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1、1施工简况2.1.1 CB1-1井CB1-1井是长北气田第一口双分支水平井，该井于2005年8月3日开钻，2006年3月28日完井，共计236.85天，井深6209米，比设计滞后101.85天。12 1/4井眼KOP为2036米，此后造斜钻井，着陆点井深3390.53米，井斜角86。顺利下入9 5/8套管。水泥返高2611米。两个8 1/2水平分支井眼采用导向螺杆钻具组合和三牙轮钻头为主钻井（在两个分支井眼中各使用了一次PDC钻头）。第一分支水平段长为1509.5米；第二分支水平段长为1309.25米。按照设计要求，第一侧钻水平段应该下入7预钻孔尾管，但由于该水平段是裸眼侧钻，尾管有进入报废段
2、的可能性；同时，由于补芯破碎，导致铁块落物掉入侧钻水平段，尾管有卡住的风险，根据以上不确定性，决定不下7预钻孔尾管。两分支水平段裸眼，4 1/2油管下入到9 5/8套管内完井。井眼数据：井段套管井眼尺寸（）井深（m）/段长（m）尺寸（）下深（m）2220/20202016596/57613 3/859312 1/43390/27949 5/833868 1/2 L13390-3864/4748 1/2 L1ST13426-4900/14748 1/2 L23350-4660/1310各井段作业天数：作业内容设计天数实际天数16井眼钻井4.177.413 3/8套管固井2.574.8312 1/
3、4井眼钻井30.1489.89 5/8套管固井4.2310.28 1/2井眼钻井(Leg1)42.6519.7合计75.28 1/2 L1ST155.59 5/8套管开窗侧钻3.853.488 1/2井眼钻井(Leg2)40.433.7下4 1/2完井管柱6.4611.316井眼钻井：原计划用一个钻头钻完全井段，由于第一趟钟摆钻具在钻井时井下振动加不上钻压，钻速仅为6米/小时，第二趟钻改为满眼钻具钻速达到8.98米/小时。由于导管固井质量有问题，该井段钻至335m时开始发生井漏，泥浆从导管外地层中漏出，在钻进到596米时，漏失严重，被迫于井深596米处（延安组）提前起钻下入13 3/8套管（原
4、设计为700米延长组），最大井斜为0.6。13 3/8套管下入和固井顺利。12 1/4井眼钻井：设计用无固相聚合物钻井液钻达井深2400米处，实钻到1720米接单根时发生粘卡，分析原因为认为由于泥浆失水导致井眼不稳定，再加上循环不够，造成卡钻。改为低固相聚合物钻井液使得该问题得到缓解。12 1/4井眼的直井段分别采用PDC和牙轮钻头钻进，由于跳钻加不上钻压，ROP在2.46.2米/小时，低于预期的机械钻速。若有高转速低扭矩的螺杆与PDC钻头相配则可使得ROP有所提高。甲酸钠对抑止石河子泥岩地层的垮塌起到一定的缓解作用，但在随着井深的增加，其抑止作用就几乎消失了。在钻达12 1/4井眼井底以上的
5、井段摩阻很大，摩阻系数达0.35-0.4，从井深2800米开始加入1%的DRH润滑剂以降低钻井中的摩阻。从造斜点开始到钻完12 1/4井眼15趟钻共用了11只钻头，造斜段钻遇Shiquanfeng、Shihezhi和Shanxi三个砂泥岩交错的地层，还有一米煤层。实践证明用导向钻井的方式在这样不同岩性的互层并有强度高的夹层中钻井是很困难的。这种地层降低了钻具的增斜率，导致在其后的8 1/2井眼钻井过程中摩阻和扭矩的增加。在钻井过程中，旋转钻井方式比滑动钻井方式的钻速高得多，对比如下图。12-1/4斜井段施工存在的问题和原因分析。l 机械钻速慢。整个12 1/4井段在上部直井段的钻速平均为6.5
6、3米/小时，而在造斜段，平均机械钻速都比较低，平均只有2.41米/小时。根据实时录取的钻井资料证明，在旋转模式下，机械钻速一般是滑动钻井方式下的一倍。l 钻头的选择问题，由于本井是该地区打的第一口双分支水平井，因此，在钻头的优化和选型上还有待于做进一步的工作。l 非生产时间长。这主要是因为钻井设备的影响造成的。在9月份，由于钻机绞车和顶驱出现了问题，需要维修和更换顶驱，停工时间较长。l 长时间的停工时间使得井眼的稳定性能变差，在起下钻的过程出现遇阻、卡钻，需要用顶驱逐根倒划眼，增加了起下钻的时间。l 钻井液的问题。应该进一步的优化钻井液的设计，研究试验一种适合长北水平井的钻井液体系。9 5/8
7、套管在井深3067米之前套管下入顺利，在3067米到3349米，有多处缩径井段需要开泵冲和加压到3060吨的负荷方能通过。固井质量不好，需要封固的HC层最浅的位置在2682米，而水泥返高为2611米，距HC层最浅的位置仅71米，设计标准最短距离为150米，为了弥补这一缺陷，在井的整个生产寿命期间，必须严格执行有关对环空进行监测的技术要求。8 1/2井眼钻井Leg1（3390-3864）按原设计第一分支2000米水平井井段要穿透全部QA砂岩产层，但由于产层底部深度比预期的浅，当钻进到井深3864米就钻到产层底部，于是，决定在已钻的8 1/2井眼上部采用裸眼侧钻的办法重新继续钻井，并将井眼轨迹控制
8、在预测产层顶部以下2米的范围之间。474米进尺用了6只钻头，平均单只钻头进尺为79米，前两只钻头钻遇的地层是砂岩，ROP分别为6.7和6.1米/小时，其余4只钻头由于钻遇产层中的泥岩夹层,井下振动严重，平均ROP在4.7和2.19米/小时之间。由于钻遇的QA地层研磨性很强，钻头、扶正器（包括螺杆钻具上的扶正器）磨损严重，使得BHA的力学特性发生改变，原来的增斜组合变成了稳斜组合，而原来的稳斜组合则变成了降斜组合。在钻头使用方面，由于牙轮钻头磨损，当下一趟钻下入PDC钻头时十分困难，常常需要划眼方能下入，PDC钻头的ROP也比较低，并且钻头进尺后期工具面也很难摆放。Leg1 Sidetrack（
9、3426-4900）裸眼侧钻“控时”钻井工艺很成功。应用侧向切削能力强的PDC钻头先在井眼的下部钻出一沟槽，侧钻开始时将造斜工具的工具面定到下井壁的方向向下“控时”侧钻，然后全力扭方位，侧钻出新井眼后再根据设计要求增斜钻进，同时将方位调整到设计方位。由于产层地质的不确定性导致施工中多次改变井眼轨迹，由此增加了滑动钻井的作业次数，而滑动钻井方式的ROP比旋转钻井方式ROP要低得多，这也是施工作业时间长的一个主要原因。通过实践表明，滑动钻井方式只能在井眼的前1300米之内有效，超过这一井深，由于摩阻和扭矩，无法给钻头提供钻压和调整工具面，就不能采用滑动钻井的方式向前钻进。长保径的PDC钻头试验不成
10、功，主要原因是长保径PDC钻头的刚性太强，在用牙轮钻头钻井的井眼中无法下到井底。用PDC钻头钻井效果也不好，ROP低，除了切削齿和钻头设计不能适应钻遇的强研磨性地层外，振动也限制了合理的钻井参数的应用。由于在Leg1 Sidetrack分支井开始侧钻井段局部造斜率较高，限制了该分支能钻达的井段长度，设计的井段长度为2000米，实钻为1514米。 8 1/2井眼钻井Leg2（3350-4660）首先在9 5/8套管的3350米处采用斜向器开窗的方式开窗侧钻，由于地层硬，研磨性强，用2只钻头完成开窗侧钻，进尺10.25米。Leg2井眼的设计轨迹位于产层顶部的强研磨性地层，井下工具的外径尺寸磨损严重
11、，摩阻系数非常高，达到0.45-0.5。从4300左右开始，滑动钻井就越来越困难，偶然还会发生钻柱被“锁住”无法向前钻井的情况，钻速减慢，摩阻扭矩急剧升高，当井深达到4495米时，钻具产生屈曲变形，导致根本不能用滑动钻井的方式钻进。此后，只能用旋转钻井的方式钻进。根据地质要求轨迹将以井斜角为90稳斜钻进，实际上BHA呈增斜特性，在钻穿盖层后这一趋势更为加强，井深4660米时井斜增至93，其后准备采用降斜BHA钻井，由于顶驱坏被迫提前完钻，Leg2井眼的全部井段均在产层之内。施工中，型号为GF45和GF80的两只镶齿牙轮钻头的ROP分别达到6.2和7.8米/小时，取得了较好的效果。在BHA中加入
12、了搅动短节（Agitator），提高了滑动钻进方式下的钻井效率。由于钻头与井眼的情况不匹配，型号为Ti2123和Ti3045D的孕镶齿钻头不能下到井底，在今后此类钻头的设计中要缩短保径部分的长度和面积，同时在施工中也要考虑将此类钻头作为第一只下井的钻头。PDC钻头试验也不成功，由于井下振动不能选用合理的钻井参数，ROP低。斜向器回收一次成功。顺利下入4 1/2油管完井。本井施工周期长的主要原因是NPT（非生产时间）长，如按作业情况分，NPT最长的是12 1/4井段，占43%；其次是是8-1/2井段Leg1 Sidetrack和Leg2，分别占23%和18%。如果按种类分，前三位的是钻机、粘卡事
13、故和定向井作业及仪器，分别占41%、21%和19%。其他影响因素还有ROP低、ILT（不可遇见损失时间）过长和产层不确定性等，针对以上四个方面的原因，提出如下的应对措施：对NPT（非生产时间）过长的问题，首先要解决钻机和相关的设备问题，要有第三方组成的专业人员对钻机和相关的设备进行全面的QA（质量保证）和QC（质量控制）检查和验收，只有通过了验收才能安装和投入运行；每周要开一次会对NPT进行分析，提出分析报告，跟踪并解决NPT问题。对下一步可能的NPT问题要预测和提出预防措施，使得井队的全体员工和第三方作业者都清楚；要提高全体作业人员的素质和加强各作业队伍之间的沟通和配合，保证监督的指令能顺利
14、地执行；要研究冬天作业气候的影响，制订能适合于冬天施工的各项技术指令，购买必要的能适合于冬天施工的工具和设备；在井深1000米以后用低固相聚合物泥浆体系替换原来的泥浆体系，以降低粘卡事故的风险。对ROP低的问题，要结合该地区的实际情况优选钻头；优化井眼轨迹设计；与国内外的专家进行技术研讨和咨询，以求缩短学习曲线的时间；增强定向井专业服务公司的责任和决策权限，同时对其工作进行评估；新技术应用，例如RTOC（实时作业中心）的应用。对ILT（不可遇见损失时间）过长的问题，主要是对现场全体作业人员实行激励机制，以调动全员职工的积极性；同时现场作业各方要提高有关人员的业务技术和语言交流能力；请专家对现场
15、作业人员进行培训。对产层不确定性问题，要对地震数据更新和再处理，提高对产层顶部和底部深度范围的认识；在施工中要以把分支水平段的轨迹控制在产层内为原则。实钻轨迹和设计轨迹的对比如下图，第一分支由于摩阻的原因，第二分支由于设备的原因，实钻轨迹的长度没有达到设计轨迹要求。2.1.2 CB2-2井CB2-2井是辽河钻井一公司打的长北气田第二口双分支水平井，该井于2006年4月1日就位，7月30日完井，共计119天，井深5484米，比设计提前17天。12 1/4井眼KOP为1120米，此后连续造斜钻井，顺利钻穿产层上部的煤层着陆，着陆点井深3361米，井斜角85。由于LWD不能完成测井任务，采用钻杆送入测井，通井下入9 5/8套管。套管进入产层垂深2米，水泥返高1468米。两个8 1/2水平分支井眼均采用导向螺杆钻具组合和三牙轮钻头钻井，ROP比CG1-1井高。由于疏忽，第一分支水平段侧钻点遇到煤层，分支段长仅为953米；第二分支水平段由于气藏底界浅，分支段长也只钻了1175米，水平段总长比设计少2128米。7预钻孔筛管过第二分支侧钻点（3382米）下入到第二分支水平段内，上部座挂在9 5/8套管内，以便此后连续油管和
