关键词：海上水平井；钻井；油层保护
根据A油田G1区块的储层特征，制定了多分支水平井开发方案，并在BO2井进行了薄油层多分支水平井钻井技术的应用，取得了较好的效果。
一、关键技术
1平台钻井设备评价改造技术
平台原有钻井设备为一模块钻机，主要包括泥浆泵模块、钻井液处理模块、灰罐模块、固井泵模块与动力模块。为了提高整体开发效益，节省平台建造费用，评价改造现有的修井机以满足钻井要求是必然趋势，同时为了满足输送天然气的要求，必须在平台上增加湿气压缩机，因此对钻井设备进行了科学的评价改造。
2井身结构及井眼轨道优化设计
BO2井井眼轨道优化设计为“直—增—稳—降—增—稳—水平段”剖面，要求尽量连续光滑。造斜率的选择需要充分考虑实际导向钻具组合和旋转导向工具的造斜能力、井眼曲率的控制要求，特别是针对修井机钻多分支水平井的特点，优选钻杆、减阻器等钻井工具，简化钻具组合，最大限度地降低摩阻、扭矩，优化水力参数，提高井眼净化能力，满足修井机顶驱、泥浆泵等钻井设备的工作能力，同时兼顾分支井眼轨道的空间关系、钻具组合作业的安全性、井眼轨道调整的可操作性，满足由于地质不确定性导致的井眼轨道实时调整。
3复杂井眼轨道的控制技术
（1）分支井眼侧钻技术。BO2井作业中应用了多种侧钻工艺，包括螺杆钻具配合牙轮钻头侧钻注水分支井眼，螺杆钻具配合牙轮钻头侧钻311.1mmH4c主井眼，旋转导向工具配合PDC钻头悬空侧钻技术，H4c主井眼中177.8mm尾管下斜向器完成开窗侧钻并成功回收斜向器，实现H4b油层的开发。
（2）注水井眼随钻测压技术。由于邻井BO1井产量降低，测压后发现地层亏空、能量不足，井底油层中部地层压力仅有16.4MPa左右。而花港组为正常压力系统，预测上部H3水层的地层压力为25.6MPa，水体规模大于6×108m3，为实现对BO1井的引流注水提供了充足的能量。BO2井开发设计中增加了注水井眼，已知需注水油层压力系数为0.78，若随钻测压地层压力系数达0.78，则井眼有效，否则需要重新钻进。
（3）钻具组合优化。根据井眼轨道设计要求，优选钻头类型并优化不同的钻具组合，直井段采用钟摆钻具防斜打快，斜井段优选单弯螺杆钻具组合满足造斜要求，水平井着陆、水平段和侧钻分支井段采用旋转导向工具携带随钻电阻率及伽马钻具组合钻进，并合理使用88.9mm减阻器，有效解决了高摩阻问题，实现了安全高效钻进作业。其中注水探井及分支井眼在不使用旋转导向工具的情况下，采用“PDC钻头+弯角马达+LWD”钻具组合以滑动与旋转钻进相结合的方式，钻成了超长大斜度和水平注水井眼。
二、现场应用
1上部井段
660.4mm井段采用钟摆钻具组合，采用海水/膨润土浆钻井液体系，严格控制钻进参数：钻压15—50kN，转速60—70r/min，排量3600—3632L/min，泵压8.2—8.5MPa，以轻压吊打、开大排量循环的方式来达到防斜打直和防碰的目的。钻进至426.5m完钻，采用电子多点测斜仪测出直井段最大井斜仅0.2°，井眼轨迹控制效果较好。
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444.5mm井段利用带1.25°的单弯螺杆钻具组合，先以复合钻进方式防斜打快钻至495.5m，然后固定工具面角进行定向造斜钻进至1006m。
2注水井段
采用PEM钻井液体系钻进至3366m后，随钻测压数据显示油藏物性差，非目的层。在2333m处注水泥塞回填井眼，采用低钻压、小排量、低机械钻速从2276m开始侧钻，利用“PDC钻头+弯角马达+LWD”钻具组合钻注水分支井眼至3286m。裸眼段总长3370m，水平段共584m，井斜由17°增至99.7°，穿越垂直厚度仅0.3m油层。由于井眼轨迹复杂，通过提高钻井液润滑性、采用偏心引鞋、优化管柱结构、增加通井次数，顺利下入177.8mm割缝管，充分沟通了水层和油层，实现了天然能量注水的效果。
3H4c层主支井眼及分支井眼
（1）311.2mm井段采用PDC钻头、螺杆钻具和MWD工具，钻水泥塞至1015m，扶正器进入新地层，开始侧钻，钻进参数：钻压0—20kN，排量2400L/min，控制钻速2—4m/h，钻进到1025m，捞砂显示含泥量逐渐增多，确认侧钻成功。采用滑动与旋转复合钻进至2006m完钻。
（2）212.7mm井段钻具组合212.7mm牙轮钻头+212.7mm马达+196.85mm扶正器+随钻测井+随钻测斜+212.7mm无磁钻铤+212.7mm震击器+127mm钻杆。
主要进行水平井着陆前的作业，钻进至2009m开始二次造斜，采用滑动与旋转钻进相结合的方式严格控制狗腿度，钻进至2695m时进尺较慢，起钻更换钻头和马达，继续钻进至2933m。由于目的层提前，更换为强增斜钻具一直钻至3052m，井斜为87.5°，方位为141°，完成钻进目的。
（3）152.4mm水平段钻具组合152.4mmPDC钻头+旋转导向工具+LWD/MWD+无磁钻铤+88.9mm加重钻杆+120.65mm震击器+88.9mm加重钻杆+88.9mm钻杆+127mm钻杆。
采用PDC钻头、旋转导向工具、LWD（随钻电阻率及伽马）、MWD工具，配合无固相PRD钻井液体系，完成了水平井着陆作业、水平段、侧钻分支段钻进作业，钻进H4c分支井眼至3425m完钻；起钻至3080m（处于增斜井段，符合悬空侧钻要求）进行H4c主支井眼的悬空侧钻作业，控制下放速度5m/h，钻进至3090m时出现降斜变化，3100m开始增斜扭方位作业侧钻成功，主支井眼钻进至3626m完钻。
4H4b层主支井眼及分支井眼
H4b井眼从177.8mm套管开窗侧钻，下入刮管器钻具在2900—2970m井段上下刮管4次，应用Weatherford的液压锚定封隔器式斜向器组合，开窗井深2955.07m，磨铣至2957.8m处进入新地层，钻进至2961.3m完成侧钻作业。起钻后下入H4b井眼导向钻具组合，利用MWD、旋转导向工具等钻进分支井眼至3545m完钻；起钻至3098m进行H4b主支井眼的悬空侧钻作业，随后钻进至3650m完钻。为保证完井筛管顺利下入，起钻时倒划眼1趟、短起下3趟，在狗腿度大的井段多次划眼并泵入稠钻井液，保证了井眼轨迹的光滑，实现114.3mm完井管柱一次下入成功。
总结
本井水平段采用的MEG钻井液体系，该体系较之聚合物润滑防塌钻井液，具有良好的油层保护的作用和润滑的作用。针对水平段固井质量难控制的现象，钻固一体化技术对提高二界面固井质量有良好的促进作用。
参考文献
［1］曾传云。多分支水平井钻井技术在玉平8井的应用［J］。石油钻采工艺，2013，35（4）：22-25.
［2］张鹏宇。煤层气多分支水平井轨迹控制技术［J］。石油钻采工艺，2013，35（5）：33-35.
论文作者:陈民静
论文发表刊物:《科学与技术》2019年20期
论文发表时间:2020/4/17
标签：组合论文; 分支论文; 油层论文; 作业论文; 钻头论文; 水平论文; 钻具论文; 《科学与技术》2019年20期论文;