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1、1施工简况2.1.1 CB1-1井CB1-1井是长北气田第一口双分支水平井，该井于2005年8月3日开钻，2006年3月28日完井，共计236.85天，井深6209米，比设计滞后101.85天。12 1/4井眼KOP为2036米，此后造斜钻井，着陆点井深3390.53米，井斜角86。顺利下入9 5/8套管。水泥返高2611米。两个8 1/2水平分支井眼采用导向螺杆钻具组合和三牙轮钻头为主钻井（在两个分支井眼中各使用了一次PDC钻头）。第一分支水平段长为1509.5米；第二分支水平段长为1309.25米。按照设计要求，第一侧钻水平段应该下入7预钻孔尾管，但由于该水平段是裸眼侧钻，尾管有进入报废段
2、的可能性；同时，由于补芯破碎，导致铁块落物掉入侧钻水平段，尾管有卡住的风险，根据以上不确定性，决定不下7预钻孔尾管。两分支水平段裸眼，4 1/2油管下入到9 5/8套管内完井。井眼数据：井段套管井眼尺寸（）井深（m）/段长（m）尺寸（）下深（m）2220/20202016596/57613 3/859312 1/43390/27949 5/833868 1/2 L13390-3864/4748 1/2 L1ST13426-4900/14748 1/2 L23350-4660/1310各井段作业天数：作业内容设计天数实际天数16井眼钻井4.177.413 3/8套管固井2.574.8312 1/
3、4井眼钻井30.1489.89 5/8套管固井4.2310.28 1/2井眼钻井(Leg1)42.6519.7合计75.28 1/2 L1ST155.59 5/8套管开窗侧钻3.853.488 1/2井眼钻井(Leg2)40.433.7下4 1/2完井管柱6.4611.316井眼钻井：原计划用一个钻头钻完全井段，由于第一趟钟摆钻具在钻井时井下振动加不上钻压，钻速仅为6米/小时，第二趟钻改为满眼钻具钻速达到8.98米/小时。由于导管固井质量有问题，该井段钻至335m时开始发生井漏，泥浆从导管外地层中漏出，在钻进到596米时，漏失严重，被迫于井深596米处（延安组）提前起钻下入13 3/8套管（原
4、设计为700米延长组），最大井斜为0.6。13 3/8套管下入和固井顺利。12 1/4井眼钻井：设计用无固相聚合物钻井液钻达井深2400米处，实钻到1720米接单根时发生粘卡，分析原因为认为由于泥浆失水导致井眼不稳定，再加上循环不够，造成卡钻。改为低固相聚合物钻井液使得该问题得到缓解。12 1/4井眼的直井段分别采用PDC和牙轮钻头钻进，由于跳钻加不上钻压，ROP在2.46.2米/小时，低于预期的机械钻速。若有高转速低扭矩的螺杆与PDC钻头相配则可使得ROP有所提高。甲酸钠对抑止石河子泥岩地层的垮塌起到一定的缓解作用，但在随着井深的增加，其抑止作用就几乎消失了。在钻达12 1/4井眼井底以上的
5、井段摩阻很大，摩阻系数达0.35-0.4，从井深2800米开始加入1%的DRH润滑剂以降低钻井中的摩阻。从造斜点开始到钻完12 1/4井眼15趟钻共用了11只钻头，造斜段钻遇Shiquanfeng、Shihezhi和Shanxi三个砂泥岩交错的地层，还有一米煤层。实践证明用导向钻井的方式在这样不同岩性的互层并有强度高的夹层中钻井是很困难的。这种地层降低了钻具的增斜率，导致在其后的8 1/2井眼钻井过程中摩阻和扭矩的增加。在钻井过程中，旋转钻井方式比滑动钻井方式的钻速高得多，对比如下图。12-1/4斜井段施工存在的问题和原因分析。l 机械钻速慢。整个12 1/4井段在上部直井段的钻速平均为6.5
6、3米/小时，而在造斜段，平均机械钻速都比较低，平均只有2.41米/小时。根据实时录取的钻井资料证明，在旋转模式下，机械钻速一般是滑动钻井方式下的一倍。l 钻头的选择问题，由于本井是该地区打的第一口双分支水平井，因此，在钻头的优化和选型上还有待于做进一步的工作。l 非生产时间长。这主要是因为钻井设备的影响造成的。在9月份，由于钻机绞车和顶驱出现了问题，需要维修和更换顶驱，停工时间较长。l 长时间的停工时间使得井眼的稳定性能变差，在起下钻的过程出现遇阻、卡钻，需要用顶驱逐根倒划眼，增加了起下钻的时间。l 钻井液的问题。应该进一步的优化钻井液的设计，研究试验一种适合长北水平井的钻井液体系。9 5/8
7、套管在井深3067米之前套管下入顺利，在3067米到3349米，有多处缩径井段需要开泵冲和加压到3060吨的负荷方能通过。固井质量不好，需要封固的HC层最浅的位置在2682米，而水泥返高为2611米，距HC层最浅的位置仅71米，设计标准最短距离为150米，为了弥补这一缺陷，在井的整个生产寿命期间，必须严格执行有关对环空进行监测的技术要求。8 1/2井眼钻井Leg1（3390-3864）按原设计第一分支2000米水平井井段要穿透全部QA砂岩产层，但由于产层底部深度比预期的浅，当钻进到井深3864米就钻到产层底部，于是，决定在已钻的8 1/2井眼上部采用裸眼侧钻的办法重新继续钻井，并将井眼轨迹控制
8、在预测产层顶部以下2米的范围之间。474米进尺用了6只钻头，平均单只钻头进尺为79米，前两只钻头钻遇的地层是砂岩，ROP分别为6.7和6.1米/小时，其余4只钻头由于钻遇产层中的泥岩夹层,井下振动严重，平均ROP在4.7和2.19米/小时之间。由于钻遇的QA地层研磨性很强，钻头、扶正器（包括螺杆钻具上的扶正器）磨损严重，使得BHA的力学特性发生改变，原来的增斜组合变成了稳斜组合，而原来的稳斜组合则变成了降斜组合。在钻头使用方面，由于牙轮钻头磨损，当下一趟钻下入PDC钻头时十分困难，常常需要划眼方能下入，PDC钻头的ROP也比较低，并且钻头进尺后期工具面也很难摆放。Leg1 Sidetrack（
9、3426-4900）裸眼侧钻“控时”钻井工艺很成功。应用侧向切削能力强的PDC钻头先在井眼的下部钻出一沟槽，侧钻开始时将造斜工具的工具面定到下井壁的方向向下“控时”侧钻，然后全力扭方位，侧钻出新井眼后再根据设计要求增斜钻进，同时将方位调整到设计方位。由于产层地质的不确定性导致施工中多次改变井眼轨迹，由此增加了滑动钻井的作业次数，而滑动钻井方式的ROP比旋转钻井方式ROP要低得多，这也是施工作业时间长的一个主要原因。通过实践表明，滑动钻井方式只能在井眼的前1300米之内有效，超过这一井深，由于摩阻和扭矩，无法给钻头提供钻压和调整工具面，就不能采用滑动钻井的方式向前钻进。长保径的PDC钻头试验不成
10、功，主要原因是长保径PDC钻头的刚性太强，在用牙轮钻头钻井的井眼中无法下到井底。用PDC钻头钻井效果也不好，ROP低，除了切削齿和钻头设计不能适应钻遇的强研磨性地层外，振动也限制了合理的钻井参数的应用。由于在Leg1 Sidetrack分支井开始侧钻井段局部造斜率较高，限制了该分支能钻达的井段长度，设计的井段长度为2000米，实钻为1514米。 8 1/2井眼钻井Leg2（3350-4660）首先在9 5/8套管的3350米处采用斜向器开窗的方式开窗侧钻，由于地层硬，研磨性强，用2只钻头完成开窗侧钻，进尺10.25米。Leg2井眼的设计轨迹位于产层顶部的强研磨性地层，井下工具的外径尺寸磨损严重
11、，摩阻系数非常高，达到0.45-0.5。从4300左右开始，滑动钻井就越来越困难，偶然还会发生钻柱被“锁住”无法向前钻井的情况，钻速减慢，摩阻扭矩急剧升高，当井深达到4495米时，钻具产生屈曲变形，导致根本不能用滑动钻井的方式钻进。此后，只能用旋转钻井的方式钻进。根据地质要求轨迹将以井斜角为90稳斜钻进，实际上BHA呈增斜特性，在钻穿盖层后这一趋势更为加强，井深4660米时井斜增至93，其后准备采用降斜BHA钻井，由于顶驱坏被迫提前完钻，Leg2井眼的全部井段均在产层之内。施工中，型号为GF45和GF80的两只镶齿牙轮钻头的ROP分别达到6.2和7.8米/小时，取得了较好的效果。在BHA中加入
12、了搅动短节（Agitator），提高了滑动钻进方式下的钻井效率。由于钻头与井眼的情况不匹配，型号为Ti2123和Ti3045D的孕镶齿钻头不能下到井底，在今后此类钻头的设计中要缩短保径部分的长度和面积，同时在施工中也要考虑将此类钻头作为第一只下井的钻头。PDC钻头试验也不成功，由于井下振动不能选用合理的钻井参数，ROP低。斜向器回收一次成功。顺利下入4 1/2油管完井。本井施工周期长的主要原因是NPT（非生产时间）长，如按作业情况分，NPT最长的是12 1/4井段，占43%；其次是是8-1/2井段Leg1 Sidetrack和Leg2，分别占23%和18%。如果按种类分，前三位的是钻机、粘卡事
13、故和定向井作业及仪器，分别占41%、21%和19%。其他影响因素还有ROP低、ILT（不可遇见损失时间）过长和产层不确定性等，针对以上四个方面的原因，提出如下的应对措施：对NPT（非生产时间）过长的问题，首先要解决钻机和相关的设备问题，要有第三方组成的专业人员对钻机和相关的设备进行全面的QA（质量保证）和QC（质量控制）检查和验收，只有通过了验收才能安装和投入运行；每周要开一次会对NPT进行分析，提出分析报告，跟踪并解决NPT问题。对下一步可能的NPT问题要预测和提出预防措施，使得井队的全体员工和第三方作业者都清楚；要提高全体作业人员的素质和加强各作业队伍之间的沟通和配合，保证监督的指令能顺利
14、地执行；要研究冬天作业气候的影响，制订能适合于冬天施工的各项技术指令，购买必要的能适合于冬天施工的工具和设备；在井深1000米以后用低固相聚合物泥浆体系替换原来的泥浆体系，以降低粘卡事故的风险。对ROP低的问题，要结合该地区的实际情况优选钻头；优化井眼轨迹设计；与国内外的专家进行技术研讨和咨询，以求缩短学习曲线的时间；增强定向井专业服务公司的责任和决策权限，同时对其工作进行评估；新技术应用，例如RTOC（实时作业中心）的应用。对ILT（不可遇见损失时间）过长的问题，主要是对现场全体作业人员实行激励机制，以调动全员职工的积极性；同时现场作业各方要提高有关人员的业务技术和语言交流能力；请专家对现场
15、作业人员进行培训。对产层不确定性问题，要对地震数据更新和再处理，提高对产层顶部和底部深度范围的认识；在施工中要以把分支水平段的轨迹控制在产层内为原则。实钻轨迹和设计轨迹的对比如下图，第一分支由于摩阻的原因，第二分支由于设备的原因，实钻轨迹的长度没有达到设计轨迹要求。2.1.2 CB2-2井CB2-2井是辽河钻井一公司打的长北气田第二口双分支水平井，该井于2006年4月1日就位，7月30日完井，共计119天，井深5484米，比设计提前17天。12 1/4井眼KOP为1120米，此后连续造斜钻井，顺利钻穿产层上部的煤层着陆，着陆点井深3361米，井斜角85。由于LWD不能完成测井任务，采用钻杆送入
16、测井，通井下入9 5/8套管。套管进入产层垂深2米，水泥返高1468米。两个8 1/2水平分支井眼均采用导向螺杆钻具组合和三牙轮钻头钻井，ROP比CG1-1井高。由于疏忽，第一分支水平段侧钻点遇到煤层，分支段长仅为953米；第二分支水平段由于气藏底界浅，分支段长也只钻了1175米，水平段总长比设计少2128米。7预钻孔筛管过第二分支侧钻点（3382米）下入到第二分支水平段内，上部座挂在9 5/8套管内，以便此后连续油管和生产测井仪的下入。两分支水平段裸眼，4 1/2油管下入到9 5/8套管内完井。井眼数据：井段套管井眼尺寸（）井深（m）尺寸（）下深（m）263420331665913 3/86
17、5612 1/433619 5/833568 1/2 L1335643097预钻孔筛管330434808 1/2 L233824557各井段作业天数：作业内容设计天数实际天数26井眼钻井0.20.320导管固井0.91.116井眼钻井6.33.613 3/8套管固井3.75.812 1/4井眼钻井5048.59 5/8套管固井5.87.18 1/2井眼钻井(Leg1)25.2158 1/2井眼钻井(Leg2)3630下7预钻孔筛管3.33.6下4 1/2完井管柱4.6416井眼钻井：丛式井场2没有浅层气，用一个钻头钻到659米。为了减少震动和提高机械钻速，使用了95/8的马达和减震器。为了防止
18、对软地层的冲刷，在井深200米以前用2000l/m的排量，井深200米以后用3300l/m的排量。在井深221米、417米和起钻前测电子多点，最大井斜1.1，在允许的范围之内，平均机械钻速为19.8米。12 1/4井眼钻井：以常规的导向钻井技术用7只钻头钻到煤层段上部。由于在BHA中安装了监测井下振动的DDS传感器，在施工中能及时了解井底的振动情况并采用相应的技术措施，降低了井下振动对钻具和钻头的危害。用一趟钻钻穿煤层段，减少了钻井过程中煤层段的裸露时间，降低了煤层段坍塌的风险；在煤层段循环清洁井眼过程中不转动钻柱是防止煤层段坍塌的又一项技术措施，由于钻柱不转动，就避免了BHA（井底钻具组合）
19、中弯外壳螺杆旋转时带动BHA部分对井壁产生额外的撞击力。以上的两项主要措施保证了本井顺利地钻穿煤层段。为了应对产层埋深可能提前的情况，实钻的井眼轨迹始终保持在设计的轨迹之上。用低固相泥浆防止出套管鞋处泥岩的膨胀和井眼不稳定。在整个井段的钻井中采用如下的三项技术措施：第一，排量保持在58.3升/秒（3500lpm）以上；第二，井斜大于60以后6rpm读数值高于10；第三，起钻前用高粘度段塞清扫钻屑床。井径测井表明煤层段的井径由12 1/4扩大到20，12 1/4井段井眼扩大后的平均井径为14.17，井径扩大率为15%。该井段的ROP（机械钻速）比CB1-1有明显的提高，由于5 1/2加重钻杆供货
20、跟不上，在井斜大于60的井段中，钻杆发生正弦屈曲。9 5/8套管顺利下入到井底，在煤层段利用顶躯和循环封隔器与套管相配可实现边循环边下入套管，用同样的方式通过套管下入时遇到的阻卡井段。8 1/2井眼钻井：8 1/2井眼水平分支井段钻遇的QA地层研磨性很强，钻头、扶正器磨损严重，使得BHA的力学特性发生改变，原来的增斜组合变成了稳斜组合，而原来的稳斜组合则变成了降斜组合。第一水平分支井段钻到井深3376米时钻遇煤层夹层，当井深钻达4309米起钻后，再下钻找不到原井眼，被迫提前完钻侧钻第二个水平分支井段。第二水平分支井段钻井：用6只钻头将井深钻到4557米，进尺1175米，平均的ROP为5.9米/
21、小时。第五趟钻由于AGS（可变径稳定器）动作失灵，在井下不能调控到开启姿态，因此，该水平段呈现为增斜井段，在井深4427米起钻后改为钟摆降斜钻具组合，在井深4427米处钻遇泥岩夹层，后又在泥岩夹层中钻进5.2米，确认已钻到泥岩夹层下部的产层，起钻换增斜组合准备再向上增斜钻进，但由于原井眼的降斜趋势，井眼又钻到了煤层，接着发生螺杆落井事故，被迫提前完钻。在3304到3480米顺利下入7预钻孔筛管，以保证第一水平分支和第二水平分支侧钻点处的机械完整性，以满足今后生产作业的需要。4 1/2油管完井，底部4 1/2有线引导接头下入深度为3311米。通过该井的实践，下一步需要改进的方向主要是：l 在储层
22、内钻遇不稳定煤层和泥岩夹层的施工控制；l 通过对储层的进一步了解，解决好产层的地质不确定性；l 优化8 1/2井眼水平分支井的钻头设计，提高8 1/2井眼钻遇的硬度高、研磨性强地层的钻井速度，降低8 1/2井眼裸眼井段的浸泡时间；l 优化BHA设计，降低滑动钻井的比例，开展RST（旋转导向工具）和光滑井眼（钻头）的试验。实钻轨迹和设计轨迹的对比如下图，从图例可看出，由于钻遇煤层和泥岩夹层、井眼不稳定和井下事故，实钻轨迹的长度要远远短于设计轨迹。2.1.3 CB1-3井CB1-3井是一口双分支水平井，该井于2006年4月9日就位，2007年1月3日完井，共计280天，井深8211米，比设计滞后9
23、7天。12 1/4井眼KOP为1200米，井眼设计轨迹是增斜-稳斜-增斜的剖面类型，第一次12 1/4钻达产层的井深是3415米，由于固井和钻具事故，经过两次侧钻后才又钻达产层，井深是3405米，在产层内的垂深是4米。在第一次下入9 5/8套管过程中，由于在水泥浆顶替时环空堵塞固井失败。第二次9 5/8套管下入，在3000米以上井段下入顺利，此后，需循环和活动套管柱方能克服阻力下入，下放阻力为30到250吨（正常为140吨），当下入到3276米时，循环出大量钻屑和井眼坍塌物，最终还是将9 5/8套管下达到井底，水泥返高1125米。8 1/2第一分支水平井段采用导向螺杆钻具组合和三牙轮钻头钻井，
24、共用了13趟钻，在长北地区第一次将水平段的位移打到了2200米。第二分支水平段在4050-4751米井段由于钻遇大段的泥岩夹层，在通井修正井眼时发生钻具落鱼事故，被迫侧钻。Leg2段长1386米，从3813米侧钻的Leg2ST1段长1218米。7预钻孔筛管下入到第一分支水平井内，顶部在9 5/8套管内（3380米），重叠长度为20米，底部深度为3998米，以便此后生产测井仪的下入。两分支水平段裸眼，4 1/2油管下入到9 5/8套管内完井。井眼数据：井段套管井眼尺寸（）井深（m）/段长（m）尺寸（）下深（m）2027/27202716647/64713 3/864412 1/43405/277
25、89 5/834008 1/2 L13400-56003864/22008 1/2 L23358-4751/13938 1/2 L2 ST13813-5031/1218各井段作业天数：作业内容设计天数实际天数16井眼钻井5.65.513 3/8套管固井3212 1/4井眼钻井43.850.69 5/8套管固井549.9（含第一次固井失败和两次侧钻12 1/4井眼的时间）8 1/2井眼钻井(Leg1)48.761.19 5/8套管开窗侧钻4.34.38 1/2井眼钻井(Leg2)40.463.2下4 1/2完井管柱5.326.216井眼钻井：用一个钻头钻完全井段，平均机械钻速为17米/小时，用顶
26、驱钻井中地面振动剧烈，每钻一个立根都倒划眼，监测井眼情况。最大井斜为0.8。13 3/8套管下入和固井顺利，是已钻井中施工周期最短的一口井。12 1/4井眼钻井：该井的轨迹设计是两个增斜段加一个稳斜段的双增剖面，KOP1200米。12 1/4井眼从井深647米开始到3415米，共用了10趟钻，其中由于MWD失效导致的起下钻有4次。由于顶驱设备坏，该井段大部分时间是用方钻杆钻井的方式完成的。从井深1200米开始使用低固相聚合物钻井液体系。最后一趟钻（3023-3415）在井深3334米处钻达目的层顶部，井深3143米（垂深2867米）处钻遇煤层，在煤层上部覆盖有泥岩层。由于煤层和上部覆盖的泥岩层
27、井段井眼不稳定，最后一趟钻起钻用了两天的时间。起钻后发现9 5/8的扶正套落井，用了多趟打捞和磨铣钻具组合，花费了9天时间没有捞上落鱼，讨论研究后认为落鱼已被推入井壁，决定下9 5/8套管。总的看来，若不算最后处理落鱼事故的时间，该井段只用了41天的时间就钻达产层，在长北地区也是一个很好的记录。另外，由于在产层上部没有硬的砂岩夹层，通过本井的实践证明，丛式井组1的其他井可用一趟钻钻穿煤层钻达生产层。实钻的轨迹情况如下：KOP1230米，以2/30米的造斜率将井斜增到10，然后以0.5/30米的造斜率将井斜增到32（井深2600米），最终以2.3/30米的造斜率将井斜增到87.5（井深3400米
28、），最大井眼曲率为5.9/30米，在井深3050米处。第一次下入9 5/8套管固井：在井深2800米以前下入顺利，此后必须通过活动管柱和开泵冲方能克服下入阻力将套管下入，特别是在煤层段下放载荷在30-270吨之间（正常为140吨），最后还是将套管下入到井底。在注水泥顶替的过程中，由于井眼堵塞井口无返出，泵压达到30Mpa仍无进展，预计套管内水泥塞的长度为590米。用PDC钻头钻水泥塞，在井深2910米处探到水泥塞顶，以40米/小时的钻速钻到3313米时突然停止前进，并发现有铁屑和煤屑返出，说明9 5/8套管已破裂，起钻发现钻头脱扣落井，决定起出9 5/8套管后再侧钻。水泥胶结测井显示环空305
29、0米以上无水泥，随后将3039米套管柱从井中起出。打完水泥塞后从2790米处侧钻12 1/4井眼，确认侧钻成功后开始定向钻井，钻进到2868米扭矩异常，起钻发现螺杆钻具从弯壳体处以下的转子部分落井，两次打捞落鱼未果，12 1/4井眼第一次侧钻失败，重新打水泥塞后于2478米处第二次侧钻。用四趟钻将井深打到3405米进入生产层，进入生产层的垂深为4米，其中有一趟由于MWD失效起钻。最后一趟钻起出前循环清洁井眼，起钻时除少量的井段有遇阻的情况外，起钻顺利，井眼状况良好。第二次下入9 5/8套管固井第二次9 5/8套管下入，在3000米以上井段下入顺利，此后，需循环和活动套管柱方能克服阻力下入，下放
30、载荷为30到250吨（正常为140吨），当下入到3276米时，循环出大量钻屑和井眼坍塌物，最终还是将9 5/8套管下达到井底，注水泥固井顺利，水泥返高1125米。导致第一次9 5/8套管破坏的原因尽管有井眼堵塞和井下有落物的因素，但VAMTOP套管连接的抗压能力低也是一方面的因素，特别是在煤层段遇阻需要反复滑动套管柱和循环冲的动载情况下，就更容易造成套管连接的的损坏。因此，要提高套管连接的强度，例如选用Hydri563连接。8 1/2井眼Leg1钻井：8 1/2井眼Leg1设计的2000米井眼轨迹处于产层的上部，到轨迹末段降至产层底部。用了13趟钻钻达井深5600米，段长为2200米，所用钻头
31、均为硬质合金齿三牙轮钻头，创造了当时长北地区水平段最长的记录。产层的不确定性和井眼的轨迹控制两个方面都作了精细的工作，使得Leg1的实钻井眼轨迹都在产层内。在Leg1的钻井中开展了两次搅拌器（Agitator）的试验，其目的是改善滑动钻井的施工效率，结果并不理想，第一次Agitator直接接在MWD的上部，具体的钻具结构如下： 钻头+6 3/4螺杆钻具（7.76米）+接头（0.32米）+稳定器（3.23米）+MWD（9.43米）+搅拌器（Agitator）（2.86米）+减震器（3.41米）+震击器（9.46米）下钻到333米试验MWD无MWD信号，起出钻具检查发现MWD损坏，没有钻进，更换了
32、MWD以后用常规的钻具组合钻进。第二次Agitator安置在离钻头1300米左右的位置，对滑动钻井的效率有所提高，但仍然减弱了MWD的信号，且最终导致接收不到MWD信号而起钻。具体的钻具结构如下：钻头+6 3/4螺杆钻具（7.76米）+6 3/4接头（0.32米）+稳定器AGS（3.23米）+6 3/4MWD（9.43米）+6 3/4钻铤（3.07米）+6 3/4接头（2.39米）+6 3/4钻铤（9.48米）+6 3/4接头（0.86米）+5 1/2加重钻杆（9.13米）+7震击器（9.46米）+5 1/2加重钻杆（9.13米）+5 1/2钻杆（1212米）+6 3/4接头（0.32米）+搅
33、拌器（Agitator）（2.86米）+减震器（3.41米）+6 3/4接头（0.32米）+5 1/2钻杆（1284米）+5 1/2加重钻杆当井深超过4900米以后滑动钻井就很困难（传递不了钻压），用可变径稳定器采用旋转钻井的方式控制井斜使得这一问题得到改善。另外，虽然Agitator的使用减弱了MWD的信号传递，但在井深4857-5050米井段的滑动钻井中，还是使得钻压传递和保持工具面的问题得到一定的改善。在钻井液中添加菜子油做润滑剂减轻了钻井时的摩阻，使得钻井中的井口扭矩始终保持在40KN-M以内。轨迹钻穿了产层内的两个泥岩夹层，用SHSI定性地测定了井眼扩大率。在施工中井眼轨迹有右漂的趋
34、势，但不影响中靶，所以也没作井眼轨迹的调整作业。8 1/2井眼Leg2开窗由于在第一次下入斜向器组合时遇阻，起出后下了一趟通井刮井壁钻具组合，第二次才把斜向器座放到位。与CB1-1井相同，用了两趟钻完成开窗侧钻。开窗井段为3353-3359米，侧钻井段为3359-3365米。泥浆槽内的磁铁回收到18kg的铁屑，理论计算开窗切削的铁屑量应为97kg，可见有大量的铁屑是不能随泥浆循环返到井口的。8 1/2井眼Leg2钻井与Leg1的设计相同，Leg2的2000米设计井眼轨迹处于产层的上部，到轨迹末段降至产层底部。用了6趟钻钻达井深4751米，段长为1386米，所用钻头均为硬质合金齿三牙轮钻头。当钻
35、达4331米时由于不能实现滑动钻井而起钻。在井深3391到4329米，自上而下用LWD划眼测井，测量项目有GR/Res/Den/Neu/ACAL。在井深钻达4350米时加入1%的Cosco润滑剂，对降低摩阻、扭矩和给钻头传压起到了很好的作用，也提高了钻井中的ROP。当井深钻到4751米时，由于扭矩峰值高起钻，在起钻时有多处井段遇阻严重，必须倒划眼才能通过，钻柱起出后发现BHA上部的钻杆有多处压弯。Leg2钻遇了三处大段的泥岩，它们分别是4050-4190（140米）、4290-4380（90米）和4570-4751（181米，碳质泥岩），由于泥岩段井眼失稳，导致通井修正井眼的钻具在通井时十分困
36、难，多处井段需反复划眼方能通过，起钻后发现震击器以下30米钻柱落井，考虑到多段泥岩段井眼失稳，决定侧钻。8 1/2井眼Leg2ST1钻井第一次在3871米用PDC钻头裸眼侧钻未成后（由于螺杆钻具的扶正套），在3813米侧钻成功。从井深3813米到5031米，1218米进尺共用了9趟钻。最后一趟钻钻到产层底部的煤层。该侧钻井段位于Leg2的轨迹的下方，试图避开Leg2钻遇的泥岩段，但并没有避开，在4615-4690（75米）、4810-5020（30米）、5020-5031（11米，碳质泥岩/煤）钻遇了3个泥岩段。当泥浆密度加到11Kpa/m时发生井漏，在CB2-1井也有同样的情况，说明该密度可
37、能是钻井过程中泥浆密度窗口的上限值。Cosco润滑剂的减阻效果得到进一步的证实。在旋转钻井模式下，用AGS（可变径稳定器）进行井斜控制取得了很好的效果。由于钻遇多个泥岩段，Leg2ST1没能达到设计的长度。用于9 5/8套管开窗侧钻的Baker斜向器一次回收成功。为了能顺利下入生产侧井工具，决定在Leg1中下入7预钻孔筛管。在下入7预钻孔筛管前的通井作业中，在井深3900-4000米的泥岩段曾多次短起下，由于井眼情况不好，决定只下入600米左右的筛管。筛管下入井深为3380-3998米，与9 5/8重叠20米，没下悬挂器和封隔器，在3900-3980米泥岩井段时下压100吨才将筛管下入。通过7
38、预钻孔筛管下入时的数据计算，实际的摩阻系数要比事前模拟时用的摩阻系数大得多。4 1/2油管完井在第一次4 1/2完井管柱下入到1957米时突然遇阻封隔器在井深1500米处提前座封，经多次解封失败以后，从1488米处割断并起出封隔器以上部分的油管，磨铣封隔器，测井径，测得9 5/8套管最严重的磨损段在井深2325、2351、2373、2716和3050米处，磨损达5.6mm。造斜段井深1310、1487、1496、1505米处的磨损分别为2、6、4、5 mm， 1350到1530米平均磨损为3.2 mm。再次进行水泥胶结测井确认了9 5/8套管水泥返高为1125米，针对以上情况经有关各方面讨论和
39、用StressCheck模拟计算，决定不再对9 5/8套管的磨损做强度补救，直接下入4 1/2油管完井完井，经漏失试验4 1/2油管和9 5/8套管之间环空成功试压到23Mpa。2.1.4 CB2-1井CB2-1井是长北气田完成的第四口双分支水平井，该井于2006年8月3日就位，2007年2月16日完井，共计202天，井深7935米，比设计滞后37天。该井8 1/2井眼刷新的三项钻井记录：1）由于钻遇不稳定泥岩，8 1/2井眼水平段比设计长度多钻了534米。2）在两个8 1/2分支井眼内均下入了7预钻孔筛管。3）成功地用钻杆送入的方式将专用成象测井工具送入到8 1/2分支井眼内并进行测井。12
40、 1/4井眼KOP为1190米，以后持续造斜，顺利钻穿产层上部煤层后，在井深3406米进入产层着陆，井斜角88。 9 5/8套管下达到3401米（进入产层的垂深为2米），水泥返高2000米。8 1/2第一分支水平井开始井段用涡轮加孕镶齿钻头造斜，其后均采用导向螺杆钻具组合和三牙轮钻头钻井，由于钻遇不稳定泥岩，在井深4415米处被迫起钻，第一分支水平段长1015米。裸眼侧钻Leg1ST，钻到井深5425米结束，Leg1ST井眼长度为1513米。在9 5/8套管内下入斜向器（斜向器位于产层顶部以下垂深1米处）开窗侧钻第二分支，第二分支水平段完钻井深5324米，长度为2006米。这样，8 1/2井眼
41、三个分支的总长度达到4534米。7预钻孔筛管分别下入到第一分支水平井和第二分支水平井内，以封固泥岩不稳定井段。 4 1/2油管下入到9 5/8套管内完井。井眼数据：井段套管井眼尺寸（）井深（m）/段长（m）尺寸（）下深（m）2634/34203316657/62313 3/865412 1/43406/27839 5/834018 1/2 L13401-4415/10158 1/2 L1 ST3912-5425/15138 1/2 L23354-5360/2006各井段作业天数：作业内容设计天数实际天数16井眼钻井5.53.313 3/8套管固井3.23.312 1/4井眼钻井39.5499
42、5/8套管固井5.798 1/2井眼钻井(Leg1)44Leg134合计Leg1ST37.371.39 5/8套管开窗侧钻4.84.48 1/2井眼钻井(Leg2)4441Leg2下入7预钻孔筛管3.51斜向器回收1.91.2Leg1重入，测井，下入7预钻孔筛管6下4 1/2完井管柱5.46.316井眼钻井：用一个钻头钻完全井段，为了改善钻井时的轴向振动和提高机械钻速，在BHA中加入了减振器和9 5/8螺杆钻具，平均机械钻速为17.63米/小时。为了防止井眼冲刷，在井深60米前的软地层排量控制在2000升/分钟以内，其后逐步增加，到井深100米时达到3300升/分钟。钻井到井深498米处遇到剧
43、烈的扭矩波动，波动范围为4.1-27千牛米，将钻具提离井底后打入10米3稠塞清扫井眼，在震动筛发现有煤块。此后钻井顺利，钻完该井段用电子多点投测，井斜在井身质量要求的范围内。13 3/8套管头座挂在20导管内，采用内管注水泥法进行固井，用转盘直接将注水泥插头下入井中，不用另一套辅助的下入设备，节约了时间，同时也减少了GSE的风险，套管下入和固井顺利。12 1/4井眼钻井：该井的轨迹设计是单增斜段剖面，KOP在1200米。第一趟钻下的是弯角为1.15的9 5/8螺杆钻具的稍微欠尺寸的满眼钻具组合，三牙轮钻头，直井段的ROP达到30米/小时，其后ROP逐渐下降，在井深1500米时ROP降到18米/
44、小时。在长北气田，这是一趟比较成功的钻具组合，一趟钻钻完了直井段后又接着在1190米开始造斜钻进（在井深900米到1200米还钻遇硬地层），直到井深1514米，由于MWD信号问题起钻，进尺达860米。 在第二趟钻的下钻过程中，在1196米遇阻，接着顶驱坏，改用方钻杆继续钻井，由于井眼已空井5-6天，井下情况变得更坏，只能用方钻杆不断地向下划眼，钻到1545米，顶驱修好后，又重新装上顶驱钻井。在此后钻井过程中，起下钻通过KOP井段时总会遇到麻烦。随后，用7趟钻钻到煤层顶部，井深3006米（垂深2786米），平均ROP为4米/小时，到井深2700米以后有所下降。加入菜子油作润滑剂降低了钻井时的摩阻
45、和扭矩，旋转钻井时BHA的造斜率为0.6/30米。在煤层段的钻井工艺如下：1）在第一煤层段钻进一个立柱，上提钻柱时只开泵不旋转钻具，下放时划眼。2）向下钻遇更多的煤层以后，每钻进一立柱开泵上提下放但钻柱不旋转，以避免钻柱旋转时撞击井壁造成井眼不稳定。用以上工艺一趟钻顺利钻穿煤层并钻达目的层，井底井深3406米（进入产层的垂深为2米），由于井斜角比设计的87高，在最后的井段只能降斜钻进，以便此后下入斜向器，这样的井眼轨迹对其后的8 1/2井眼钻井不利，容易使钻柱产生屈曲变形。最后一趟钻起钻时，在钻头“湿起钻”起到煤层段以上之前，打入15米3稠塞到井底，当钻头起到煤层段以上，充分循环一周以后，在钻
46、柱内打入稠塞再起钻。由于采用了以上煤层段的钻井和起钻工艺措施，煤层段井眼起下钻基本顺利，没有太大的阻卡情况。在井眼清洁和稳定方面，为防止泥岩膨胀造成井眼不稳定，12 1/4井眼钻出套管鞋后就采用低固相钻井液；全井段自始至终执行K&M井眼清洁程序，即：1）大排量，排量要保持在3500升/分钟以上。2）当井斜角大于60，6转的粘度计读数要大于10。3）每次起钻前，用稠塞清扫井眼，清除井底的岩屑床。以上措施基本保证了钻井过程中的井眼清洁，没有发生与井眼清洁相关的问题。装在BHA部分的振动传感器有助于降低施工中井下振动给钻井带来的危害。9 5/8套管固井在井深2948米以前下入顺利，在2948米泥岩遇阻15吨，用循环封隔器和顶驱采用边循环边下的方式将套管下入。在煤层段顶部3039米处和井深3248米等处遇阻，下压25-50吨通过（正常的上提/下放钩载为260/175吨），套管的最终下深为3391米。注水泥固井顺利，水泥返高2000米。由于浮箍或浮鞋损坏，套管试压不成功，决定等钻完水泥塞后用RTTS封隔器再进行套管试压。8 1/2井眼Leg1钻井：用常规的钻具组合钻出套管鞋到井深3407米，下刮管器刮9 5/8套管到2910米，RTTS封隔器座封在2853米，试压到25.
