大位移双分支水平井施工技术研究

【摘要】长北项目是中国石油和壳牌石油公司合作的陆上天然气开发项目，为提高整体开发效率，提出了应用大位移开发思路，根据钻井工艺要求，通过钻实践表明，大位移双分支水平井技术可以大幅度提高气井开发效率，加快产建速度，有效节约开发成本。

【关键词】双分支水平井 井眼轨迹控制 钻头优化 钻井周期 钻井成本

长北项目从2009年签订合作合同，2005年开始商业开发，2006年开始向首都供应天然气。2008年提前两年建成30亿立方米生产能力，有力的保障了“北京奥运会”的天然气需求。钻井施工取得了突破性进展，逐渐形成以井身结构优化技术、眼轨迹优化与控制技术、实时钻井施工控制（RTOC）技术、钻头优选技术、大斜度井段钻穿煤层技术、分支水平井侧钻技术、钻井液技术及完井技术为主要内容的钻井特色技术。

1 12 1/4”井眼钻井配套技术的成功应用

12 1/4”井段是整个双分支水平井施工的关键，该井段施工的成功与否直接决定了整个开发方案的成败。该阶段的目标是按照井眼轨迹设计，成功钻穿各地层、最终找到并高角度进入储层。在整个过程中，将会面临井眼轨迹的精确控制、地层的漏失、钻头和钻井工具的泥包、地层的垮塌、钻具的剧烈震动、钻遇煤层、确定储层位置、井眼轨迹的成功着陆等挑战。为了解决以上难题，需要一整套与之相对应的配套技术。

1.1 12 1/4”井眼轨迹优化

12 1/4”井眼设计轨迹是直井段钻至1650米后以1.5°/30米的造斜率开始侧钻，钻至垂深2134米井斜角需要达到25°，稳斜200米后以2°/30米的造斜率钻进，以81-84°井斜角进入储层顶部，进入5米储层垂深，完钻时井底井斜角需达到87°-90°。

1.2 长北项目PDC钻头选型及优化过程

PDC钻头选型通常采用两步法，第一步是预选型，就是将要使用PDC钻头井段的测井资料中的声波时差、岩石密度、自然伽玛等参数输入计算机内，利用PDC钻头专业选型程序进行自动聚类分析，将岩石可钻性、硬度、塑性系数、抗剪强度等聚类为一个综合岩石级值，从而选择PDC钻头的型号。第二步是分析选型，结合邻井的钻头使用情况，分析钻井参数和钻井实效，进行优化、深入的设计PDC钻头的使用井段、钻压、钻井液参数等，以保证PDC钻头使用的有效性。PDC钻头切削件的特性、后耙角、切削件排布、切削件的数量和尺寸是影响钻头钻进能力的主要参数。通常，减少切削件的后耙角可以提高钻速，但切削件的抗冲击能力下降。抗压强度、研磨性和孔隙压力是影响钻头选型的主要因素。

GF系列钻头双密封系统：该密封系统由主密封和辅密封组成。主密封主要作用是保护轴承，辅密封的作用是保护主密封。专有的双材料主密封是由极其耐磨的动态接触面弹性材料和持续作用、接触压力较软的增能材料组成，形状像一个子弹，有较大的横截面以最大限度的保护轴承。主密封的尾部和头部动态接触面是极耐磨的弹性材料，中间大部分是作用持久的增能材料。在钻头设计上开始使用了综合设计和工程分析系统软件，该软件是一个动态模拟钻井仿真软件，其运用力学和有限元知识，对钻头、钻井工具的动态数据、地质信息、受力等进行计算和分析，对岩石和切削尺之间的相互作用进行预估，对钻头的主切削结构、轴承结构、保径结构、水力结构、布齿设计等进行效果评价，对比设计预期和模拟效果。

2.2 裸眼侧钻技术应用日趋成熟

裸眼侧钻前，首先需要地质师根据已钻的地质资料在生产套管鞋附近确定侧钻点，一般选择砂岩物性评价好的水平段，侧钻点一般由下往上选，为以后侧钻留下空间。其次将工具面调至低边，以2方左右的排量循环并同时在侧钻点3-8米以上活动钻具形成键槽；钻头位置放在侧钻点上后静止钻具。标记钻杆位置，保持排量，利用泥浆通过钻头水眼时产生的水力冲击地层，在侧钻期间要保持耐心，时刻观察泵压压差、钻速、反扭矩、钻压、气测等参数，当钻压能够加到6-10 吨且有明显的机械钻速和10米左右的进尺时，若岩屑中也发现了一定量的新岩屑，基本可以判定侧钻成功。

2.3 水平段井眼的清洁

水平段井眼的清洁至关重。现场使用低、高粘泥浆搭配的办法来提高井眼清洁度。5方体积40秒粘度的低粘结合在钻杆高转速旋转和快速活动钻具的环境下，在环控以紊流的方式将井底的岩屑“扫起”，紧跟其后的高粘再将悬浮的岩屑带离原地。

3 结论和建议

大位移双分支水平井的设计符合长北区块地址特征，满足单井最大产能的发挥，同时在钻井施工上也切实可行。通过井眼轨迹优化控制、钻头选型、聚合物-氯化钾泥浆体系、裸眼侧钻等配套技术在长北区块的成熟应用，成功实现了两条水平分支长度的设计目标。成功缩减了大位移双分支水平井钻井周期和钻井成本。

参考文献

[1] 陈庭根，管志川主编.钻井工程理论与技术[M]. 石油大学出版社， 2000