悬空侧钻技术在DP19井中的应用

邓红琳

（中国石化华北分公司工程技术研究院，河南郑州 450006）

悬空侧钻技术在DP19井中的应用

邓红琳

（中国石化华北分公司工程技术研究院，河南郑州 450006）

大牛地气田为低孔低渗砂岩气藏，储层非均质性强，前期已实施的水平井因频繁钻遇泥岩煤层而提前完钻，影响水平井实施效果。DP19井为大牛地气田在盒1气层实施的一口欠平衡水平井，水平段钻进过程中两次钻遇泥岩，采用悬空侧钻技术成功调整轨迹至砂岩，确保了欠平衡钻井的顺利实施，水平段按预案实施，段长1 200 m，砂岩钻遇率100%。

大牛地气田；欠平衡钻井；悬空侧钻；地质导向；砂岩钻遇率

大牛地气田属典型的低孔低渗致密气层，非均质性强，盒1气层是大牛地气田下石盒子组的一套气层，其探明储量占整个大牛地气田七套气层探明储量之和的近1／3，但储层动用率2009年底仅为12.23%，为了有效开发盒1气层，扩大泄气面积，有效保护储层，在DP19井盒1气层开展了氮气泡沫欠平衡水平井试验［1］。

由于储层非均质性较强，在前期气田已实施的水平井水平段施工过程中频繁钻遇泥岩、煤层提前完钻，影响水平井实施效果，而氮气泡沫循环介质钻遇泥岩携岩性能变差，极易发生卡钻事故，为了有效避开泥岩，保证储层钻遇率和欠平衡钻井的安全施工，在DP19井水平段的施工中采用了悬空侧钻技术有效追踪砂体。

水平井水平段悬空侧钻技术，是在水平段内不注水泥塞，而在老井眼中选择适当的侧钻点直接进行定向施工的一种侧向钻井方法［2］。DP19井水平段两次利用悬空侧钻技术确保了砂岩钻遇率100%。

1 DP19井概况及钻井难点

1.1 DP19井概况

DP19井是大牛地气田以上古生界二叠系下石盒子组盒1气层为目的层的水平井，地质预测砂体厚度20 m左右，该井设计采用三级井身结构（表1），水平段采用氮气泡沫循环介质，裸眼水平段长度1 200 m，DP19井设计轨迹见图1。

为了确保井眼轨迹在砂岩内穿行，水平段采用斯伦贝谢的E－Link电磁波无线随钻测量仪器，该仪器带伽玛地质参数和随钻测量仪，采用单参数地质导向钻井技术，为储层判断和轨迹调整提供依据。

表1 DP19井井身结构

图1 DP19井设计轨迹

1.2 悬空侧钻轨迹调整难点

（1）本井为欠平衡水平井，氮气泡沫作为循环介质，井眼轨迹控制较常规循环介质难度大，为了实现水平段全过程欠平衡，在钻遇泥岩时无法采用注水泥塞侧钻方案，只能悬空侧钻。

（2）该井地质设计要求井眼轨迹按地质预测最好储层穿行，设计轨迹在盒1砂体的中下部，下切调整范围比较小。

（3）钻遇泥岩悬空侧钻过程中，钻具较长时间相对静止，粘卡风险较常规循环介质的风险更大。

2 DP19井悬空侧钻技术

该井在水平井段实施过程中两次钻遇泥岩，氮气泡沫钻遇泥岩使泡沫质量严重下降，携岩能力变差，施工安全无法保证。为保证欠平衡钻井安全顺利，在钻遇泥岩后进行了两次悬空侧钻。

2.1 第一次悬空侧钻

水平段在3147.86～3151.00m处，伽马值逐渐升高至100～120，井深在3 155 m时返出岩屑中开始出现泥质含量增高现象，岩屑中砂岩含量明显减少；3 158.00～3 160.51 m岩屑泥质含量约占50%～70%，泥岩呈泥糊状，现场判断钻遇盒1泥岩夹层，此时垂深2 465.81 m。

（1）侧钻点选择。根据已钻水平段气测显示情况，为确保地质设计，基于伽马值和岩性各方面的考虑，悬空侧钻点选择在3 023.05 m，此时井斜89.5°，方位335.2°，垂深2 465.77 m，侧钻方式为增加垂深，要求钻至井深3 150 m处（水平位移830 m左右）垂深在2 468 m以下。

（2）钻具组合。为了节省一趟钻起下钻时间，侧钻钻具组合采用“PDC钻头＋1.25°单弯螺杆＋欠尺寸扶正器”钻具组合进行悬空侧钻作业。

（3）划导槽。本次侧钻在3 023.05～3 032.57 m划导槽，划槽过程中保持高边工具面［3］相对稳定，在3 032.57 m开始控时侧钻，控时控压进尺8.43 m，在3 041 m侧钻成功。

（4）控时控压钻进。侧钻初始工具面180°进行全力降斜，约3°左右，侧钻出新井眼后略微增斜调整方位3～4°，保持工具面75°左右，以保证夹壁墙的厚度，调方位井段严格控制狗腿度。划导槽后控时控压钻进，一次侧钻成功。本趟悬空侧钻钻进参数：钻压0～40 kN，氮气排量52～55 m3／min，基液排量2.2 L／s，二级排气压力8.6～8.8 MPa，复合钻井转速32 r／min。钻进井段3 023.05～3 091.86 m，进尺68.81 m，平均机械钻速1.79 m／h。悬空侧钻前后轨迹见表2，满足井深3 150 m处垂深2 468 m以下的地质要求，3 058 m处夹壁墙厚1.42 m，新井眼完全离开老井眼，后期方位逐渐调整到设计方位。

表2 侧钻前后轨迹对比

2.2 第二次悬空侧钻

本井在水平段钻至井深3 581.00～3 583.88 m处再次钻遇钻遇灰色泥岩，根据实钻情况，决定从井深3 527.38 m处进行划槽作业，从3 636.87 m处开始控时钻进，控时7 m左右，开始逐步加压未能承住压，下放摩阻16 t，判断侧钻失败，起出钻具检查钻头磨损严重，胎体端部磨出一个台阶，外排齿基本磨秃。再次下钻进行下切作业，出现憋泵现象，上提3柱后开泵正常。分析原因：在下切点处可能出现砾石掉块，造成钻头被卡后泵压升高。

重新选择地层较稳定的侧钻点，即井深3 449.27 m，加大划槽遍数，加大前5 m控时钻进的时间，同时更换了单弯单稳钻具组合，加强了钻头侧向切削力，保证了侧钻的成功。

3 悬空侧钻效果

在欠平衡循环介质下，钻井过程中综合运用了随钻电磁波地质导向、地质录井、岩屑录井技术。悬空侧钻技术的应用，实现了水平段全过程欠平衡安全钻进，有效提高了砂岩钻遇率，DP19井完钻井深3 893.42 m，按预案完成了整个水平段的实施，实钻水平段长1 199.59 m，实钻轨迹见图2，整个调整水平段砂岩钻遇率100%，欠平衡钻井有效保护了气层，侧钻水平段实现了随钻点火。

4 认识

（1）在大牛地气田水平井钻进中，地层发生突变或钻遇泥岩夹层导致钻头偏出产层的情况时有发生，运用地质导向技术可准确快速判断钻遇地层变化，并采用悬空侧钻技术侧钻调整轨迹至储层内，避免填井侧钻或打水泥塞侧钻，这是一种高效、经济的施工方法。

图2 DP19井实钻井眼轨迹

（2）侧钻点的选择要根据储层、井眼轨迹、钻遇泥岩性质等综合因素决定，一般应选择在好储层段，且井眼轨迹为增斜或复合钻进井段，尽量避开在滑动降斜段侧钻，有利于减小侧钻难度和避开泥岩。

（3）DP19井两次钻遇泥岩时成功悬空侧钻调整轨迹至砂岩，水平段砂岩钻遇率100%，确保了欠平衡钻井的顺利实施，有效解放了气层，水平段施工过程中排砂口处点火可燃。

（4）悬空侧钻技术继DP19井后在大牛地气田水平井中广泛应用，水平段砂岩钻遇率有效提高，在大牛地气田一类储层实现了水平井有效建产，二、三类储层水平井压后建产。

［1］邓红琳.大牛地致密砂岩气田水平井钻完井技术［J］.天然气工业，2010，（12）：59－62.

［2］王永新，朱文良.悬空侧钻工艺技术探讨［J］.石油钻探技术，1997，9（3）：17－18.

［3］韩志勇.定向钻井设计与计算［M］.东营：中国石油大学出版社，2009：254－255.

编辑：李金华

TE242

A

1673－8217（2012）03－0097－02

2012－01－20

邓红琳，高级工程师，1966年生，现从事钻井技术研究工作。