渤海A平臺單筒雙井占位鉆具復雜情況原因分析

史富全，許迪，隋成龍，石磊，柳海嘯

中海石油（中國）有限公司天津分公司（天津 300452）

隨著渤海油田不斷開發，不少老平臺已無空槽口可用，不能滿足挖潛剩余油的需求。通過在老平臺內掛或外掛單筒雙井井槽，鉆下非標復合隔水導管后實施單筒雙井是擴展和高效利用井槽的有效手段[1-3]。渤海A平臺于2013年投產，平臺已無空槽口可用于鉆井，為對井間剩余油進行挖潛，在平臺西側內掛了單筒雙井槽口。為降低鉆井作業難度和成本，設計采用單筒雙井占位鉆具作業方案實施A1&A2井。作業中發生了A2井表層套管固井完成后，A1 井下鉆鉆頭無法通過隔水導管的復雜情況。后續通過套銑、磨銑處理A2井表層套管至導管鞋以下30 m 后，改用常規單筒雙井表層預斜方案實施，導致增加10 d 棄井工期，A2 井604 m 鉆井進尺報廢。對復雜情況發生的原因進行分析，并對后續單筒雙井占位鉆具作業提出建議。

1 作業背景

1.1 單筒雙井技術現狀

為高效利用平臺槽口資源，渤海油田在2000年第一次嘗試了單筒雙井技術（表層不預斜），在2013 年實現了單筒雙井表層預斜，并成為渤海油田單筒雙井作業的主要方式[4-7]。單筒雙井表層預斜是表層先鉆Ф444.5 mm 井眼至420 m 左右，再擴眼至Ф762 mm 井眼，安裝單筒雙井基座，依次下入2 口井的Ф339.7 mm 表層套管（先下長管，后下短管，短管下入深度比長管淺20 m 左右），最后進行固井作業，這樣就將主井眼分成了2 個井眼，下一開再根據靶點坐標以不同的造斜點朝各自的方向鉆進，以達到在1 個井槽內鉆2 口井的目的。

2014 年，為了解決單筒雙井表層預斜不能深鉆、2口井表層軌跡不能分離等問題，渤海油田首次應用了單筒雙井占位鉆具技術。該技術是先在Ф914.4 mm 隔水導管上安裝單筒雙井雙孔基座，利用其中一個井口下入占位鉆具，利用另一個井口先實施一口井的表層作業，下入Ф339.7 mm套管，固井結束后，起出占位鉆具，再實施另一口井表層鉆井作業，下入Ф339.7 mm 套管并固井。單筒雙井技術占位鉆具特點是表層即實現了井眼分離，相當于“單筒單井”作業，表層可采用閉路鉆進，可造斜，可深鉆[8-10]。單筒雙井占位鉆具基本組件除了包括基座、占位鉆具，還包括與之配套的心軸式套管懸掛器、切邊升高立管、切邊套管頭、切邊油管四通等，井口示意圖如圖1所示。

圖1 單筒雙井占位鉆具井口示意圖

1.2 單筒雙井方案選擇

A1&A2 井若采用單筒雙井表層預斜方案，A1井需設計4 開井身結構，Ф 215.9 mm 井眼完鉆井深1 665 m，設計工期7.5 d，A2井需設計5開井身結構，Ф152.4 mm 井眼完鉆井深3 237 m，設計工期15 d。鑒于A1、A2井靶點方向相差較多，A1&A2井若采用單筒雙井占位鉆具方案，A1井軌跡和井身結構設計無變化，A2井僅需設計4開井身結構，Ф215.9 mm井眼完鉆井深2 709 m，設計工期11.25 d。相比表層預斜方案，使用占位鉆具方案，A2井節約一層套管，進尺節約528 m，鉆井難度大幅降低，工期節約3.75 d，因此選用占位鉆具方案。

1.3 井身結構設計

A1&A2井井身結構設計數據見表1。隔水導管為鉆下，鉆具組合為：Ф660.4 mm 牙輪鉆頭+Ф863.6 mm擴眼器+變扣接頭+Ф228.6 mm鉆鋌2根+變扣接頭+Ф203.2 mm 鉆鋌3 根+Ф203.2 mm 機械震擊器+變扣接頭+Ф139.7 mm 加重鉆桿。下入非標隔水導管串組合為：Ф838.2 mm 隔水導管6 根+Ф914.4 mm隔水導管2根，管鞋實際深度121.02 m。

表1 井身結構設計

1.4 占位鉆具設計

占位鉆具外徑采用Ф374 mm，占位鉆具示意圖如圖2 所示。占位鉆具組合：Ф374 mm 分隔串循環頭+（Ф127 mm加重鉆桿+Ф374 mm心軸式分隔串）×6+Ф127 mm 加重鉆桿3 根+Ф127 mm 短鉆桿+懸掛器。

圖2 占位鉆具示意圖

2 復雜情況的發生

A1 井下入Ф374 mm 占位鉆具至118.95 m，A2井二開Ф 406.4 mm 井眼使用Ф 406.4 mm PDC 鉆頭+Ф244.5 mm 螺桿鉆具（1.5°），旋轉鉆進至造斜點167 m，陀螺定向，鉆進至中完井深604 m，下Ф339.7 mm 表層套管至124 m 遇阻9 t，劃眼通過。A2 井表層套管固井完成后，起出A1井占位鉆具，組下A1二開Ф374 mm 井眼鉆具組合，鉆頭無法通過隔水導管，分別嘗試Ф374 mm 牙輪鉆頭+Ф244.5 mm 螺桿鉆具、Ф374 mm 牙輪鉆頭+Ф203.2 mm 鉆鋌、Ф346 mm 牙輪鉆頭+244.5 mm 螺桿鉆具（1.35°）、Ф311.15 mm 牙輪鉆頭+Ф203.2 mm 鉆鋌，均在119 m 左右遇阻，無法通過導管鞋。

3 原因分析

根據A1、A2井軌跡方向，采油樹安裝方向要求選擇單筒雙井基座安裝方向，安裝后A1 井槽口在202.5°方向，A2 井槽口在22.5°方向，單筒雙井基座安裝方向示意如圖3所示。

圖3 單筒雙井基座安裝方向示意圖

采用占位鉆具方案和后續采用表層預斜方案，A2井表層套管內所測陀螺軌跡數據見表2。定向井數據顯示隔水導管向A1井槽方向傾斜，井斜方向在200°左右，隔水導管鞋處井斜在1.82°左右，閉合位移1 m左右。

表2 A2井表層套管內陀螺軌跡數據

占位鉆具下入到位，懸掛于單筒雙井基座上，占位鉆具處于自由拉伸狀態。在隔水導管垂直的情況下，占位鉆具貼向隔水導管一邊占位，留出了另一口的作業空間。但在隔水導管傾斜的情況下，占位鉆具因自重，底部會貼向隔水導管低邊，偏離設計占位位置，占用另一口井的作業空間。如圖4所示，A2井套管下入前，A1井內占位鉆具在隔水導管鞋位置貼向了導管低邊，占用了A2井位置。

圖4 A2井套管下入前占位鉆具在隔水導管鞋處位置圖

這種狀態下，下入A2井Ф406.4 mm井眼開鉆鉆具組合，在管鞋附近與占位鉆具發生擠壓，根據定向井數據分析，鉆頭被擠向300°左右方向入泥。在下A2井Ф339.7 mm表層套管時，在管鞋附近與占位鉆具發生擠壓，數據顯示A2井表層套管在330°左右方位入泥，下套管至124 m 發生遇阻，劃眼通過后，占位鉆具被擠向一側，此時A2井表層套管在隔水導管鞋處位置示意圖如圖5 所示。A2 井表層套管固井結束，起出A1井占位鉆具后，A2井表層套管又向占位鉆具方向移動了一定距離，最終導致A1井井眼空間變小，下入鉆頭不能通過隔水導管。A2井表層套管沒有貼向隔水導管低邊，以致在棄井處理A2井表層套管時，下光鉆桿難以下入至表層套管內，最終通過在多個方向上晃動鉆具后才引入至表層套管內。

4 結論與建議

1）在隔水導管井斜偏大的情況下，如果井斜方向與占位鉆具方向一致，占位鉆具因自重會偏向隔水導管低邊，偏離設計占位位置，占用單筒雙井第一口井作業空間，可能導致第一口井下入鉆頭入泥位置發生偏移，下入套管與占位鉆具擠壓現象嚴重等問題。

2）鉆下隔水導管應選擇合理的鉆具組合和鉆井參數，開鉆和下導管應選擇平潮，做好防斜打直措施，井斜應控制在0.5°以內。對于鉆下隔水導管的井，進行插入法固井，內管下入到位后，可增加一趟鉆桿內陀螺測量軌跡，明確隔水導管井斜情況，根據井斜大小和方向判斷是否適合使用占位鉆具方案。

3）單筒雙井占位鉆具基座安裝方向應充分考慮隔水導管井斜情況、定向井軌跡設計、采油樹安裝要求等因素。兩口井表層軌跡應盡早分離，特別是第一口井表層出管鞋后應盡早造斜實現軌跡分離。