南海西部油田“一开双眼”钻井技术

等壁厚螺杆钻具在南海西部的首次成功应用螺杆钻具等壁厚橡胶定子，是螺杆钻具产品中近几年开发的最新技术。

相比非等壁厚螺杆钻具定子，等壁厚的螺杆钻具定子衬套具有受力均匀、耐磨损、寿命长的特点。

在本次WZ12-8W-A6H井中用到等壁厚螺杆钻具，属于在南海西部钻井作业中的首次使用，作业过程中发现的问题及积累的经验对后续井作业具有一定的借鉴和参考意义。

标签：等壁厚；南海西部；首次使用1地质特征涠洲12-8油田中区构造特征为基底隆起背景上形成的披覆背斜構造。

地层倾角小，闭合幅度低，圈闭面积大，构造比较完整。

断层相对不发育，西南边的断层断距较小，且不控制沉积作用。

涠洲12-8油田中区下洋组一段油层沉积相为滨浅海临滨砂坝，本套储层的岩石类型以石英砂岩为主，少量海绿石及暗色矿物，砂岩粒级多为中细砂，部分为极细砂和粗砂，分选中等，泥质胶结属于特高孔特高渗储层，岩心物性：孔隙度29-41.2%，平均值36.9%，渗透率218-7367mD，平均值2423mD，测井物性：中～高孔、高～特高渗，孔隙度21.1-35.1%，平均值26.7%，渗透率109-5472mD，平均值1078mD。

下一段地面原油性质具有油质重、含蜡量高的特点。

X1I油组原油密度介于0.949～0.951g/cm3，属于重质油。

X1II油组原油密度为0.865～0.885g/cm3，介于轻质到中质油之间；X1I油组含蜡量为8.3%～8.7%，X1II油组含蜡量为11.2%～15.4%，均为高蜡原油。

涠洲12-8油田中区下一段为为未饱和油藏，具有粘度高、饱和压力低、地饱压差大、溶解气油比低的特点。

粘度：X1I油组地层原油粘度168.93mPa·s，粘度较高，X1II油组地层原油粘度9.22-9.6mPa·s，为中等粘度；饱和压力：0.221MPa～0.924Mpa；地饱压差：10MPa左右；溶解气油比：2～7m3/m3。

2钻具组合及钻井参数钻具组合为：Φ406.4mm牙轮钻头+Φ244.48mm导向螺杆钻具+Φ365.12mm 扶正器+Φ203.2mm浮阀接头（浮阀）+Φ203.2mm无磁钻铤+Φ203.2mm MWD+Φ203.2mm无磁钻铤+Φ203.2mm定向接头+Φ203.2mm震击器（挠性接头）+Φ203.2mm配合接头+Φ139.7mm加重钻杆7根+Φ139.7mm钻杆。

1.3 轨迹控制难度大短半径定向井，使用螺杆度数大，不能通过调整定向进尺和复合进尺比例来调整井眼曲率，只能通过更换螺杆度数进行调整，加大轨迹控制难度[2]。

1.4 定向钻进存在托压现象定向钻进时，由于井眼曲率高，造成钻具摩阻增大，托压现象经常出现，严重影响钻进效率。

深井小井眼，循环排量低，钻井液携岩效果差，加剧了托压的出现。

1.5 井下高温、高压环境仪器易发生故障工区内地温梯度大部分在2.0 ℃/100 m 左右，施工井循环温度普遍在130～150 ℃，部分井温度超过160 ℃，井下仪器长时间处于高温、高压环境下，加之井底高震动，仪器故障率高，严重影响生产时效。

2 超深短半径小井眼套管开窗技术措施2.1 制定合理开窗技术措施，保证开窗成功率2.1.1 校核井深，避开套管节箍，确定斜向器下入深度仔细查阅老井套管数据，导斜器座封位置要避开接箍、扶正器、射孔井段，上窗口位置尽量在套管节箍以下3 m ，开窗点固井质量要好。

开窗前，将钻井液性能调整到位，尤其是悬浮、携带铁屑的能力，确保开窗时铁屑能正常返出。

2.1.2 校核仪器精度，测量陀螺角差，确保窗口方位与设计一致测量斜向器角差，根据设计开窗方位以及测量角差，确定陀螺定位方位，确保斜向器座封方位准确。

将斜向器下到预定位置后，反循环洗井，仪器座键三次以上，数据一致确定座键成功，投球进行斜向器坐封作业。

导斜器丢手后，上提钻具时注意悬重变0 引言西北油田老区经过较长时间的开发生产，受套管变形或损坏、井下落物事故不易处理，以及井下水锥或气锥等多种原因的影响，陆续有部分油水井已不能维持正常生产，产量逐年下降，严重威胁到油田的正常生产。

套管开窗侧钻技术能够利用老井井眼对油藏进行再开发挖潜，并充分利用老井原有的一些采输设备，使原井的生产潜力得以充分发挥，从而延长老井使用寿命，提高原油产量，同时还可利用老井的井眼大幅度降低施工成本，缩短施工周期，提高综合经济效益。

套管开窗侧钻主要分为两种：段铣开窗侧钻和斜向器开窗侧钻，在实际施工过程中一般选用更为高效的斜向器开窗侧钻[1]。

87套管钻井技术是指使用套管或尾管作为钻柱进行钻进，在一个钻井过程中同时完成钻井、下套管和固井作业。

套管钻井技术自2000年以来 ，已经陆续在国外油公司和中国海域内开始使用 ，并取得了很好的效果 ，其作为作业钻井的一项新技术已显示出广泛的应用价值[1]。

 南海西部气田利用威德福公司的套管钻井技术进行了8 口井的13-3/8”表层套管和5口井的20”的表层套管钻井施工。

经过对该乐东气田地层可钻性分析及威德福套管钻井工具及技术的充分论证，成功实施了套管钻井。

套管基本数据见表1。

1 气田地层可钻性分析根据乐东地区的海底土强度实验资料，对由海底到144m深处的岩石可钻性进行了分析。

结果表明，在144 m以上岩石的最大强度仅为139Ppsi，而钻鞋可以钻动强度为7000psi 的岩石，因此钻鞋可以轻而易举地钻进。

在144~260m深度虽然没有实验资料，但是根据钻头记录以及D指数等资料，认为该井段的地层可钻性很好。

另外，根据该地区6口探井地质录井资料显示，从海底到260m深处，没有砾石层存在。

综合上述资料，在乐东区块，由海底到260m深处地层的可钻性良好。

2 威德福套管钻井主要设备及其应用威德福套管钻井设备可以分为两大部分：下部钻具组合和动力传递系统。

下部钻具组合主要由钻鞋和浮箍组成；而动力传递系统则由钻井矛、钻井矛卡瓦以及扶正器等组成。

2.1 下部钻具组合 — 可钻式钻鞋、浮箍2.1.1 可钻式钻鞋DrillShoe ™钻鞋是一种由PDC 材料和可钻性材料制成的钻头（图1）。

第2代13-3/8"× 17"型钻鞋可以分为两大部分，头部和本体。

头部的母体是由可钻性航空级铝合金制造的，在母体上装有刀翼，在刀翼上镶有切削齿。

刀翼正面的切屑齿是由热稳定金刚石聚晶（TSP）所构成的，表面用高速氧炔焰工艺（HVOF）覆以硬质碳化钨合金膜；刀翼侧面的切削齿则由聚晶金刚石复合片（PDC）所构成。

1 开窗点优选A1井经过两次酸洗和一次酸化，但该井产液量和产能下降严重，修井无法改善，设计从244.48mm和177.8mm套管开窗侧钻，具体开窗深度需根据该井的井身结构，同时考虑地质油藏的要求、地层、成本、风险等众多因素[1-2]。

（1）在满足地质与油藏要求的前提下，井眼轨迹应尽量降低侧钻井的钻井难度及便于套管或生产管柱的下入；（2）为充分利用原井筒条件和保证完井后套管具备较长的生产寿命，尽量选择套损点以上且靠近油层部位开窗，减少进尺，降低钻井和建井成本；（3）选择相对稳定和可钻性好的地层，尽量避开膨胀性泥岩、盐岩、异常高压和易坍塌等复杂性地层，以利于井斜、方位和全角变化率的控制；（4）掌握和了解开窗井段的固井质量，选择在套管外水泥封固良好，且全角变化率不大于3°/30m的井段开窗侧钻；（5）避开接箍、管外封隔器和扶正器的位置，窗口段距离套管接箍至少2m。

2 开窗工艺措施为保证能顺利完成深层大井斜小井眼套管开窗侧钻作业，现场精细化操作，采取了如下措施：（1）为模拟斜向器工具组合、确保斜向器坐挂位置以上套管无变形、取得坐挂深度的相关参数（如钻具悬重、空转扭矩、排量和泵压等）和确认人工井底的深度，在开窗前通井一次，并在开窗深度上下15m的范围内刮管3次，大排量循环清洁井底。

（2）为保证开窗钻具组合能够顺利下至设计深度，充分考虑钻具组合的刚柔性，利用有限元法的间隙元理论对侧钻水平井下部钻具进行了力学分析研究，决定在通井钻具组合中间加入刚性较强的麻面西瓜磨鞋和光面西瓜磨鞋。

（3）为降低扭矩与推送阻力，同时为了能在大斜度井中有效的传递钻压，减少托压，在组合钻柱时，将加重钻杆倒装至直井段。

（4）利用软件模拟知，钻具组合在开窗过程中存在弯矩，利用已有的钻头受力数学模型（如稳态拉力-扭矩模型，套管开窗侧钻中钻头弯矩分析和窗口形状描绘） ，分析钻具组合的受力情况，优化调整开窗钻进参数（钻压4~9klbs，转速120rpm，空转扭矩3klbs*ft，扭矩6~8klbs*ft，泵压1700~1900psi）。

南海西部涠洲油田大位移长裸眼水平井钻井技术南海西部油田的涠洲油田A1H井具有井斜大，裸眼稳斜段长和井壁稳定性差的特点，导致井眼清洁困难，易憋漏地层及增加了卡钻的风险。

文章结合南海西部海域的北部湾盆地的涠洲油田的某大位移井，分析了该井各井段的施工工艺，各井段钻井液的技术要点及相应措施，并探讨了井眼轨迹控制技术，钻具组合优化设计，水力携岩分析，井壁稳定性分析等问题，并提出了相应的改进措施。

对涠洲油田中最大水平位移A1H井钻井难点的克服，对今后类似井的作业具有很好的指导和借鉴作用。

标签：大位移井；长裸眼井；泥球；井眼清洁；水平井对于埋藏浅、水平位移大的储层，大位移水平井使油层得以开采，并使油层段泄油面积增加，油井产量提高。

大位移井的井斜角大、稳斜长度大，导致管柱摩阻和扭矩极大幅度增加及井眼清洁困难程度增加；测深大，钻井时间长，裸眼受钻井液浸泡时间长，容易引发井下复杂和事故问题。

涠洲油田位于北部湾盆地2号断裂带的中部，油田构造主控断层F1为渐新世涠洲组发育形成的断层，是2号断裂带的一条分支断层。

地质情况复杂，给施工人员带来了很大的挑战。

其中最大水平位移A1H井钻完井工程实施难度大，在南海西部及东部自营井中均无先例。

在没有前期实践经验的基础上，整个作业从设计前期至现场具体作业，均在一步步摸索中总结经验，涠洲A1H井的成功经验对以后大位移井的作业具有良好的借鉴作用。

1 涠洲A1H井概况涠洲油田共有7口水平井，均为生产井。

A1H井是一口水平井，为最大水平位移井（水垂比：2.92，水平位移2955m），且A1H井接近高水垂比大位移井。

该井实际完钻井深3485m，垂深1012.20m，完钻方位76.76°，完钻井斜89.10°，井底闭合距2962.91m。

第1靶点斜深2870.13m，垂深1002.63m；第2靶点斜深3477.09m，垂深1012.07m。

淺层大位移井通常由三段构成，即：高造斜率定向井段、很长的大斜度稳斜延伸段和水平储层段。