WC-A1井TAML五级分支井钻井技术研究及应用

薛 洋

(中海油田服务股份有限公司， 广东 湛江 524057)

文昌A油田位于南海北部大陆珠江口盆地珠三拗陷琼海凸起中部，为低幅披覆背斜构造。油层储层为珠江组一段，岩性主要为泥质粉砂岩，油层有效厚度0.6～2.1 m，为低渗低孔、多层断块储层，前期采用水平井或侧钻水平井开发，不能完全控制含油面积。为降低钻井成本，改善油藏开发效果，提高油气产量，开展了海上TAML五级分支井钻井技术研究[1-3]。

TAML是按多分支井的连通性(Connectivity)、隔离性(Isolation)、可达性(Accessibility)3个特性来评价其技术和分级的。1997年，英国Shell公司Eric Diggins按复杂性和功能性建立了分支井分级体系，即TAML(Technology Advancement for Multilateral Well)分级[4-5]。据TAML发表的数据表明，目前在全球已钻成的数千口分支井中，96%左右为四级以下分支井，而五级分支井施工难度大，它不仅能够在主井眼和分支井眼连结处下套管并注水泥，还增加了可在分支井套管和主套管连接处提供压力密封的装置[6-8]。

1 TAML五级分支井井眼轨迹控制

1.1 轨迹设计原则

由于分支井大多数是从套管内开窗侧钻，其轨迹设计通常为三段制，即直(开窗)—增(造斜)—稳(水平)，出窗口后尽快与主井眼分离，但要以轨迹简单可行为主要方向，最好为二维井；其次造斜率的选择要应满足地质对井眼轨迹的要求，还需兼顾后续带弯角尾管顺利下入，狗腿尽量小，不宜超过5 (°)/30 m；最后应以目前该区块成熟的井眼轨迹控制技术为基础[9-10]。

在分支点选择上，要避免套管接箍；选择稳定地层，尽量避开水层；开窗点需复测套管壁厚及固井质量，选择水泥胶结较好的地层，保证后续壁挂式悬挂器顺利坐挂[11-12]。

按以上原则，通过Compass软件对WC-A1井进行轨迹设计。导入主井眼轨迹数据，通过地质靶点确认需要水平钻进的靶点深度及油层的地层倾角，开窗点避开老井套管接箍，采用三段制，造斜结束后进入稳斜段，轨迹设计数据如表1。

表1 WC-A1井分支井轨迹设计数据

根据以上轨迹情况，设计井身结构如图1。主井眼保留生产，ø244.47 mm套管开窗侧钻A1分支井。一开ø215.9 mm井段钻至1 640 m着陆，钻遇地层依次为粤海组、韩江组、珠江组一段，下ø177.8 mm尾管，封固非目的层段；ø152.4 mm井段钻水平段。

图1 文昌A1五级分支井井身结构设计

1.2 旋转导向工具优选

如果开窗点附近井斜小于2.5°，需使用陀螺定向，而且通过Landmark软件计算可知钻具出窗口后与主井眼中心距分离4 m以上测斜才会没有磁干扰影响，所以在直井段开窗一般选用马达造斜至一定角度后，再起钻更换旋转导向工具[13-15]。但WC-A1井会下入3.8°大弯角尾管，必须要考虑井眼轨迹平滑，否则一旦遇阻，ø177.8 mm尾管极有可能下不到位。钻井液采用分散性泥浆体系，适当扩眼，有利于尾管下入。综合考虑磁干扰和井径，推荐Xcel指向式旋转导向工具用于该分支井作业，如图2。

图2 旋转导向Xcel工具剖面图

Xcel工具的工作原理为指向式，不受井径的影响，在文昌区块50%～60%力度就能满足3.0～4.5 (°)/30 m造斜率的要求，地层匹配性较好，而且内置“转速陀螺仪”，可以解决盲区里工具无法定向的问题，还具有一定的抗磁干扰能力。

2 TAML五级分支井核心工具

2.1 S-3型 Hook Hanger 壁挂式悬挂器

为实现分支井眼与主井眼之间机械连接，Hook Hanger悬挂系统安装在主井眼套管窗口上，使壁挂式悬挂器能够在主井眼与分支井眼连接处提供机械支撑，让钻具能够进入主井眼或者分支井眼，并在钻进过程中隔离主井眼或分支井眼。

壁挂式悬挂器顶部接头上端连接带有送入工具接口的坐封滑套或者顶部封隔器，导向器夹头沟槽定位于顶部短节，分支井眼导向器与坐封工具组合连接下入，在主井眼窗口能够提供抗扭能力。密封筒面设计于壁挂式悬挂悬挂器的上下短节处，能够与导向器形成密封。S-3型壁挂式悬挂器结构如图3所示。

图3 S-3型壁挂式悬挂器

2.2 分支井眼导向器

分支井眼导向器是井眼重入的关键工具，它由GS(导向器回收捞矛)部位、卡入/卡出夹头、扭矩片、O型密封圈等组成。导向器本体与井筒内的壁挂式悬挂器预留的凹槽、键块相配合实现定位，并利用钻杆送入，沿壁挂器本体定向部分进入分支，同时管内提供循环通道。通过壁挂式悬挂器隔离主井眼后，导向器能够进入分支井眼，下放20 kN使夹头卡入凹槽，过提30 kN验卡。导向器结构如图4。

图4 分支井眼导向器

另外，导向器表面为疏水性材料，组装导向器与壁挂式悬挂器时，在间隙中涂满玻璃胶，能够阻止水泥及杂质进入导向器和壁挂式悬挂器之间的空隙。两端采用双向卡瓦，避免固井结束后送入工具时带动尾管串。在采用双向卡瓦尾管挂或尾管封隔器后，可以使用尾管送入工具一趟回收分支井导向器，并直接下钻冲洗混浆，避免水泥混浆凝固。分支井眼导向器性能参数：

最大外径

169 mm

最小内径

153.1 mm

长度

9.74 m

脱手力

20 kN

抗内压等级

34.5 MPa

最大抗拉等级

200 kN

3 现场施工工艺

3.1 主井眼暂堵及一体化斜向器开窗

为保证主井眼储层完整性和建立分支井眼钻井过程中循环通道，首先在开窗点以下50 m下入暂堵封隔器，试压合格后，垫入高黏度泥浆至设计开窗点，防止开窗时候铁屑和固井期间水泥沉积，影响后期破裂盘打破。

使用一体化斜向器(如图5)同时实现定向、开窗及修窗。钻具组合如下：ø244.47 mm斜向器+ ø215.9 mm开窗磨鞋+ ø209.55 mm下西瓜磨鞋+ ø161.92 mm挠性短节+ ø218.44 mm上西瓜磨鞋+ ø165.1 mm钻挺1根+ ø171.45 mm定向接头+ ø165.1 mm钻挺5根+ ø127 mm钻杆。到达设计开窗深度后，测陀螺，调整斜向器工具面。然后投球加压13.79 MPa坐挂斜向器，下压50 kN验证坐挂，继续加压至22.4 MPa，击破开窗磨鞋里面的破裂盘。

图5 一体化斜向器剖面

开窗及修窗。开窗铣锥到达斜向器顶部时，用醒目颜色油漆每0.20 m间隔标记钻具深度位置。开窗的过程中先用低钻压、小转速，在确认下西瓜磨鞋全部出窗口后，可逐渐加大钻压。修窗时使用高转速修窗，直至上提下放无阻挂为止。参数：钻压10～20 kN，排量60 L/s，转速70～100 r/min。

3.2 井眼轨迹控制及钻井液性能维护

由于WC-A1井钻遇地层主要为粤海组、韩江组及珠江组一段，设计轨迹的连续斜造率为3.5 (°)/30 m，因此分支井钻进过程中最主要的是对定向井轨迹的控制。通过前期对文昌区块大量开发、调整井的井史大数据的总结，优选出造斜能力稳定、抗磁干扰强的旋转导向Xcel工具作业工艺。作业过程中，一开ø215.9 mm井段旋转导向指令选用40%～60%力度即可达到2.5～4.5 (°)/30 m造斜率，确保水平井中靶精度要求。

另外，由于要下入3.8°大弯角尾管，为保证尾管顺利下入，兼顾井壁稳定及降低磨阻，钻井液方面配合定向井轨迹控制，采用分散系泥浆体系，分阶段、分地层做好维护措施。粤海及韩江组采用简单的PDF-PLUS/KCL泥浆钻进，黏度32～34 s，密度1.10 g/cm3以内。进入珠江组后，将黏度适当提高至35～40 s。完钻后，井底垫入含高浓度PF-GRA和PF-LUBE等润滑材料的泥浆，增加井壁润滑性。

3.3 斜向器回收及壁挂式悬挂器坐挂

一开完钻后，通过GS捞钩抓捞斜向器上的回收槽回收斜向器。钻具组合为：捞钩+定向接头+ø127 mm加重钻杆18根+ø127 mm钻杆。缓慢下放捞钩喷射孔到斜向器打捞槽底部，并做好标记。开排量16 L/s冲洗打捞槽，冲洗完2圈后，投测陀螺，再调整捞钩方向，打捞斜向器。过提150 kN解封起出斜向器后，然后下入3.8°弯角尾管。若尾管在主井眼封隔器深度遇阻，则说明进入主井眼，此时上提至窗口以上10 m，旋转45°，继续尝试直至进入分支井眼。

尾管串壁挂式悬挂器在开窗点以上10 m，控制下放速度。若管串在预定深度遇阻，则成功定位，继续下压100 kN坐挂壁挂器；若没有遇阻并能下过预定坐挂深度2～3 m ，则没有定位，此时上提管串至窗口以上10 m旋转45°，继续尝试直至定位壁挂式悬挂器，然后固井。ø177.8 mm尾管串如图6。

图6 ø177.8 mm尾管串管柱示意

固井完成，通过主井眼导向器清洗主井眼残留水泥浆至封隔器深度，然后组合分支井眼ø152.4 mm水平段钻具，通过分支井眼导向器并进入分支井眼继续钻进。

3.4 实施效果

该井的分支井眼满足TAML五级分支井工程要求，最终ø152.4 mm水平段钻进330 m，储层钻遇率高达98.7%。原主井眼配产25 m3/d，通过五级分支井技术，合计投产83 m3/d，为单井的3.3倍，产液量达到明显提升，有效地提升了单井产量和控制储量。

4 结论

1) WC-A1井通过五级分支井钻井技术，突破了海上平台受限于槽口限制，增加了井眼在油藏中的泄油面积，实现了对边际油藏及重质原油的经济开采；同时有助于老井挖潜分布在不同层位的剩余油，提升了老井的利用率。该技术在海上油气勘探开发中拓展低效井贡献了新的思路。

2) 轨迹控制、壁挂式悬挂器坐挂、井眼重入等是五级分支井技术难点，因为后续关系到带弯角尾管能否顺利下入。所以，在钻井作业前必须对井身结构、定向井轨迹控制、钻井液性能等方面进行优化，施工中尽量降低磨阻。

3) 目前五级分支井钻井技术由于技术及工具限制，国内外作业比较少。随着对石油能源开发的需求，该技术必将成为海上油田增产的主要技术手段之一。我国五级以上分支井技术刚刚起步，许多新式的工具和仪器还有待完善，许多技术难题需要进一步解决。