐和導斜面配伍性，減小開窗扭矩，并能有效破除死點。選用不同的硬質合金塊和硬質合金焊條，能最大程度上滿足開窗時速度和壽命的最佳匹配；對銑錐進行熱處理及硬質合金敷焊，增強銑錐對硬地層的攻擊力，保證銑錐本體性能及使用壽命。

3.4開窗技術措施

3.4.1井眼準備

（1）下光鉆桿6 450～6 250 m和6 900～6 600 m打兩段水泥塞，水泥塞長分別200 m和300 m。

（2）掃塞至6 330 m作承重驗證，保證水泥塞封固裸眼井段的強度，防止懸掛器無法坐掛時承重能力不足。

（3）在導斜器和錨定器入井前用刮管器在窗口上下20 m 井段反復刮削5次以上，循環洗井，確保導斜器正常坐封，并保證井眼暢通。

（4）使用長度不低于4 m 和外徑不小于160 mm的通井規通井。

3.4.2斜向器錨定

（1）下入斜向器到預定位置后，下入測量儀器并對斜向器進行方位調整。

（2）開泵循環1周，直到井筒出口鉆井液干凈、無雜質；投入鋼球，開泵憋壓，坐封斜向器。

（3）下放鉆具加壓 5～6 t確認斜向器坐封是否牢固，轉盤正轉 30圈以上，起出送入工具。

（4）勻速起鉆，起鉆過程中遇卡不能硬提，防止井口和防噴器組掛卡送入工具。

3.4.3開窗作業（1）開窗鉆具組合：?165 mm銑錐+變扣接頭+回壓閥+?101.6 mm加重鉆桿×41根+?101.6 mm鉆桿×285根+變扣接頭+?139.7 mm鉆桿。

（2）下鉆至斜向器頂部3 m左右，多次輕壓慢放探實斜向器魚頭位置。

（3）將銑錐送到開窗點位后，下壓 20 kN，并在方鉆桿上作好標記（加壓點為窗口上端位置），隨后將方鉆桿上提 0.5 m，開始銑窗作業。開窗作業推薦參數見表4。

表4　開窗作業推薦鉆井參數

（4）銑錐進出窗口時應低速、勻速，防止憋壞、掛壞窗口，根據破死點情況可適當增加鉆壓。水泥環的結構形式將影響銑窗的轉速和鉆壓，根據現場情況對銑窗參數進行優化。

（5）開窗時，如在同一點磨銑5 min后仍無進尺，則考慮改變鉆井參數。

（6）在開窗和以后施工中，在窗口部位的上、下活動和起下鉆要謹慎，遇卡處理要小心，防止造成窗口破壞或窗口遇阻變形。

3.4.4修窗作業（1）為保證窗口質量，從開窗點到出窗位置要進行 3次左右修窗；（2）修窗時，鉆壓控制在 20 kN以內，轉速90～120 r/min，送鉆均勻、平穩；（3）銑錐進出窗不憋不掛時，修窗結束。

3.4.5驗窗作業（1）勻速上提鉆具到導斜器頂部以上后，再下放到出窗位，鉆壓變化不超過20 kN；（2）檢查并記錄條件、磨損情況、計算測量銑錐上銑窗段以檢驗窗口條件是否可接受；（3）驗窗結束后，下入常規鉆具組合通過窗口時無阻卡即證明開窗結束。

4　應用效果

該井于2014年10月底完成2次打水泥塞作業，井段為6 600～6 900 m和6 250～6 450 m。候凝結束后，掃塞至井深6 350 m，下入刮管器刮管后下?162 mm通徑規通至井深6 350 m。11月下斜向器至井深6 632 m，坐掛丟手成功；下配套銑錐進行開窗作業，開窗成功后經反復上下提放修窗均無掛卡。為確保窗口的安全，下入新銑錐再次進行修窗作業，之后下入PDC鉆頭進行驗窗和鉆領眼，下鉆順利、起下鉆均無掛卡現象，表明形成的窗口形狀規則，能夠滿足起下鉆和正常鉆進要求。

驗窗后開始正常定向鉆進，選用抗溫175 ℃、抗壓150 MPa以上的?127mm1.5°單彎螺桿和抗高溫MWD儀器，鉆具組合為：?165.1mmPDC鉆頭+?127mm1.5°螺桿+回壓閥+?121 mm無磁鉆鋌+MWD短節+?101.6 mm加重鉆桿×27根+旁通閥+?101.6 mm加重鉆桿×14根+?101.6 mm鉆桿×283根+?139.7 mm鉆桿，以復合鉆進為主、滑動導向鉆進為輔，12月10日鉆至井深6 955 m完鉆，垂深6 793.89 m，最大井斜62.4°，全角變化率控制在16（°）/100 m以內。側鉆總進尺625 m，鉆遇各類氣層88.6 m，順利完成地質目標。

5　結論及建議

（1）元壩超深井側鉆采用斜向器+復合銑錐開窗，開窗作業前要做好老井眼的處理工作，確保斜向器順利下入。斜向器的設計下入深度及陀螺儀的定位需要準確無誤，以降低軌跡控制難度。

（2）套管開窗位置應選擇在固井質量好、巖性穩定的地層，盡量避開地層巖石破碎帶，易塌、易漏、等復雜層位，并避開套管接箍。

（3）超深井應該選擇性能可靠的耐高溫定向儀器和螺桿鉆具，以保證儀器和螺桿鉆具正常工作，避免因儀器或螺桿原因造成起下鉆或井下故障。

［1］胡大梁，嚴焱誠，劉匡曉，等.超深水平井元壩103H 井鉆井技術［J］.石油鉆采工藝，2012，34（6）：14-17.

［2］何龍，胡大梁.元壩氣田海相超深水平井鉆井技術［J］.鉆采工藝，2014，37（5）：28-32.

［3］蒲洪江，蘭凱，劉明國，等. 元壩101-1H 酸性氣藏超深水平井優快鉆井技術［J］.石油鉆采工藝，2015，37（2）：12-15.

［4］陳道元，趙洪濤.深部開窗側鉆井元壩1-側1井固井技術［J］.石油鉆采工藝，2009，31（1）：38-41.

［5］唐志軍，周金柱，趙洪山，等. 元壩氣田超深水平井隨鉆測量與控制技術［J］. 石油鉆采工藝，2015，37（2）：54-57.

［6］張金成，張東清，張新軍.元壩地區超深井鉆井提速難點與技術對策［J］.石油鉆探技術，2011，39（6）：7-10.

［7］閆友勇，雷宇，屈志平，等.雙層套管開窗關鍵技術應用［J］.石油鉆采工藝，2012，34（3）：115-118.

［8］張德榮，孔春巖，劉春林. 雙層套管開窗工藝設計［J］.鉆采工藝 2013，36（2）： 30-33 .

［9］孫經光，沈付剛，姚書義.套管開窗側鉆斜向器中途坐封卡鉆事故處理技術［J］.石油鉆采工藝，2013，35（3）：111-113.

（修改稿收到日期 2015-10-24）

〔編輯 薛改珍〕

Window sidetracking technology in ultra-deep Well Yuanba 12-1H

WANG Jianbo1，HU Daliang2
（1.Deνelopment and Construction Department of Yuanba Gasfield，Southwest Oil & Gas Company，SINOPEC，Langzhong 637400，China；2. Research Institute of Petroleum Engineering，Southwest Oil & Gas Company，SINOPEC，Deyang 618000，China）

The gas reservoir in Changxing Group of Yuanba Gasfield is very huge. Owing to the fact that the gas reservoir is buried about 7 000 m underground，many technical difficulties such as multi-pressure system，high bottom hole temperature，high bottom hole pressure and high bottom hole hydrogen sulfide content are encountered. In the course of drilling of Well Yuanba 12-1H as the first development well to which the window sidetracking technology is applied，the technical difficulties such as ultra-deep window opening point，low drillabillity of formation，and difficult transmission of measurement signal in ultra-deep well and high temperature of formation have been encountered. On the basis of the target and actual wellbore trajectory，the wellbore trajectory design program has been optimized，the position of window opening point has been properly selected，the collar of casing and complicated formation have been avoided，the slip packer whipstock and special milling cone for hard formation have been used to carry out the window opening operation，the temperature-resistant wireless MWD tools and screw drill tools which are suitable for small wellbore have been selected，the combination of drilling tools have been optimized and adjusted，and the window sidetracking drilling technology suitable for ultra-deep well Yuanba has been formed. As for the well，the window is opened from the location of which the depth is 6 330 m，the window open time is 26 h，the sidetracking is completed at the depth of 6 955 m，the maximum hole deviationinclination is 62.4 °，the whole-angle change rate is controlled as lower than 16（°）/100 m，the total sidetracking footage is 625 m，and the depth of various gas pools encountered is 88.6 m，all of which guarantee the achievement of geological objective，and provide the relatively strong technical support for operation in similar wells.

Yuanba； ultra-deep well； windowing； sidetracking； trajectory control

TE243

A

1000-7393（ 2015 ） 06-0009-04 doi:10.13639/j.odpt.2015.06.003

國家科技重大專項課題“低滲氣藏復雜地層高效鉆井關鍵技術”（編號：2011ZX05022-005）部分研究成果。

王劍波，1963年生。1983 年7 月畢業于西南石油學院鉆井工程專業，長期從事油氣田鉆完井技術研究、生產和科研管理工作，現任中國石化集團公司高級專家、西南油氣分公司元壩氣田開發建設項目部副經理，教授級高級工程師。電話：0817-6273675，18583379766。