直井钻机钻浅垂深SAGD井试验研究

李红星 郭骁 李思洋 张菲菲

1.中海油田服务股份有限公司；2.长江大学

SAGD技术全称蒸汽辅助重力泄油，是开发超稠油的一项前沿技术，该技术技术原理：从稠油油藏顶部附近的水平井将蒸汽注入油藏来加热稠油，加热后的原油和蒸汽冷凝液从油藏底部的水平井产出。SAGD技术已经在委内瑞拉、加拿大、美国等国稠油主要产区广泛应用，尤其在加拿大地区，SAGD技术已经实现大规模工业化应用［1］，总日产油超过5 000 t/d。然而，由于加拿大地区的稠油储层普遍分布在300 m以内的浅垂深地层，为方便开采，过去SAGD井常常使用斜井钻机进行钻井，开采成本极高。面对如今持续动荡的国际油价，降低稠油开采成本迫在眉睫。优化SAGD技术能够使稠油开发成本大幅度降低［2］，其中重要的举措之一是利用直井钻机代替斜井钻机进行SAGD作业，使钻机和井口装置常规化；另一种方法是采用注汽井和生产井共享一个井口，大幅度节省油田地面场地面积。但是，上述降本增效途径需要突破几个关键钻完井技术难题，包括：造斜点浅，入泥20 m开始造斜，且设计井眼轨道造斜率较高，需要达到10～13.5(°)/30 m；直井段浅，钻具和管柱没有足够的重力；在井口狭小空间，注汽井与生产井在水平段保持并行5 m钻进时，同时在注汽井进行钻进作业和在生产井进行磁导向(Ranging)作业；大水垂比的井眼延伸及井眼轨迹控制［3］；高造斜率井眼轨迹的测井、固井质量保证及套管的下入等。为了验证直井钻机钻浅垂深SAGD井的可行性，中海油服和Nexen公司在中海油服新疆实钻试验基地进行了一对SAGD井KS3-D1-1h(生产井)和井KS3-D1-2h(注汽井)的实钻试验作业，证明了用直井钻机钻浅垂深SAGD井是可行的。

1 关键技术

1.1 共享井口井身结构

为了节省油田建造面积，降低油田开发成本，在采用SAGD开采稠油时，将注汽井与生产井共享一个井口。这种设计给SAGD钻完井带来两大难点：一是注汽井与生产井防碰难度增大，二是在狭小的井口区域，要实现注汽井的钻井作业和在生产井中的磁导向作业同时进行，狭小的井口区域必须保证磁导向仪器通过测井车用电缆能有效下入，见图1。

图1共享井口井身结构Fig.1 Sharing-wellhead casing program

新疆实钻试验是根据中海油NEXEN公司在加拿大当地的油砂油田的地层情况、井身结构完全不变拿到新疆来进行多项技术可行性验证，在NEXEN油田垂深100～110 m处有冰川层，必须要封固Ø244.5 mm套管，在NEXEN油砂油田，这层套管是必须的。

在NEXEN稠油油田开发中，SAGD井组的设计按照生产井井口与注汽井井口并行排列，排距为25 m，相邻生产井或注汽井的井口距为10 m，一般每个井组设计15～20对井。为了节省油田地面建设费用，采用共享井口，在Ø749.3 mm导管中下入两套Ø339.7 mm套管(分别预制有造斜装置)用于生产井和注汽井作业，同时达到满足入泥20 m进行中曲率半径(造斜率15(°)/30 m)造斜需要的技术验证；水平段极限延伸验证(本井最大水垂比达到7.1)；Ø177.8 mm套管及筛管的下入及筛管损伤情况分析；SAGD井组水平段并行钻进1 000 m轨迹控制情况验证：在注汽井钻井作业时，同时在生产井筛管中进行磁导向作业的可行性验证(主要是验证井口防喷器组空间是否影响磁导向作业)。

1.2 浅层造斜

随着SAGD高造斜率井眼钻完井技术在油砂油或稠油开采中推广和应用，对于目的层垂深仅为200～300 m左右着陆的油层，钻井时，造斜点一般在入泥15～25 m，且造斜率需要达到6～9(°)/30 m，该位置地层一般为黄土层，没有胶结，常规造斜工具很难满足较高造斜率的要求［4-5］。为了解决上述技术问题，本文提供了一种浅层造斜工具。

钻具组合中螺杆钻具采用2°弯角，实现了在松软、没有胶结地层(如黄土层)的初始井段提供具有较大斜面角的导斜面，初始造斜钻进30 m的造斜率约8.9(°)/30 m，浅层造斜测斜数据见表1。

表 1浅层造斜测斜数据Table 1 Kicking off and deviation data of shallow formation

1.3 高造斜率轨迹控制

为了实现用直井钻机代替斜井钻机实施SAGD井钻完井作业，SAGD井组必须垂直开钻，不像斜井钻机具有初始井斜。因此钻至着陆点需要更高的造斜率，一般需要达到10～15(°)/30 m，同时满足钻具组合通过套管的要求，本实钻试验采用了特殊设计的低弯点距螺杆钻具，该低弯点距螺杆钻具与常规螺杆钻具结构尺寸对比如图2所示。

图2低弯点距螺杆钻具与常规螺杆钻具结构尺寸对比图Fig.2 Structural size comparison between the screw drill tool with low bent point distance and the conventional

根据“修正的三点定圆法”［6］计算单弯螺杆钻具造斜率见表2。

从表2可以看出，1.75°螺杆钻具可以满足高造斜率［5］要求，实钻试验中，平均造斜率达到13.50 (°)/30 m，最大造斜率达到14.83(°)/30 m。

表2计算单弯螺杆钻具造斜率Table 2 Calculated buildup rate of single-bend screw drill tool

1.4 精准井眼轨迹控制和磁导向钻井

为了保证SAGD井组注汽井与水平井在水平段保持5 m的垂向间距并行钻进900 m，在注汽井钻井作业时，在钻具组合钻头上部接强磁接头，在生产井中通过测井车用电缆下入带爬行器的磁导向仪器组合，磁导向仪器每次先行爬行30 m左右，通过测量强磁接头的磁场强度，实现磁导向，计算出钻头位置与生产井轨迹的相对位置关系，然后通过在注汽井的定向钻进轨迹控制，保持两井水平段并行钻进［7］。当强磁接头逐渐靠近探管，Z轴进入信号盲区，信号幅值逐渐降低；且强磁接头处于探管正上方，Z轴信号幅值最低；随着强磁接头远离探管，Z轴离开信号盲区，信号幅值逐渐增大。实钻过程中磁导向测量磁场信号如图3所示。

图3磁导向强磁接头磁场信号Fig.3 Magnetic field signal of magneticallyoriented strong magnetic joint

实钻试验实现了精准井眼轨迹控制，水平段控制在设计线上0.44 m、下0.27 m、左0.86 m、右1.17 m的目标范围内；实现了精确的磁导向钻进，上下两口井的水平段控制在4.55～5.44 m范围内并行钻进900 m。

1.5 优质钻井液性能

实钻试验中面临的主要钻井液问题如下：地层胶结疏松，容易发生漏失；井眼的水平段长，井壁容易失稳；狗腿度大，转速受限，水平段井眼清洁存在很大挑战；轨迹复杂,井下摩阻扭矩大。因此，钻井液必须保持良好的润滑性能、封堵性能和较低的ECD［8］。实钻试验中，采用了合适的钻井液密度，保持物理平衡，增加盐含量，降低活度；加入封堵剂，控制排量、固相和流变性能；加入 3%左右的LUBE，0.5%～1%固体大球PF-BLA B，0.5%石墨GRA，高效润滑材料，保持裸眼摩擦系数达到0.2～0.24。实钻过程中通过多次短起下，清除岩屑床，修整井壁，降低井底ECD值，控制钻井液流态，注意保持钻井液动切力的稳定，防止动切升高影响ECD。

1.6 大水垂比井眼延伸及套管下入

生产井KS3-D1-1h完钻井深2 003.48 m，垂深251.46 m，最大井斜90.80°，水平段长1 311 m，水平位移1 763.88 m，水垂比达到7.02；注汽井KS3-D1-2h完钻井深1 583.00 m，垂深246.74 m，最大井斜90.74°，水平段长900 m，水平位移1 363.60 m，水垂比达到5.53。

经过软件分析计算，定向钻进时，螺杆钻具滑动钻进的最大井深为850 m；为保证Ø177.80 mm套管管柱顺利下到底，需要提供15 kN的压力；为保证油管管柱能下到底，需要提供72 kN的下压力。实钻试验过程中，通过倒装加重钻杆和钻铤提供钻压，使定向滑动作业持续进行，通过顶驱下压装置提供下压力和低速旋转套管使套管下入［9］。

2 实钻试验

2.1 试验井基本情况

试钻井的基本地质情况如表3所示，主要以泥砂岩为主，地层胶结疏松。生产井井眼轨迹如表4所示，注汽井井眼轨迹设计如表5所示。

表 3实钻地层基本地质情况Table 3 Basic geological situations of the actually drilled formations

表 4 KS3-D1-1h井井眼轨迹设计Table 4 Hole trajectory design of Well KS3-D1-1h

2.2 试验井钻具组合及钻井参数设计

2.2.1 实钻试验一开施工情况

KS3-D1-1h井，Ø939.80 mm井眼施工钻具组合：Ø939.8 mm牙轮钻头×0.86 m+Ø228.6 mm变扣×0.80 m+Ø203 mm钻铤×8.93 m+Ø127.00 mm变扣×0.78 m+Ø127.00 mm加重钻杆×18.68 m。钻进至22.7 m中完，下入Ø812.8 mm导管至22.7 m，固井水泥返出至地面。

KS3-D1-2h井，Ø749.3 mm井眼施工钻具组合：Ø749.3 mm牙 轮 钻 头×0.86 m+Ø228.6 mm变 扣×0.80 m+Ø203 mm钻铤×8.93 m+Ø127.00 mm变扣×0.78 m+Ø127.00 mm加重钻杆×183.03 m。钻井参数：钻压10～30 kN,转速20～30 r/min，排量2 200～2 800 L/min。钻进至42.2 m中完，短起下，下入Ø339.7 mm预置造斜工具+Ø339.7 mm套管。

表 5 KS3-D1-2h井井眼轨迹设计Table 5 Hole trajectory design of Well KS3-D1-2h

KS3-D1-1h 井下至42.2 m，预置方向340°；KS3-D1-2h井下至37.2 m，预置方向50°，共享井口见图4。

图4试验井共享井口实拍图Fig.4 Photo of the sharing wellhead of the test well

2.2.2 共享井口Ø311.5 mm井眼施工情况

钻水泥塞钻具组合：Ø311.15 mm牙轮钻头×0.33 m+Ø203 mm变扣×0.84 m+Ø203 mm钻铤×2(17.71 m)+Ø127 mm变 扣×0.78 m+Ø127 mm HWDP加重钻杆×27.58 m，钻水泥塞至38 m，预置造斜工具斜面处。

正常钻进钻具组合：Ø300 mmPDC钻头×0.37 m(喷嘴：Ø32 mm×3+Ø20 mm×1)+Ø203 mm低弯点螺杆钻具×6.72 m(2°弯角，弯点距1.17 m，Ø295 mm扶正套)+ Ø266.7 mm扶正器×1.63 m+Ø203PM×2.73 m+Ø203 mm FE×3.96 m+Ø203 mmPWD×2.27 m+Ø203 mm HOC×3.05 m+Ø203 mm定向接头×0.62 m+变扣接头×0.78 m+ Ø127.00 mm加重钻杆×164.85 m。

钻井参数：排量1 500～1 900 L/min，钻压20～30 kN；旋转参数：转速10 r/min，钻压20 kN，排量1 700 L/min。

实测预置造斜工具可提供3°以上的井底初始井斜，螺杆初始滑动造斜率8.9(°)/30 m，以单根为单位滑动造斜、测斜，提高轨迹描述精度。滑动占比75%～80%即可满足设计6.5(°)/30 m。KS3-D1-1h井于129 m中完，KS3-D1-2h井124.66 m中完，下入Ø244.5 mm套管顺利到位。Ø311.5 mm井眼有磁干扰井段复测陀螺，保证测斜数据准确。

2.2.3 KS3-D1-1h井Ø215.9 mm井眼施工情况

钻水泥塞钻具组合：Ø215.9 mm牙轮钻头×0.24 m+Ø165.1 mm浮阀接头×0.9 m+Ø165.1 mm钻铤×55.22 m+Ø127 mm加重钻杆×27.65 m，钻具钻水泥塞至新地层，做地层承压试验。

高造斜率段钻进钻具组合：Ø215.9 mm牙轮钻头×0.24 m+Ø172 mm螺杆钻具×7.44 m(1.75°弯角)+Ø172mm PM×2.75 m+Ø172 mm FE×7.08 m+Ø172 mm PWD×2.47 m+Ø172 mm悬挂短节×2.94 m+Ø165.1 mm浮阀接头×0.78 m+Ø127 m加重钻杆×84.47 m+Ø165.1 mm震击器×10.44 m+Ø127 mm加重钻杆×327.61 m。

滑动钻进参数：钻压20～30 kN，排量1 600～1 800 L/min；旋转钻进参数：钻压20～30 kN，排量1 600～1 800 L/min，转速20 r/min。

以单根为单位滑动造斜、测斜，提高轨迹描述精度。设计10.4(°)/30 m段进尺164.2 m，滑动钻进132.5 m，占比80.7%。最大狗腿度14.07(°)/30 m，最小狗腿度7.3(°)/30 m，平均狗腿度10.1(°)/30 m，轨迹满足设计需求。

着陆扭方位钻进钻具组合：Ø215.9 mm牙轮钻头×0.24 m+Ø172 mm螺 杆 钻 具×8.17 m(1.25°弯角)+Ø172 mm PM×2.75 m+Ø172 mm FE×7.08 m+Ø172 mm PWD×2.47 m+Ø172 mm悬挂短节×3.01 m+Ø165.1 mm浮阀接头×0.78 m+Ø127 mm加重钻杆×84.47 m+Ø165.1 mm震击器×10.44 m+Ø127 mm加重钻杆×84.47 m+Ø127 mm钻杆。

滑动钻进参数：钻压50～60 kN，排量1 800～2 000 L/min；旋转钻进参数：钻压20～30 kN，排量1 800～2 000 L/min，转速40～50 r/min。以单根为单位滑动造斜、测斜，提高轨迹描述精度。扭方位着陆段进尺390 m，滑动钻进254.3 m，占比65.2%，平均狗腿度4.6(°)/30 m。

通过多次短起下，清洁井眼，降低当量循环密度，上移加重钻杆组合倒装钻具，提供足够的钻压，整个钻进区间的钻具结构及ECD变化见表6。

为了保证KS3-D1-1h井水平段轨迹平滑，按照勤调少调原则，钻进至2 003.48 m完钻，实钻水垂比达到7.02∶1。短起下后通井，使用钻杆传输测量着陆点以上井径，使用下套管加压装置，下套管至1 998.55 m。固井，候凝，移井架至KS3-D1-2h井，不占井口，使用爬行器拖带测固井质量仪器测固井质量。

2.2.4 KS3-D1-2h井Ø215.9 mm井眼施工情况

KS3-D1-1h井不占用井口下入磁导向探管。磁导航仪器串设计为：Ø48 mm探管×1.25 m+电缆头+爬行器。因KS3-D1-2h防喷器组会遮盖KS3-D1-1h井口，纵向空间长度太短，阻挡爬行器及磁导向工具进入井内。在套管头与防喷器之间增加升高管，升高防喷器组2 m，给磁导向工具入出井留出足够纵向空间，见图5。

图5井口改造简易图Fig.5 Sketch of wellhead reconstruction

KS3-D1-2h井Ø215.9 mm井眼钻水泥塞、增斜段、扭方位着陆段钻具组合与KS3-D1-1h井相同。

高狗腿度增斜段进尺 150.19 m，滑动钻进 129.3 m，占比86%，最大狗腿度14.83(°)/30 m,最小狗腿度10.6(°)/30 m,平均狗腿度12.7(°)/30 m,扭方位段着陆段进尺398 m，滑动钻进230.61 m，占比57.94%，平均狗腿度4.44 (°)/30 m。钻进至636 m起钻，起钻更换磁导向组合。磁导向钻具组合：Ø215.9 mm牙轮钻头×0.24 m+Ø165.1 mm强磁接头×0.39 m+Ø172 mm常规螺杆钻具×8.17 m(1.25°弯角，弯点距1.5 m，扶正套外径213 mm)+Ø172 mm PM×2.75 m+Ø172 mm FE×7.08 m+Ø172 mm PWD×2.47 m+Ø172 mm悬挂短节×2.94 m+Ø165.1 mm浮阀接头×0.69 m+Ø127 mm加重钻杆×84.47 m+Ø127 mm钻杆。

始终保持KS3-D1-1h井磁导航探管在2井轨迹前引导钻进施工。KS3-D1-2h井每钻完3单根KS3-D1-1h井下电缆一次，在KS3-D1-2h井录数据期间，KS3-D1-1h井电缆静止等待；KS3-D1-2h井每钻完一根，上提出钻盘，按2 m/min匀速下放，录取一次数据，钻台上由专人负责使用对讲机每米报一次深度数据，磁导向工程师完成数据录入工作，根据计算位置关系指导定向井工程师按指定方向钻进。

在636～1 340 m井段磁导向引导钻进17个位置点，实现精确磁导向。

2.3 井径测量方法

KS3-D1-1h井井深200 m井斜达到50°狗腿度设计10.4(°)/30 m，常规测井方法下入困难。使用钻杆传输测井完成着陆段以上井径测量。

2.4 高狗腿度井段固井及固井质量测量方法

分级箍以上每根套管加一个半钢套管扶正器，保证套管居中；采用单级，领、尾浆固井；尾浆采用聚合物水泥浆体系，密度1.90 g/cm3，领浆采用聚合物水泥浆体系，密度1.75 g/cm3，水泥浆返至地面。领浆裸眼附加量5%，尾浆裸眼附加量50%。实钻完成后，不占用井口，采用爬行器拖带SBT测固井质量仪器测量固井质量，固井质量良好。

3 结论

(1)在中海油服新疆实钻试验基地，用直井钻机代替斜井钻机钻一对浅垂深目的层的SAGD井组的钻完井作业实钻试验成功，可以投入实际生产使用。其中，在共享井口中实现了钻井与磁导向作业同步进行。

(2)在同类型SAGD井组钻井中提供范例，探索了直井钻机钻一对浅垂深目的层的SAGD井组的可能性，优化SAGD钻井技术，降低稠油开发成本，值得推广应用。

(3)本方法仅对浅垂深目的层有效，实际应用条件有所限制。