0 引言

连续管钻井技术于20世纪90年代初成熟并商业化应用。到90年代中期，在全球范围内大约进行了几百次连续管钻井作业，包括应用地质导向和非地质导向的钻井技术。随着连续管钻井技术的逐渐成熟，连续管钻井的数量稳步增长。从2004年起，平均每年完钻井数900~1 000口，截至2007年底，采用连续管钻井技术的完钻井数为7 270口^[1-3]。受油价持续走高的影响，全球连续管钻井市场自2007年以来快速增长。截至2014年底，全球连续管钻井总数超过了2.5万口。在国内，连续管钻井技术的研究尚处于起步阶段。针对我国中东部地区老油田挖潜稳产、低渗透油气藏开发的需求和基本现状，中国石油集团钻井工程技术研究院于2010年开始进行了连续管老井侧钻技术研究，掌握了连续管侧钻的2项关键技术：连续管定向开窗技术和连续管定向钻井技术。该技术基本满足了我国中东部地区部分老油田老井侧钻的技术要求。截至2016年底，连续管钻井技术在大港油田共进行了7口井的现场试验，包括1次连续管侧钻全过程现场试验。

与常规钻井作业相比，连续管钻井有独特的优点^{[1, 4-7]}：① 设备紧凑，占地面积小, 适合于地面条件受限制的地区或海上平台钻井作业；② 不需要接单根, 减少了操作人数, 缩短了起、下钻时间, 对于部分需要频繁调整或更换BHA的钻井作业, 其优势更为突出；③ 可以实现连续循环和欠平衡作业, 提高了起、下钻速度和作业安全性, 有效避免了钻井过程中井喷或卡钻等事故；④ 连续管穿电缆后还特别适合欠平衡钻井作业、多相钻井液钻井和空气钻井，能够实现测井数据的实时传输，有效地实时监测钻井过程中井底钻压、扭矩、振动和压力等参数，有利于实现闭环钻井。

1 连续管钻井系统的分类及现状

根据连续管钻井不同的底部钻具组合以及信号传递方式，可将其分为无缆式连续管钻井系统和电缆式连续管钻井系统，二者都可以实现定向钻井。由于连续管不能旋转，对于连续管定向钻井，必须使用专门的定向工具，旋转定向钻具进而调整工具面。无缆式连续管钻井系统主要依靠钻井液脉冲或无线电磁波传递信号，依靠钻井液为定向工具和螺杆等井下工具提供动力，也称之为钻井液脉冲底部钻具组合。该底部钻具组合仅适用于不可压缩流体的定向井和非定向井作业，作业费用较低，拆卸安装维护方便，其缺点为钻井时定向操作较为复杂，作业范围受限。所谓电缆式连续管钻井系统，即在连续管内预先穿入电缆，利用电缆为定向工具和MWD等井下工具提供动力或传递信号。

一般来说，钻井作业类型和钻井工艺要求决定了底部钻具组合的配置。电缆式连续管钻井系统作业能力和作业范围都优于无缆式连续管钻井系统。该系统适用于复杂和高难度井况的可压缩流体及不可压缩流体的定向钻井作业，钻进效率高，测量数据多，能够实现数据实时测量和传输，有利于实现闭环钻井。但该系统结构复杂，拆卸安装维护麻烦，作业费用高，主要应用于对井眼轨迹要求较高的水平井钻井。电缆式连续管钻井系统应用成本较高，在一定程度上限制了其应用。截至2005年底，使用连续管钻成的直井数量数以千计，但使用连续管完成的定向井总数却低于1 000口，该技术的主要应用地区有2个^[8-9]：① 加拿大西部，使用连续管钻水平井的欠平衡井段；② 阿拉斯加地区，使用连续管进行侧钻，钻穿完井管串。2008年以后，随着电缆式连续管钻井技术的逐渐成熟以及油价走高等因素的影响，连续管定向钻井的比例持续增加，由2007年的43%增加至2014年的80%。

近10年以来，国外油服公司重点发展了电缆式连续管钻井技术，拥有该技术的公司主要有Schlumgerber、Bakerhughes和Halliburton等^[10]。目前，在世界上处于领先地位的主要有Schlumgerber公司的VIPER连续管钻井系统和Bakerhughes公司的CoilTrak连续管钻井系统，这2种系统都已发展成熟并且在国外实现了商业化应用。

2 连续管定向开窗技术

由于连续管不能旋转，所以常规斜向器难以应用于连续管定向开窗。国外公司在进行连续管开窗时常用的办法有套管内预置纤维水泥塞开窗和水泥环内置造斜器开窗等^[11-13]。

2.1 关键工具与基本原理

连续管定向开窗技术的关键工具包括井下定位装置、定向斜向器及定向测量存储单元。井下定位装置是定向斜向器在井底的基座，利用连续管将其送到预定井深后，通过钻井液的压力可将其激活，并在井底永久坐封。当井下定位装置在井底坐封后，利用送入工具将定向斜向器送到井底即可与井下定位装置锁定，上提80 kN实现丢手。定向测量存储单元主要用于测量井下定位装置在井底的方位。根据测量结果，通过在地面预先设置定向斜向器的角差，可以保证斜向器坐封后造斜面的方位满足设计要求。

2.2 开窗工艺

该技术开窗工艺的主要施工步骤如下。

(1) 将井下定位装置用连续管送入设计井深，依靠定向测量存储单元测量井下定位装置的方位。利用钻井液压力激活井下定位装置，使其在套管中形成永久坐封，丢手并起出送入钻具。

(2) 下入定向斜向器。根据井下定位装置的方位与设计开窗方位，在地面设置好定向斜向器。使用连续管将定向斜向器送入井底，待其与井下定位装置锁定后，斜向器的造斜面方位即可符合设计开窗方位的要求。丢手并起出送入钻具。

(3) 用连续管进行开窗。连续管开窗与常规钻杆开窗在工程参数上有较大的不同。常规钻杆开窗时，转速一般为20~30 r/min；而连续管使用螺杆作为动力钻具开窗，铣锥转速一般为100~120 r/min，实施过程中需时刻观察泵压和钻压等参数变化，并实时进行调整，确保井下安全。

2.3 主要技术参数

定位装置激活压力：25 MPa；

斜向器方位调整精度：1°；

丢手拉力：80 kN；

造斜面角度：2.5°。

3 连续管定向钻井技术 3.1 主要工艺和钻具组合

连续管定向钻井技术的核心工艺是井下定向钻具的工具面控制技术。钻井过程中，利用MWD或EM-MWD测量井眼井斜、方位及工具面等参数，根据测量结果，操作人员通过在地面控制钻井泵的开关，使钻井液脉冲式定向工具带动井下定向钻具正向转动，从而改变工具面，实现连续管定向钻井。

钻具组合：钻头+弯螺杆+MWD+定向工具+钻铤+马达头+非旋转接头+连接器+连续管。此外，针对连续管钻井过程中出现的脱压现象，在钻具组合中可增加水力振荡器，以确保正常钻进。

3.2 关键工具和技术特点

无缆式连续管定向钻井技术的关键工具是钻井液脉冲式定向工具(见图 1)。该工具依靠钻井液脉冲进行工作，操作人员每启停钻井泵1次，工具内部的活塞机构进行直线往复运动1次，依靠工具内部的换向机构和驱动齿轮，可将活塞机构的直线往复运动转变成定向工具输出轴的正向转动，每次可转动45°。锁定齿轮可以防止定向工具输出轴的反转。当定向钻具组合的工具面调整到需要角度后，可不停泵正常钻进。其额定工作排量8~12 L/s，额定工作压力3~5 MPa，额定输出扭矩400~600 N·m，单次转动角度为45°。与电动/电液定向工具相比，该工具为纯机械式结构，成本低、可靠性高，但定向操作较为复杂，定向精度较低。作业过程中，为了将工具面调整到需要的角度，有时需多次启、停钻井泵。此外，该工具只能应用于不可压缩流体的作业。

4 现场试验

截至目前，连续管侧钻技术共成功进行了7口井的现场试验，采取了分步进行的方式：稳斜钻进试验→稳斜钻进并随钻测量试验→连续管开窗、稳斜钻进并随钻测量试验→连续管侧钻全过程试验(包括连续管开窗、稳斜钻进和定向钻进试验)。需要指出的是，连续管不能进行复合钻进，因此限制了其稳斜钻进的能力。

4.1 大港油田女S67-43K井

试验目的是验证连续管开窗技术和稳斜钻进能力，其中设计进尺150 m。女S67-43K井是原井眼二开套管完井的侧钻井，侧钻点为1 625 m，井斜角1.63°，设计完钻井深1 994 m。2014年7月6日，利用井下定位装置坐挂斜向器后，使用Ø121 mm铣锥进行开窗作业。开窗过程中排量7 L/s，期间密切关注泵压，开窗时压降不超过3 MPa，控制钻压不超过10 kN。开窗全过程(包括活动钻具和修窗)共计20 h。连续管稳斜段钻进段位1 850~2 015 m，累计进尺165 m，泵排量8~9 L/s，平均机械钻速6.67 m/h，其中采用水力振荡器+PDC钻头钻进段进尺122 m，平均机械钻速7.95 m/h；采用单牙轮钻头钻进段纯进尺43 m，平均机械钻速4.67 m/h。试验过程中，每钻进10 m测量井斜和方位角，完全满足钻井设计。

4.2 大港油田官142-2K井

该井是一口1988年9月17日完钻的老井侧钻井，位于大港油田第三采油厂王官屯油田官195断块上。设计在Ø139.7 mm套管内1 510 m处开窗，目的层为孔店组孔一段油组，完钻井深1 909 m；井眼设计为“增-稳”剖面，每30 m井段造斜率为4°，最大井斜角25.93°，井底水平位移130.24 m；靶心距范围小于20 m。

2015年5月28日正式进行开窗作业，从井深1 506 m磨铣到1 515 m，期间控制钻压和扭矩，开窗全过程(包括活动钻具和修窗)共计17 h。随后采用单牙轮钻头与单弯螺杆定向钻具组合，从井深1 515 m(井斜2.50°、方位189.25°)开始增斜、扭方位钻至设计井深1 714 m(井斜25.02°、方位161.51°)，定向段进尺199 m，平均机械钻速2.75 m/h。最后采用PDC钻头进行稳斜段钻进；由于钻遇生物灰岩，发生了2~3 m³/h的井漏，采用复合堵漏材料前、后历时4 d静止堵漏后恢复钻进，于6月18日顺利钻达完钻井深1 909 m；稳斜段进尺195 m，平均机械钻速4.17 m/h。全井累计连续管钻井进尺403 m，平均机械钻速3.30 m/h；实钻靶心距6.51 m，实现地质目标安全中靶。试验过程中，斜向器坐封及定向开窗均一次性成功，定向工具工作可靠，试验取得圆满成功。

5 结束语

现场试验结果证明：连续管侧钻技术能够满足我国部分老油田的侧钻需求，其优越性也得到了体现；连续管侧钻在起、下管柱及稳斜钻进过程中明显更为高效，且节约了作业时间；在钻进及倒划眼时实现了连续循环；在起、下钻过程中井口钻井液损耗较少，环境污染小。

与常规侧钻技术相比，连续管侧钻技术也表现出一定的局限性：连续管钻井托压情况明显，尤其在定向井段施加钻压困难；钻井过程中，连续管不能旋转，容易造成黏附卡钻，因此需要定时活动钻具，避免卡钻；钻井过程中难以知道井底真实的钻压和扭矩等情况，增加了井下风险。基于以上情况，在今后的工作中建议开展更为有效的井底减阻工具研究，同时开展井底参数测量工具研究，以便于钻井过程中实时调整参数，优化钻井过程^[14]。