王居賀 孫偉光 于東兵

(1.中國(guó)石化集團(tuán)縫洞型油藏提高采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 2.中石油江漢機(jī)械研究所有限公司)

0 引 言

經(jīng)過(guò)30多年的技術(shù)發(fā)展，國(guó)外連續(xù)管鉆井技術(shù)已經(jīng)在包括美國(guó)阿拉斯加、加拿大、中東、拉美、東南亞等國(guó)家和地區(qū)廣泛應(yīng)用，成為老井挖潛增產(chǎn)的重要手段之一[1-2]。僅Baker Hughes公司就已經(jīng)開(kāi)展了超過(guò)12 000趟鉆的連續(xù)管鉆井活動(dòng)，總進(jìn)尺數(shù)超過(guò)1 219 200 m?？傮w上國(guó)外連續(xù)管側(cè)鉆技術(shù)聚焦于淺層儲(chǔ)藏開(kāi)發(fā)，井眼垂深主要集中在1 500～3 000 m。國(guó)內(nèi)中石油江漢機(jī)械研究所有限公司自2012年開(kāi)展連續(xù)管鉆井技術(shù)研究以來(lái)，共進(jìn)行了20余井次的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，創(chuàng)下了單井進(jìn)尺1 015 m、最大井斜角90.11°、水平段長(zhǎng)123 m等多項(xiàng)國(guó)內(nèi)紀(jì)錄，但都需要從?139.7 mm(5.500 in)套管內(nèi)起出原井生產(chǎn)管柱后再使用?60.3 mm(2.375 in)或?73.0 mm(2.875 in)連續(xù)管開(kāi)展定向鉆井。連續(xù)管側(cè)鉆技術(shù)的優(yōu)勢(shì)是省去起出油管的費(fèi)用，縮短非生產(chǎn)周期。當(dāng)前國(guó)外普遍采用不起出生產(chǎn)油管柱，通過(guò)連續(xù)管經(jīng)過(guò)油管柱對(duì)現(xiàn)有儲(chǔ)層進(jìn)行加深或?qū)ξ撮_(kāi)發(fā)層段進(jìn)行開(kāi)窗側(cè)鉆的作業(yè)方式；其次，利用連續(xù)管的柔性特性可實(shí)施小井眼短半徑鉆水平段以避開(kāi)復(fù)雜蓋層，快速進(jìn)入目標(biāo)儲(chǔ)藏。然而國(guó)內(nèi)暫未開(kāi)展連續(xù)管過(guò)油管側(cè)鉆技術(shù)的相關(guān)研究。

隨著國(guó)內(nèi)油氣資源開(kāi)發(fā)聚焦于保障各區(qū)塊產(chǎn)能要求，重視恢復(fù)老井產(chǎn)能，因此各油田公司迫切需要對(duì)老井進(jìn)行改造，以此來(lái)恢復(fù)問(wèn)題井的生產(chǎn)，保障能源穩(wěn)定[3]。常規(guī)側(cè)鉆技術(shù)在保產(chǎn)能時(shí)降本增效空間已經(jīng)非常有限[4]。國(guó)外鉆井實(shí)踐表明，相比常規(guī)側(cè)鉆技術(shù)，采用連續(xù)管側(cè)鉆技術(shù)特別是連續(xù)管過(guò)油管技術(shù)能夠在原有側(cè)鉆的基礎(chǔ)上再節(jié)約20%～40%的成本。因此開(kāi)展連續(xù)管過(guò)油管側(cè)鉆技術(shù)研究對(duì)于推動(dòng)油公司進(jìn)一步提速增效，實(shí)施老井改造具有重要作用。

塔河油田儲(chǔ)層為碳酸鹽巖，儲(chǔ)集體受裂縫和溶蝕空洞發(fā)育影響，非均質(zhì)性強(qiáng)，儲(chǔ)集空間類(lèi)型復(fù)雜，儲(chǔ)層分布差異性大。塔河油田在開(kāi)采時(shí)，常規(guī)開(kāi)發(fā)井一個(gè)井眼聯(lián)通一個(gè)儲(chǔ)集體，隨著開(kāi)發(fā)年限的延長(zhǎng)，大部分優(yōu)勢(shì)儲(chǔ)集體已進(jìn)入投產(chǎn)階段，井間殘余儲(chǔ)集體儲(chǔ)能有限，采用常規(guī)開(kāi)采方式時(shí)單井產(chǎn)能有限，經(jīng)濟(jì)效益較低。為提高單井對(duì)奧陶系油藏儲(chǔ)量的動(dòng)用程度，2001年塔河油田開(kāi)始實(shí)施側(cè)鉆鉆井工藝，利用老井眼側(cè)鉆定向井與老井眼周邊的殘余儲(chǔ)集體聯(lián)通，以改善井網(wǎng)布置，提升單井動(dòng)用可采儲(chǔ)量。然而到了2020年，常規(guī)超深側(cè)鉆工藝已進(jìn)入降本瓶頸。為了進(jìn)一步提高儲(chǔ)層的動(dòng)用程度，也為了探究連續(xù)管側(cè)鉆工藝的技術(shù)優(yōu)越性及在碳酸鹽巖儲(chǔ)層的適用性，筆者介紹了連續(xù)管過(guò)油管側(cè)鉆短半徑分支井技術(shù)在TH區(qū)塊深井A井的應(yīng)用，通過(guò)工藝及配套優(yōu)化研究解決了深井中巖屑運(yùn)移、井底鉆壓施加、短半徑造斜等技術(shù)難題，并開(kāi)展了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，驗(yàn)證了該技術(shù)在深井改造中的可行性，可為下步在油田老區(qū)實(shí)施技術(shù)示范特別是深井側(cè)鉆施工提供借鑒。

1 技術(shù)難點(diǎn)

A井屬三開(kāi)直井，井深5 730 m，裸眼完井井筒直徑149.2 mm，?177.80 mm(7.00 in)套管從井深5 633 m回固至井口，內(nèi)徑154.8 mm，井筒內(nèi)現(xiàn)有?88.9 mm采油管柱，如圖1所示。

圖1 A井原井筒井身結(jié)構(gòu)Fig.1 Original casing program of Well A

由于該井出水嚴(yán)重，于2021年4月關(guān)井至今。油田擬對(duì)該井實(shí)施老井重入側(cè)鉆，垂深5 698 m，距套管鞋垂距僅為64.2 m，地質(zhì)要求軌跡轉(zhuǎn)平處(垂深5 698 m)位移需大于30 m，以避開(kāi)原井筒，并且儲(chǔ)藏內(nèi)進(jìn)尺不少于30 m。建議利用側(cè)鉆短半徑水平井快速進(jìn)入原井西側(cè)，反演洞頂部位動(dòng)用周邊儲(chǔ)藏，恢復(fù)原井生產(chǎn)。

為了借鑒國(guó)內(nèi)外連續(xù)管側(cè)鉆技術(shù)經(jīng)驗(yàn)[5-6],實(shí)現(xiàn)老井側(cè)鉆，發(fā)揮連續(xù)管起下速度快、可帶壓的優(yōu)勢(shì)，筆者進(jìn)行了深井連續(xù)管短半徑側(cè)鉆工藝試驗(yàn)方案研究，難點(diǎn)主要表現(xiàn)在以下3個(gè)方面。

(1)連續(xù)管匹配難度大。原井筒采用?177.80 mm套管，內(nèi)徑154.8 mm，井深接近6 000 m，連續(xù)管管徑與長(zhǎng)度參數(shù)存在匹配難題。當(dāng)選擇大管徑連續(xù)管時(shí)，滾筒纏繞的連續(xù)管長(zhǎng)度不夠；當(dāng)采用小外徑的連續(xù)管時(shí)，由于纏繞管柱長(zhǎng)，內(nèi)徑摩阻損失大，無(wú)法實(shí)現(xiàn)大排量循環(huán)，造成巖屑返排難。

(2)鉆壓施加困難，機(jī)械鉆速低。連續(xù)管在?177.80 mm套管與原裸眼井眼內(nèi)時(shí)，由于扶正器內(nèi)徑大，連續(xù)管管徑小，當(dāng)連續(xù)管外徑與井筒內(nèi)徑不能達(dá)到最優(yōu)匹配時(shí)，連續(xù)管極易屈曲鎖定，鉆井過(guò)程中易出現(xiàn)彈簧效應(yīng)，造成鉆壓施加不均勻；并且鉆壓可施加值小，出現(xiàn)鉆壓施加難，機(jī)械鉆速低，無(wú)進(jìn)尺。

(3)工具面控制難度大。由于目標(biāo)靶垂深小，需要全力增斜[7-8],地質(zhì)設(shè)計(jì)要求最大造斜率每30 m達(dá)到40°，狗腿度及井斜大要求控向工具在大斜度段擺工具面時(shí)，輸出扭矩必須足夠大，進(jìn)而要求連續(xù)管內(nèi)過(guò)流更大的排量，以此在工具內(nèi)部形成較大壓降，這將導(dǎo)致地面配套設(shè)備無(wú)法滿(mǎn)足要求，鉆進(jìn)時(shí)工具面控向難。

2 工藝研究

2.1 井眼軌跡優(yōu)化設(shè)計(jì)

A井目前套管鞋深度5 633.8 m，地質(zhì)預(yù)測(cè)5 692.5～5 705.0 m屬油氣層位，垂直厚度為10 m。要求通過(guò)側(cè)鉆揭開(kāi)西側(cè)反演洞頂部位，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度，需進(jìn)尺30 m，水平位移70.02 m，軌跡轉(zhuǎn)平處(垂深5 698 m)位移大于30 m。軌跡轉(zhuǎn)平點(diǎn)垂深距離套管鞋深度處僅有65 m。為了達(dá)到地質(zhì)要求，選用短半徑側(cè)鉆軌跡設(shè)計(jì)。本文考慮工具的轉(zhuǎn)彎性能，MWD受磁性干擾等因素，按窗口點(diǎn)5 645 m共進(jìn)行了3種軌跡方案設(shè)計(jì)，即每30 m分別造斜35.78°、39.75°和44.57°，如圖2所示。井眼軌跡采取全增并造斜率逐漸增加形式，得出轉(zhuǎn)平位移分別為37.82、34.11和29.85 m。考慮入窗后要留足調(diào)整方位的垂直距離、定向器控制和地質(zhì)要求，采用第2種井眼軌跡方案，初始每30 m造斜0.89°，后增至每30 m造斜7°，滿(mǎn)足初期試鉆要求，然后軌跡中段保持每30 m造斜39.75°，以滿(mǎn)足地質(zhì)要求。詳細(xì)軌跡數(shù)據(jù)如表1所示。采用方案二后，井眼軌跡可有效與油藏溝通，形成流通通道。

圖2 A井3種軌跡控制方案及油藏溝通圖Fig.2 Schematic diagrams of three trajectories and oil reservoir connections of Well A

表1 短半徑軌跡設(shè)計(jì)表Table 1 Design of short-radius wellbore trajectory

2.2 扶正管柱與井眼直徑設(shè)計(jì)

連續(xù)管末端可輸出軸向力分別考慮了管重力、井斜角、內(nèi)外環(huán)空壓力及管柱與井壁摩擦力，連續(xù)管與套管之間摩擦因數(shù)取0.25，連續(xù)管與裸眼之間摩擦因數(shù)選取0.3[9]。計(jì)算式為：

Fm=Fgcosθ-phAo+pnAi-Ff

(1)

式中：Fm表示連續(xù)管末端可以輸出的力，N；Fgcosθ表示連續(xù)管在綜合工況下管重產(chǎn)生的力，包括防噴盒摩擦力和滾筒注入頭的拉力，N；θ表示井斜角，(°)；phAo表示連續(xù)管外圓截面受環(huán)空的綜合作用力，N；ph表示環(huán)空壓力，Pa；Ao表示連續(xù)管外圓截面積，m2；pnAi表示連續(xù)管內(nèi)圓截面受管內(nèi)作用力的綜合，N；pn表示連續(xù)管管內(nèi)壓力，Pa；Ai表示連續(xù)管內(nèi)圓截面積，m2；Ff表示連續(xù)管管柱受井壁接觸產(chǎn)生的摩擦力，N。

圖3為?50.8 mm連續(xù)管在原井筒內(nèi)(?177.80 mm套管)以及?114.30 mm(4.5 in)和?88.90 mm(3.5 in)2種扶正管柱作用下最大坐放力(軸向力)對(duì)比曲線(xiàn)。由圖3可知：在未進(jìn)入造斜井段前，原井套管柱可輸出的最大軸向力約20 kN；采用?88.90 mm扶正管柱時(shí)可輸出的最大軸向力約35 kN，采用?114.30 mm扶正管柱時(shí)可輸出最大軸向力約29 kN。進(jìn)入?88.90 mm裸眼段后，連續(xù)管末端可輸出最大軸向力分別是10、18及15 kN，如圖4所示。

圖3 不同管柱扶正對(duì)連續(xù)管最大坐放力的影響曲線(xiàn)Fig.3 Effects of centralizing strings on maximum slack-off weights of CT

圖4 相同裸眼直徑下不同管柱扶正對(duì)連續(xù)管最大坐放力的影響曲線(xiàn)Fig.4 Effects of centralizing strings on maximum slack-off weights of CT in the case of the same openhole diameter

連續(xù)管鉆?88.90 mm井眼時(shí)要求有效鉆壓值不小于6.75 kN[10]。連續(xù)管過(guò)3種扶正管柱后可輸出軸向力都可滿(mǎn)足側(cè)鉆軸向力目標(biāo)要求，但因短半徑工程實(shí)施中工具柔性彎曲的附加軸向力要求，對(duì)末端連續(xù)管的輸出力應(yīng)考慮1.5倍的安全系數(shù)。為了增加泄油通道，井眼尺寸選取?88.90 mm的鉆頭實(shí)施作業(yè)，所以工程上?114.30 mm油管柱更優(yōu)，形成了?114.30 mm扶正管柱配套側(cè)鉆?88.90 mm井眼的方案設(shè)計(jì)。

2.3 施工參數(shù)與地面配套研究

巖屑能順利攜帶出井筒是連續(xù)管側(cè)鉆關(guān)注的重點(diǎn)。巖屑沉降末速度計(jì)算式如下[11]：

(2)

式中：v為巖屑沉降速度，m/s；DP為巖屑直徑，m；ρp為巖屑密度，kg/m3；ρf為鉆井液密度，kg/m3；μf為鉆井液黏度，Pa·s。

本文考慮了巖屑直徑、巖屑密度、鉆井液密度及鉆井液黏度對(duì)巖屑沉降末速變的影響。不同巖屑直徑下，鉆井液黏度和密度對(duì)沉降末速度的影響分別如圖5和圖6所示。由圖5和圖6可以看出：在巖屑密度不變的情況下，對(duì)于不同的巖屑直徑，當(dāng)提高鉆井液黏度與密度時(shí)，都有利于降低巖屑沉降末速度；沉降末速度與二者都呈現(xiàn)正比關(guān)系，巖屑直徑越小，巖屑沉降速度越慢。

圖5 鉆井液黏度對(duì)沉降末速度的影響曲線(xiàn)Fig.5 Effects of drilling fluid viscosity on terminal velocity

圖6 鉆井液密度對(duì)沉降末速度的影響曲線(xiàn)Fig.6 Effects of drilling fluid density on terminal velocity

根據(jù)環(huán)空流速與沉降速度試驗(yàn)結(jié)果和現(xiàn)場(chǎng)施工推薦關(guān)系值，按環(huán)空流速10倍于巖屑沉降速度[8]，分析得出施工排量與巖屑直徑的關(guān)系，進(jìn)而研究施工排量與連續(xù)管內(nèi)壓力的關(guān)系，具體如下[9]：

pCT=KpiLCTQ1.8

(3)

Kpi=7 628ρf0.8μf0.2/dCT4.8

(4)

式中：pCT為連續(xù)管管內(nèi)壓降損失，MPa；Kpi為管內(nèi)壓降計(jì)算系數(shù)；LCT為連續(xù)管長(zhǎng)度，m；Q為施工排量，L/min；dCT為連續(xù)管內(nèi)徑，mm。

在保證巖屑順利返出井筒前提下，分析了施工排量對(duì)總壓力的影響，結(jié)果如圖7所示。由圖7可以看出，適當(dāng)降低排量有利于地面泵注設(shè)備選擇，也可保證地面設(shè)備長(zhǎng)時(shí)間工作，同時(shí)減輕連續(xù)管在滾筒、注入頭彎曲與拉直過(guò)程中的疲勞。因此，在正常連續(xù)管鉆井過(guò)程中，考慮鉆井液的強(qiáng)潤(rùn)滑性能，施工排量?jī)?yōu)選300～350 L/min，地面泵組設(shè)備持續(xù)工作參數(shù)選擇應(yīng)滿(mǎn)足排量400 L/min，輸出壓力50 MPa。

圖7 施工排量對(duì)泵壓的影響曲線(xiàn)Fig.7 Effects of pump rate on pump pressure

2.4 側(cè)鉆井工具組合分析優(yōu)化

連續(xù)管裸眼鉆進(jìn)工具組合如圖8所示[10]。

圖8 連續(xù)管裸眼鉆進(jìn)工具組合圖Fig.8 Schematic diagram of the CT BHA for openhole drilling

為了達(dá)到地質(zhì)設(shè)計(jì)時(shí)每30 m造斜39.75°的目標(biāo)，對(duì)工具串中核心工具進(jìn)行了優(yōu)化研究。工具串允許最大剛性段長(zhǎng)度計(jì)算式為[11-12]：

(5)

(6)

式中：Lr為剛性段長(zhǎng)度，m；d為工具外徑，m；rc為工具與井眼環(huán)空間隙，m；R為曲率半徑，m；L2為允許彈性變形后，可通過(guò)工具的長(zhǎng)度。

假定工具外徑不變，僅考慮造斜率與裸眼直徑，式(5)表示剛性段長(zhǎng)度與工具外徑d、曲率半徑R、工具與井眼環(huán)空間隙相關(guān)。計(jì)算結(jié)果表明：該種工況下，?95 mm裸眼井可通過(guò)的剛性工具長(zhǎng)度為3.9 m；當(dāng)工具中有鈦合金管柱時(shí)，存在點(diǎn)接觸，?95 mm裸眼井可通過(guò)的剛性工具長(zhǎng)度為6.8 m。鉆進(jìn)過(guò)程中隨著鉆壓的增大，鈦合金柔性更強(qiáng)，可通過(guò)的鉆具組合長(zhǎng)度也將大于6.8 m。井眼直徑與工具剛性段長(zhǎng)度的分析曲線(xiàn)如圖9所示。由圖9可知，當(dāng)裸眼直徑為90 mm時(shí)，剛性長(zhǎng)度為3.4與5.9 m。因此，在考慮安全系數(shù)的情況下，鉆頭與螺桿長(zhǎng)度必須小于3.4 m，工具組合完成后，通過(guò)鈦合金進(jìn)行過(guò)渡優(yōu)化。

圖9 井眼直徑與工具剛性段長(zhǎng)度分析曲線(xiàn)Fig.9 Variation of the rigid tool section length with the wellbore diameter

分度接頭在工具組合中起到至關(guān)重要的作用，依靠其實(shí)現(xiàn)定向井工具面擺放，短半徑水平井在井斜角超過(guò)40°后，因井斜增加和巖屑等因素的影響，工具托底需要分度輸出較大扭矩[13-14]?？紤]工具與井壁從點(diǎn)接觸向面接觸過(guò)渡，分析分度接頭啟動(dòng)扭矩，如圖10所示。

圖10 定深度時(shí)定向器啟動(dòng)扭矩預(yù)測(cè)曲線(xiàn)Fig.10 Predicted starting torques of the directional drilling tool with a fixed well depth

由圖10可知，假定工具外徑不變，分度接頭啟動(dòng)扭矩隨井眼直徑的增大而減小；當(dāng)以點(diǎn)接觸時(shí)，最大啟動(dòng)扭矩280 N·m；當(dāng)以面接觸時(shí)，最大啟動(dòng)扭矩160 N·m。當(dāng)井眼軌跡發(fā)生變化時(shí)，假定井眼直徑與工具外徑不變，隨鉆井曲率半徑增大，井斜角增加。鉆進(jìn)過(guò)程中分度接頭啟動(dòng)扭矩隨鉆井深變化呈折線(xiàn)性，如圖11所示。由圖11可知，啟動(dòng)扭矩先逐漸增加后減小，造斜末端最低。由此可知，通過(guò)輸出扭矩分析與剛性段分析，優(yōu)化配置管柱結(jié)構(gòu)(見(jiàn)圖8)，中間部分依靠鈦合金柔性特點(diǎn)，兩端的工具串盡量縮短，滿(mǎn)足短半徑連續(xù)管側(cè)鉆要求。

圖11 裸眼井深度與定向器啟動(dòng)扭矩折線(xiàn)圖Fig.11 Variation of starting torques of the directional drilling tool with the depth of the openhole

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

3.1 斜向器坐封與開(kāi)窗鉆進(jìn)

為適應(yīng)裸眼井段坐封要求，采用軟硬錨定相結(jié)合的方式固定斜向器底座。軟錨定為膨脹式膠筒，硬錨定為可以承受軸向位移與周向位移的卡瓦。下入?88.9 mm正螺紋鉆桿與底座至井深5 649.73 m，復(fù)探2次顯示深度一致。關(guān)防噴器反循洗井，泵壓6 MPa，排量400 L/min，泵入無(wú)固相鉆井液22 m3，返出22 m3，無(wú)漏失。投?26 mm鋼球，加壓50 kN，開(kāi)泵加壓26 MPa，穩(wěn)壓15 min無(wú)壓降，泄壓，返出鉆井液2 m3，上提管柱懸重至1 260 kN，下放至 1 230 kN，正向旋轉(zhuǎn)管柱50圈，懸重降至1 190 kN，底座坐封成功；底座坐封完畢后，下入斜向器斜面與陀螺，依靠陀螺測(cè)出斜面方位后，將斜向器斜面插入底座內(nèi)，完成第1次斜向器斜面方位確定，當(dāng)進(jìn)行第2次側(cè)鉆時(shí)，僅需轉(zhuǎn)動(dòng)斜面實(shí)現(xiàn)第2次方位確定。

開(kāi)窗鉆具組合為：外徑90 mm復(fù)合銑錐，外徑73 mm螺桿鉆具，外徑68 mm鈦合金鉆桿，外徑73 mm連續(xù)管基礎(chǔ)類(lèi)工具。工具總長(zhǎng)約16 m，開(kāi)窗總進(jìn)尺10.6 m，開(kāi)窗鉆進(jìn)施工參數(shù)如圖12所示，有效鉆時(shí)28.5 h，平均機(jī)械鉆速約0.38 m/h，工作排量300 L/min，泵壓32 MPa。

圖12 開(kāi)窗鉆井施工參數(shù)Fig.12 Sidetracking parameters

3.2 連續(xù)管定向側(cè)鉆

依據(jù)鉆具通過(guò)性及液力分度接頭啟動(dòng)扭矩的理論分析結(jié)果，定向側(cè)鉆鉆具組合優(yōu)化為外徑88.9 mm PDC鉆頭，外徑73 mm單彎螺桿(2.0°～2.5°)，外徑68 mm鈦合金，外徑73 mm液力分度接頭，外徑68 mm鈦合金，外徑73 mm連續(xù)管基礎(chǔ)類(lèi)工具。工具總長(zhǎng)約18 m。試鉆時(shí)采用2.0°單彎螺桿，實(shí)鉆時(shí)每30 m造斜率由21.00°增大至35.25°；然后采用2.5°單彎螺桿進(jìn)行定向造斜鉆進(jìn)，實(shí)鉆時(shí)每30 m造斜率40°。實(shí)鉆排量180～360 L/min，鉆壓5～10 kN，泵壓18～37 MPa，平均機(jī)械鉆速1.06 m/h，最大機(jī)械鉆速10.8 m/h。

4 結(jié)論及建議

(1)采用連續(xù)管實(shí)施老井重入側(cè)鉆具有起下速度快和可帶壓作業(yè)的優(yōu)勢(shì)；針對(duì)TH區(qū)塊A井的井身結(jié)構(gòu)，剖析了采用連續(xù)管側(cè)鉆面臨的難點(diǎn)，即連續(xù)管匹配難度大、鉆壓施加困難及工具面控制難度大，經(jīng)理論分析與模擬，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)證明?50.8 mm連續(xù)管過(guò)油管可以滿(mǎn)足深井側(cè)鉆要求，為下步開(kāi)展?177.8 mm(7 in)較大管柱井實(shí)施連續(xù)管側(cè)鉆提供了非常好的借鑒。

(2)依據(jù)A井軌跡轉(zhuǎn)平處位移大于30 m的技術(shù)要求和油氣層位的地質(zhì)要求，制定了井眼軌跡采取全增并造斜率逐漸增加的方案，每30 m最大造斜率達(dá)39.75°，軌跡轉(zhuǎn)平處位移為34.11 m，通過(guò)連續(xù)管鉆井工具組合優(yōu)化，中間部分可以依靠鈦合金的柔性特點(diǎn)，盡量縮短兩端的工具串長(zhǎng)度，以滿(mǎn)足短半徑側(cè)鉆要求；本井成功實(shí)施了連續(xù)管短半徑側(cè)鉆，鉆井參數(shù)為下步連續(xù)管側(cè)鉆工藝優(yōu)化提供了支撐。

(3)依據(jù)短半徑工程實(shí)施中工具柔性彎曲的附加軸向力要求，對(duì)連續(xù)管末端的輸出軸向力進(jìn)行了計(jì)算分析，并考慮1.5的安全系數(shù)，同時(shí)為了增加泄油通道與工具可通過(guò)性，選取?88.9 mm鉆頭，以此形成了?114.3 mm扶正管柱配套側(cè)鉆?88.9 mm井眼方案設(shè)計(jì)。

(4)采用連續(xù)管鉆井規(guī)程中要考慮鉆井液的強(qiáng)潤(rùn)滑性能，要適當(dāng)降低排量以利于地面泵注設(shè)備選擇，也可減輕連續(xù)管在滾筒、注入頭彎曲與拉直過(guò)程中的疲勞，建議施工排量選擇300～350 L/min。

(5)A井的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明：在2.5°單彎螺桿定向造斜的配合下，通過(guò)對(duì)分度接頭扭矩與排量關(guān)系優(yōu)化，現(xiàn)場(chǎng)控向、定向快速可靠，連續(xù)管鉆井平均機(jī)械鉆速達(dá)1.06 m/h，最大機(jī)械鉆速10.8 m/h。經(jīng)濟(jì)效益顯著，值得大面積推廣應(yīng)用。