0 引 言

小井眼侧钻水平井挖掘老油田剩余油潜力具有风险小、见效快和开发成本低的特点^{[1, 2, 3]}。一般情况下，油气藏采出程度很大程度上取决于水平段的长度。但是，小井眼侧钻水平井钻井具有泵压高和钻压传递困难等特点，限制了水平段的延伸^[4]。确定合理的小井眼水平段延伸长度既可保证钻井安全，又能实现井的产能。但目前国内外文献都没有系统阐述如何确定小井眼侧钻井的极限延伸长度。为此，笔者从水力设备、钻具屈曲限制、地层破裂压力和钻具强度等方面，对苏25-38-16C井水平段极限延伸长度做了分析，并对现场实钻效果进行了跟踪，以期为小井眼侧钻水平井钻井设计和施工提供理论依据。

侧钻水平井水平段的延伸长度受多方面因素制约，主要包括：①小井眼侧钻水平井具有环形空间小、环空压耗大以及钻井液携岩困难等特点^{[5, 6]}，并且老井地层承压能力和地面设备能力有限，限制了水平段的延伸；②随着水平段的不断延长，摩阻增大，托压现象凸显，钻压传递困难，当钻具出现屈曲变形，无法给钻头施加钻压时，水平段就不能继续延伸；③小井眼侧钻水平井一般采用小尺寸钻具，钻具抗扭强度低，随着水平段的延伸，扭矩不断增大，当扭矩达到钻具的抗扭极限时，水平段就不能继续延伸。

总之，小井眼侧钻水平井水平段极限延伸长度的制约因素主要有托压导致钻具屈曲、额定泵压、水平段破裂压力和钻具强度限制等。

小井眼侧钻水平井钻井过程中，当井斜角超过60°后，容易出现托压现象。随着水平段的延伸，托压现象越来越明显，钻压传递效率低，钻头无法获得真实有效的钻压。为了克服摩阻给钻头施加钻压，持续送钻过程中钻具会出现屈曲变形。当施加的钻压超过钻具正弦临界屈曲力时，钻柱会发生正弦屈曲；若继续增加钻压，将导致钻柱的轴向载荷继续增大，若超过钻具临界螺旋屈曲力，钻柱将由正弦屈曲过渡到螺旋屈曲，如图 1所示。因此，为了保证井下钻具的安全，维持小井眼侧钻水平井安全高效钻进，需要预测钻井过程中钻具是否会发生正弦弯曲或者螺旋弯曲。当预测井下钻具出现屈曲时，就需要缩短水平段长度或者改变钻进方式。

图 1 井下钻具屈曲示意图 Fig. 1 Schematic of downhole drilling tool buckling

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钻井泵具有额定泵压，小井眼侧钻水平井总循环压耗必须小于钻井泵的额定泵压。小井眼侧钻水平井钻井中，钻柱偏心，钻柱与井眼环空间隙小，环空压耗占循环压耗的比例较常规井大得多，一般占30%以上，有时高达90%，钻杆接头对环空压耗的影响也较常规井突出^{[7, 8]}。因此，小井眼侧钻水平井环空压耗必须要考虑旋转因子、偏心因子及钻杆接头的影响。其中偏心因子R的影响因素有钻柱偏心度、钻井液流态和钻井液性能^{[9, 10]}。

式中：Δp_w为井内压耗，MPa；Δp_b为钻头压降，MPa；为第i段钻柱内压耗梯度，MPa/m；为第i段井筒环空压耗梯度，MPa/m；p_m为马达压耗，MPa；Δp_g为地面管汇压耗，MPa；Δp_rhp为钻井泵额定泵压，MPa；Δp_max为最大循环压耗，MPa；p为不考虑钻柱旋转和偏心时的循环压耗；F_t为旋转因子，钻柱偏心与钻柱居中循环压耗的比值；R为偏心因子，即钻柱偏心旋转与不偏心旋转循环压耗的比值；F_con为钻杆接头对循环压耗的影响。

小井眼侧钻水平井由于环空间隙小，环空压耗高，另外由于泵能力的限制，现场有时会达不到保证井眼清洁的最低排量，导致岩屑堆积，环空压耗进一步增大，进而导致钻井液当量循环密度(ECD)增加。因此，为了避免压裂地层，保证井下安全，要求钻井过程中ECD不能超过地层最小破裂压力当量密度，即

式中：ρ_m为钻井液密度，g/cm³；p₁为循环压耗，MPa；p_cut为钻屑产生的附加压力，MPa；ρ_f为地层破裂压力当量密度，g/cm³。

为确保钻井过程中钻柱的安全性，抗拉安全系数一般大于1.8，扭矩一般小于钻杆接头允许上扣扭矩。抗扭安全系数为旋转钻进最大扭矩除以接头紧扣扭矩所得值。

钻柱强度校核首先通过摩阻模型计算出沿井深分布的轴向力P(z)和扭矩M(z)，然后计算相应的拉(压)应力和剪应力，再根据第四强度理论校核其强度。最终得到每个截面的安全系数,即

式中：σ(z)和τ(z)分别为沿钻柱轴向的拉(压)应力和剪应力分布，MPa；Y_m为钻具屈服强度，MPa。

苏25-38-16C井是苏里格气田一口∅139.7 mm套管开窗侧钻水平井，井身结构：∅244.5 mm×壁厚8.94 mm×502 m+∅139.7 mm×壁厚9.17×3 560 m。经分析论证，确定在∅139.7 mm套管垂深2 901 m处开窗后，采用∅118.0 mm钻头侧钻。钻具组合：∅118.0 mm PDC钻头+∅95.0 mm导向马达+∅95.0 mm LWD+∅73.0 mm无磁抗压缩钻杆+∅73.0 mm G级钻杆+∅88.9 mm加重钻杆+∅73.0 mm G级钻杆。

利用Landmark软件中的Wellplan模块对水平段长度为400、500、600和700 m时的摩阻扭矩、水力参数进行分析，优选该侧钻水平井水平段长度。

表 1列出了不同水平段长度滑动钻进载荷计算结果。由表可见，随着水平段长度不断延伸，钻具呈现正常-正弦弯曲-螺旋弯曲的状态，说明水平段越长钻压施加越困难。该井水平段长400～500 m时∅118.0 mm井眼钻具组合在上述工况下均未出现正弦弯曲和螺旋弯曲，水平段长600 m时钻具在滑动钻进时出现正弦弯曲，水平段长700 m时钻具组合在滑动钻进时出现螺旋弯曲，所以水平段最大可钻600 m。

根据井眼清洁理论，岩屑床高度应小于井眼直径的10%，岩屑床体积应小于总体积的5%。利用Landmark进行了计算及模拟，通过井眼清洁分析，∅118.0 mm井眼优选排量应大于7 L/s。

图 2为最高泵压与水平段长度关系图。由图可以看出，随着水平段的延伸，泵压逐渐升高。水平段延伸长度为700 m时，泵压高达24.7 MPa。设计该井配备3NB-1300C钻井泵，缸套尺寸∅160.0 mm，额定工作压力23.4 MPa。因此该井在配备现有钻井泵的前提下，水平段最大延伸长度为500 m。

图 2 最高泵压与水平段长度关系图 Fig. 2 The effect of horizontal section length on maximum pump pressure

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图 3为ECD与水平段长度关系图。由图可以看出，ECD随着水平段的延伸而增大，最大ECD值为水平段长为700 m时的1.33 g/cm³，远低于地层破裂压力当量密度(1.70 g/cm³)，因此水平段400~700 m范围内，不会压破地层。

图 3 ECD与水平段长度关系图 Fig. 3 The effect of horizontal section length on ECD

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图 4为不同水平段长度对应的钻具安全系数。由图可见，随着水平段延长，钻具抗拉安全系数逐渐减小，旋转钻进扭矩逐渐增加。校核结果显示，在水平段长400~700 m范围内，均未超过钻具的抗拉强度和抗扭强度。以上分析结果表明，该侧钻井在配备的钻井泵和钻具条件下，水平段最大延伸距离为500 m。为了保证井下安全，附加一定的安全系数，因此本井设计水平段长度为460 m，井深3 741 m，设计的剖面如图 5所示。

图 4 不同水平段长度对应的钻具安全系数 Fig. 4 The effect of horizontal section length on the drill string safety factor

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图 5 侧钻水平井剖面垂直投影图 Fig. 5 Vertical projection of sidetrack horizontal well

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该井实钻井深3 748 m，水平段长468 m。在水平段钻进过程中，出现轻微的托压现象，未出现钻具突然释放或加不上钻压的情况，这说明钻具未出现正弦弯曲和螺旋弯曲。在水平井段由于井眼直径和钻具内径小、井段不断延长、钻井液黏度较高，最高泵压达到23 MPa，最小排量只有5.9 L/s，不能满足钻井液携岩要求，因此采取短起下作业破坏井底岩屑床措施，使钻井液排量保持在7.0 L/s以上，满足了井眼清洁要求。

(1)针对侧钻水平井的钻井实际情况，给出了侧钻水平井水平段极限延伸的判断方法。现场应用效果表明，该方法能有效预测侧钻水平井水平段延伸长度。

(2)小井眼侧钻水平井钻井过程中，托压导致钻具发生正弦或螺旋屈曲，高泵压是制约小井眼侧钻水平井水平段延伸的最关键因素。

(3)实钻过程中，当泵压过高时，可以通过适当降低排量和频繁短起下作业破坏岩屑床相结合的方式来降低泵压，保证井眼清洁。