20世纪80年代初，美国Petrolphysics公司和Bechtel公司提出了超短半径水平井钻井技术，即在主井眼的径向上沿某一层位或多个层位钻出一口或多口曲率半径1～3 m甚至更小的水平井眼^[1]，该井眼能穿透近井污染带，从而实现增大泄油面积、提高单井产量的目的。目前，超短半径水平井已成为老井改造、剩余油挖潜和稳产增产的重要途径之一^[2]，尤其适用于薄油层、稠油油藏和低渗透油藏等难动用油藏的开发。

目前，超短半径水平井常采用水力喷射径向水平井钻井技术（以下简称水力喷射技术）和柔性钻具超短半径水平井钻井技术（以下简称柔性钻具技术）。其中，水力喷射技术利用高压水射流实现套管开窗和破岩钻进^[3-7]，不需要段铣套管和井下扩孔，采用特殊的转向设备在井眼内完成由垂直到水平的转向，但存在井眼直径偏小（小于50 mm）和分支井眼延伸控制困难等问题，分支井眼长度通常在50 m以内；柔性钻具技术采用机械破岩方式^[8-11]，钻具组合由若干长度0.10～0.25 m的钻杆短节铰接而成，具有易弯曲和能顺利通过小曲率半径井段的能力，同时钻杆短节能够传递钻压和扭矩，从而实现钻头高效钻进^[12-15]。与水力喷射技术相比，柔性钻具技术在降低井眼曲率方面有一定劣势，但在增大井眼直径、增加延伸极限和可操控性等方面优势明显。目前，柔性钻具技术已在国内外多个油气田开展了现场应用，并取得了良好的增产效果^[16-18]。

柔性钻具技术通常采用修井机作业，通过转盘提供扭矩，钻进时需要频繁接单根，大幅增加了钻井周期和作业成本。相比于修井机，连续管设备具有体积小、动迁性能好、自动化程度高和操作简便等优势，能够实现动态密封和连续起下管柱作业，无需频繁接单根，具有钻井效率高、成本低和安全可靠的优点，在油田钻井、完井、测井和修井等作业中应用广泛^[19-23]，被誉为油气行业中的“万能作业设备”^[24-25]。基于此，提出了“连续管+柔性钻具”的超短半径水平井钻井新思路，将连续管与柔性钻具的优势相结合，在实现超短半径造斜钻进的同时，大幅提高作业效率，缩短钻井周期，降低作业成本。目前，“连续管+柔性钻具”超短半径水平井钻井技术在国内外尚无应用先例，为探索其可行性，研制了高转速和低转速螺杆钻具、改进了柔性钻具结构、研制了叠加式斜向器和造斜PDC钻头等关键工具，完善了施工工艺流程，初步形成了“连续管+柔性钻具”超短半径水平井钻井设计方法和施工工艺，并在江汉油田陵72-5CZ井开展了首次现场试验，成功完成了长30.21 m的超短半径水平分支井眼，验证了“连续管+柔性钻具”超短半径水平井钻井技术的可行性，为老油田剩余油挖潜和低渗油田高效开发提供了一种经济高效的新技术。

1.   技术原理

“连续管+柔性钻具”超短半径水平井钻井作业的地面设备及井下钻具如图1所示。该技术以连续管替代传统钻杆，配合大扭矩螺杆钻具，带动下方的柔性钻具和钻头钻进。钻井过程中螺杆钻具不进入分支井眼，始终保持在主井眼内部，柔性钻具和钻头进入侧钻分支井眼，在同一层位内完成开窗、造斜和水平钻进等全部作业程序。连续管与柔性钻具相结合，有2方面的优点：1）克服了传统侧钻技术造斜率低、靶前距长的难题，能够大幅缩短造斜半径、降低无效进尺及井下故障率，增大泄油面积；2）起下钻过程中无需接单根，可大幅提高作业效率，缩短钻井周期，降低钻井成本。

图  1  “连续管+柔性钻具”超短半径水平井钻井示意

Figure  1.  Ultra-short radius horizontal well drilling with coiled tubing and flexible BHA

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柔性钻具由钻杆短节铰接相连而成，通过控制钻杆短节长度和短节之间弯角（以下称短节夹角），可实现对钻具造斜能力的调控，从而满足不同曲率半径分支井眼的钻井要求。

图2所示为柔性钻具造斜钻进的二维模型（图2中：$\theta$为井斜角，（°）；$R$为曲率半径，m；${d}_{1}$为井眼直径，m；${L}_{{\rm{r}}}$为钻杆短节长度，m；${d}_{2}$为钻杆短节直径，m；$\alpha$ 为短节夹角，（°））。

图  2  柔性钻具造斜钻进二维模型示意

Figure  2.  2D model of build-up of flexible BHA

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井壁弧长为：

式中：L为井壁弧长，m。

在钻压的作用下，柔性钻具紧贴井壁，井壁弧长可以采用柔性钻具的几何参数来表示：

式中：n为钻杆短节数量。

从图2可以看出，短节夹角可以表示为：

联立式（1）—式（3），可得：

应用上述公式，计算不同钻杆短节长度和短节夹角条件下的柔性钻具造斜率和井眼曲率半径，结果如图3所示。从图3可以看出：当短节夹角不变时，随着短节长度增加，柔性钻具的造斜率下降，曲率半径近似线性增长；当短节长度不变时，随着短节夹角增大，柔性钻具的造斜率增大，曲率半径减小。因此，实际钻井过程中，可根据目标层位厚度和剩余油等数据确定所需要的井眼曲率半径，然后优选柔性钻具的短节长度和短节夹角。

图  3  不同钻杆短节长度和短节夹角条件下的柔性钻具造斜率和曲率半径计算结果

Figure  3.  Calculation results of build-up rate and curvature radius of flexible BHA under different length and included angle conditions of drill rod sub

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2.   关键工具研制与改进

2.1   大扭矩螺杆钻具的研制

“连续管+柔性钻具”超短半径水平井钻井技术采用螺杆钻具驱动柔性钻具和钻头，实现套管开窗、造斜和水平钻进等作业。与常规连续管侧钻技术不同，“连续管+柔性钻具”侧钻过程中，螺杆钻具不仅要为钻头提供足够的扭矩，还要克服柔性钻具与井壁之间的摩阻，因此螺杆钻具需要具有大扭矩的特性；同时，造斜段需要采用高钻压、低转速（小于80 r/min）钻进，以使柔性钻具充分受压弯曲，并避免钻具旋转过快导致末端剧烈振动，确保其具有较好的造斜能力和稳定的工作状态。在水平钻进阶段，为最大程度地提高钻井速度，螺杆钻具采用较高的转速（大于100 r/min），以带动钻头快速切削井底，实现高效破岩。因此，为最大程度地提升螺杆钻具的扭矩输出能力，对常规螺杆钻具的结构进行了优化：1）螺杆定子采用适用于大功率螺杆钻具的橡胶，提升了橡胶密封和耐磨性能，螺杆钻具最大承压能力提高了50%以上，大幅减少了转速损失和橡胶磨损；2）将传统螺杆钻具中的球铰式万向节更换为球鼓式万向节，螺杆钻具的工作扭矩提高了1.5倍。

为满足造斜段和水平段钻进的需求，研制了9LZ105×7-4.0型高转速和9LZ105×7-3.0型低转速大扭矩螺杆钻具，主要技术参数见表1。其中，高转速螺杆钻具主要用于水平段钻进，低转速螺杆钻具用于套管开窗及造斜段钻进。2种螺杆钻具的头数比均为9∶10，采用内摆线等距线型，以增大螺杆钻具每转排量。

表  1  高转速和低转速大扭矩螺杆钻具的主要性能参数

Table  1.  Main parameters of large-torque PDM at high and low rotary speed

型号	直径/mm	转速/(r·min−1)	使用排量/(L·s−1)	工作压降/MPa	最大扭矩/(N·m)	最大压降/MPa	最大功率/kW	井眼直径/mm
9LZ105×7-4.0	105	132～265	8.3～16.6	3.2	3798	5.4	26.5～53.0	121～149
9LZ105×7-3.0	105	46～95	6.6～13.0	3.0	4700	4.2	50.0	121～139

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2.2   柔性钻具的结构改进

柔性钻具是超短半径水平井钻井过程中重要的扭矩和钻压传输机构，采用万向铰接结构连接成串，短节夹角为2°～6°。“连续管+柔性钻具”超短半径水平井钻井过程中，螺杆钻具作为动力源，不仅要克服柔性钻具与井壁之间的摩阻，还要为钻头破碎岩石提供充足的工作扭矩。尽管配套应用了大扭矩螺杆钻具，但与转盘钻进相比，其工作扭矩相对较小，且随着水平段的延伸，井下管柱摩阻不断增大。为了实现降摩减阻、提高钻速的目的，对常规柔性钻具的结构进行了优化，在每节柔性钻杆外部按照90°相位均匀设置硬质合金滚动减摩装置（见图4），使柔性钻具与井壁间由滑动摩擦变为滚动摩擦，从而减小管柱与井壁之间的摩阻，实现钻压和扭矩的有效传递，在螺杆钻具额定扭矩条件下最大程度地增大超短半径分支井眼的延伸极限。

图  4  柔性钻具的结构改进

Figure  4.  Structure optimization of flexible BHA

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2.3   叠加式斜向器的研制

斜向器主要用于引导钻头和柔性钻具由垂直方向转为水平方向，是套管开窗的常用工具。常规柔性钻具超短半径水平井钻井时，斜向器由钻杆下入井内，通过转盘带动钻杆和斜向器旋转来调整开窗方位角。然而，对于“连续管+柔性钻具”超短半径水平井技术，由于连续管无法在井眼内旋转，斜向器方位常规摆放方法难以实现。因此，在常规液压斜向器的基础上，研制了适用于连续管作业的叠加式斜向器。

叠加式斜向器的基本结构及叠加定向如图5所示。由图5可知，叠加式斜向器由上下2个斜面和中间的配长杆组成，两个斜面之间的方位角差可自由调节，图5展示了3种不同的方位角差。叠加式斜向器的下斜面与液压斜向器的上斜面相匹配，当液压斜向器的斜面方位确定后，通过调整叠加式斜向器上下斜面之间的角差，可使摆放后的叠加式斜向器上斜面指向目标方位。实际钻井作业时，以开窗位置为基准，提前计算好液压斜向器的锚定深度，由连续管将其下入井中预定位置，并加压使其锚定坐挂；随后下入陀螺仪测量液压斜向器的斜面方位，根据目标方位，在地面调整叠加式斜向器上下斜面之间的方位角差，之后通过连续油管下入井底并丢手，完成斜向器摆放和定位，实现方位补偿，叠加式斜向器的上斜面指向目标方位。此外，通过调节上下斜面之间的方位角差和配长杆长度，叠加式斜向器还可实现后续分支的定向。

图  5  叠加式斜向器基本结构及叠加定向示意

Figure  5.  Stacked whipstock structure and stacking orientation

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2.4   造斜PDC钻头的研制

超短半径水平井钻进时，PDC钻头需要具备较高的造斜能力，才能满足小曲率半径的要求，而PDC钻头的造斜能力主要与其导向能力、侧向切削能力有关。为此，研制了ϕ114.0 mm造斜PDC钻头，主要有以下设计特点：

1）优选冠部形状，以增强导向控制能力。钻头冠部形状采用炮弹形（见图6），增强钻头的导向控制和侧向切削能力，提高钻头在超短半径造斜段的转向能力。

图  6  ϕ114.0 mm造斜PDC钻头冠部形状及切削齿分布

Figure  6.  Crown profile of ϕ114.0 build-up PDC bit andcutter distribution

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2）强化侧向切削能力，以提高钻头造斜率。考虑目标层岩性多为砂岩、泥岩，且造斜段进尺较短，取消了保径结构设计，采用中等长度规径，侧边设计为进攻齿，以保证超短半径造斜段的高造斜率。

3）优化刀翼数量与形状，以提高钻井效率。由于钻头直径小，因此采用了8个直刀翼和ϕ8.0 mm切削齿，并进行切削结构力平衡设计，以提高钻头的钻进效率及稳定性。

4）优化水力结构，以提高清岩效率。考虑排屑槽的面积，共设计4个喷嘴，并利用计算流体动力学（CFD）计算喷嘴的最优出口位置，分别在距钻头中心30，31，32和33 mm的位置，呈90°相位分布，喷嘴倾斜角为20°，以最大程度地保证井底清岩效率。

3.   钻井工艺流程

“连续管+柔性钻具”超短半径水平井钻井工艺流程主要包括井眼准备（通刮洗井）、斜向器坐挂及定位、套管开窗、定向造斜、水平钻进和井眼轨迹测量。

3.1   井眼准备

确定目标层位后，利用连续管分别携带通井规和刮铣器对开窗点以浅的套管进行通井和刮管各3次，清除管壁上的附着物。

通井钻具组合为：长通井规+加重钻杆+连接器+连续管。

刮铣钻具组合为：刮铣器+螺杆钻具+加重钻杆+刮削器+连接器+连续管。

3.2   斜向器坐挂及定位

液压斜向器下端与水力锚相连，采用连续管将其下至设计井深。应用电子陀螺仪测量液压斜向器斜面的方位和井深，通过水力加压使水力锚坐封，起出液压斜向器以上管柱。将设计开窗方位与测量的液压斜向器斜面方位相减得到扭方位角度，在地面调整叠加式斜向器上斜面和下斜面的方位角差，使其大小等于扭方位角度，然后通过定位螺钉使上斜面和下斜面的方位角差不发生改变，最后采用连续管将叠加式斜向器下入井中，使得叠加式斜向器下斜面和液压斜向器导斜面契合完成叠加，开泵循环，螺杆钻具旋转脱开丢手，上提钻具。

钻具组合为：叠加式斜向器+循环阀+转换接头+螺杆钻具+加重钻杆+提升短节+非旋转接头+连接器+连续管。

3.3   套管开窗

按设计钻具组合组装钻具，由连续管下至斜向器上方2～5 m，开泵循环钻井液，校对指重表。缓慢下放，下探斜向器顶端位置，记录此刻连续管下入长度并在管体上作好标记。继续缓慢下放，进行套管开窗作业，初始钻压5～10 kN，待钻压稳定后，逐渐提高至30～50 kN，达到设计进尺后，上提下放钻具2～3次反复修整窗口，直至起下钻具无阻挂现象；否则，通过定点高速磨铣来修整窗口，直至不阻不挂，起出套管开窗钻具组合。

钻具组合为：开窗铣锥+柔性钻具+螺杆钻具+浮阀+加重钻杆+安全丢手+提升短节+非旋转接头+连接器+连续管。

3.4   定向造斜

按设计钻具组合组装钻具，计算入井钻具总长，检查钻具是否灵活自如、水眼是否畅通。由连续管下入钻具组合，当造斜PDC钻头下至井底，在地面连续管管体上作好标记，上提下放管柱，确保标记准确。上提管柱0.20 m，开泵循环，钻压20～30 kN，钻至设计井深完成造斜段钻进，反复划眼2次，确保钻具不阻不挂，起出造斜钻具组合。

钻具组合为：造斜PDC钻头+柔性钻具+螺杆钻具+浮阀+加重钻杆+安全丢手+提升短节+非旋转接头+连接器+连续管。

3.5   水平钻进

按设计钻具组合组装钻具，计算入井钻具总长，由连续管下入钻具组合，当钻头下至离斜向器2～5 m时开泵，循环钻井液冲洗。当钻头下至井底后开始钻进。钻进正常后，调整排量使螺杆钻具转速保持在40～60 r/min，每钻进一定长度后划眼3～5次。钻进过程中注意观察泵压，根据现场实钻情况调整排量、钻压等参数。

钻具组合为：PDC钻头+柔性钻具+螺杆钻具+浮阀+加重钻杆+安全丢手+提升短节+非旋转接头+连接器+连续管。

3.6   井眼轨迹测量

采用连续管将柔性钻具、存储式多点测斜仪及保护仓筒下至井底，拖动管柱上移进行井眼轨迹测量，每上提30 cm静止测量15 s，测量完毕后将测斜仪提出井口，应用计算机读取测量数据。

钻具组合为：多点测斜仪+柔性钻具+螺杆钻具+浮阀+加重钻杆+安全丢手+提升短节+非旋转接头+连接器+连续管。

4.   现场试验

“连续管+柔性钻具”超短半径水平井钻井技术在江汉油田陵72-5CZ井进行了首次现场试验，成功完成了套管开窗、水平分支井眼钻进等作业，完钻井深922.88 m，造斜段曲率半径2.63 m，累计进尺30.21 m，水平段长度26.08 m，纯钻时间37.8 h，平均机械钻速0.80 m/h，证明了该技术的可行性。

4.1   井眼概况

陵72-5CZ井位于江汉盆地江陵凹陷八岭山油田断背斜陵72井区，井深1 799.50 m，油层套管直径139.7 mm。该井目的层为新生界古近系新沟嘴组，包括3个小层。其中，在下₆¹小层钻遇厚度1.0 m的油层，在下₇¹小层钻遇厚度5.0 m的油层。对下₇¹层压裂后试油，日产油1.3 m³，日产水1.0 m³。下₇¹层投产后，初期日产油1.3 t，约6年后因低液、低产停抽，封井。该井累计产油量83.0 t，产水873.0 m³。

精细小层对比发现，陵72-5CZ井下₇¹层为河道砂沉积，砂体分布较稳定，油层未动用。为有效动用该油层，曾经应用常规侧钻技术在井深895.00 m处钻成了一个定向井眼，并进行了裸眼完井。为进一步实现该油层的有效动用，同时评价“连续管+柔性钻具”超短半径水平井钻井技术的可行性，决定在该井开展侧钻超短半径水平井试验。

4.2   方案设计

陵72-5CZ井原始井身结构及设计分支井眼如图7所示，超短半径水平井的开窗点位于原定向井眼开窗点以浅2.33 m处（井深892.67 m，井斜角9.4°），避开井深891.42 m处的套管接箍，设计利用井内已有的坐挂斜向器，再下入叠加式斜向器，分支井眼方位设计为192.3°，与原定向井眼方位近似呈180°夹角，稳斜角为90°。

图  7  陵72-5CZ井原始井身结构及实钻分支井眼示意

Figure  7.  Original casing program and lateral well drilled of Well Ling 72-5CZ

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综合考虑地层厚度和可钻性等因素，该井分支井眼曲率半径要求小于3.00 m，为此，优选柔性钻具的短节长度为0.17 m，短节夹角为3.8°。钻井设备采用LZ900/73-3500型连续管复合钻机，连续管外径73.03 mm，壁厚4.80 mm，等级CT90，总长度3 500.00 m，最大额定排量2.0 m³/min，耐压70 MPa。注入头最大提升力900 kN，最大注入力270 kN，最大起升速度35 m/min。井架高度26.00 m，最大钩载1 125 kN。

4.3   现场施工

按照工艺流程依次开展开窗、造斜和水平钻进等作业，试验过程中实时监测泵压、排量、钻压和井深等参数。

1）套管开窗井段。开窗钻进时排量恒定为8 L/min，开始采用小钻压（小于5 kN）钻进，泵压为10.5～11.5 MPa；在铣锥充分吃入套管后，增大钻压至10～15 kN，此时泵压升高至12.0～13.0 MPa，开窗进尺0.60 m，平均机械钻速0.36 m/h。

2）造斜段。造斜钻具组合下至井底后，上提管柱进行排量测试后，采用大钻压（30.0～50.0 kN）钻进，排量为7～10 L/min，造斜段进尺3.53 m，机械钻速0.68 m/h。

3）水平段。在水平段钻进过程中，开展了高转速螺杆钻具与低转速螺杆钻具的钻进效果对比试验，初始段和末段应用了高转速螺杆钻具，中段和中后段应用了低转速螺杆钻具。同时，为分析排量对机械钻速的影响，中后段应用了高排量（12～13 L/min）钻进，其他3个阶段应用了相对较小的排量（8～10 L/min）钻进。整个水平段钻进正常，累计进尺26.08 m，水平位移28.99 m。

4.4   钻进效果分析

水平段钻进过程中，机械钻速不断降低，初期机械钻速达2.15 m/h，后期最低降至0.39 m/h。分析认为，随着进尺增大，柔性钻具摩阻不断增大，导致机械钻速整体呈下降趋势。其中，水平段初始段应用了高转速螺杆钻具，而水平段中段应用了低转速螺杆钻具，这2个阶段采用的排量和钻压基本相同，水平段中段的机械钻速为0.47 m/h，与水平段初始段的机械钻速（0.76 m/h）相比下降了38%，这说明在相同扭矩输出条件下，高转速螺杆钻具更有利于提高水平段钻速。

钻进效果分析表明，水平段中段的机械钻速为0.47 m/h，水平段中后段的机械钻速为0.39 m/h，呈小幅降低的趋势。2个阶段均采用了低转速螺杆钻具，水平段中段采用了较小的排量（8～10 L/min）钻进，而水平段中后段采用了大排量（12～13 L/min）钻进，说明单纯增大排量对钻速的提高效果不明显，甚至导致机械钻速出现了小幅下降。水平段末段应用高转速螺杆钻具、低排量（10 L/min）钻进，机械钻速为0.62 m/h，与水平段中后段机械钻速相比提高幅度较大，表明高转速螺杆钻具在提高水平段钻进速度方面具有更好的效果。

水平井段完钻后，采用特制的存储式多点测斜仪，测量了分支井眼的井眼轨迹（见图8），结果发现，水平段平均稳斜角88.17°，与设计值偏差2.0%，在工程误差范围之内。分支井眼的实钻井眼轨迹与设计井眼轨道较为吻合，呈略微下行趋势，每10.00 m进尺垂深增量约0.45 m，满足水平井眼在薄油层内穿行的要求。

图  8  陵72-5CZ井超短半径分支井眼井斜角及轨迹测量结果

Figure  8.  Inclination angle and trajectory measurement of ultra-short radius lateral well in Well Ling 72-5CZ

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5.   结论与建议

1）通过研制高扭矩螺杆、改进柔性钻具和研制叠加斜向器及造斜钻头等关键工具，初步形成了“连续管+柔性钻具” 超短半径水平井钻井技术，并在陵72-5CZ井进行了成功试验，完成了长30.21 m的超短半径水平分支井眼，验证了配套工具的可靠性和工艺的合理性。

2）套管开窗和造斜段宜选择低转速螺杆钻具，采用低排量、大钻压钻进，低排量下柔性钻具的转速慢，有利于施加钻压和保证造斜率；水平段宜选择高转速螺杆钻具，采用大排量钻进，大排量下柔性钻具的转速快，利于清岩和携岩，从而提高机械钻速。

3）受柔性钻具自重影响，与设计井眼轨道相比，实钻井眼轨迹呈略微下行趋势，因此，造斜着陆点需设置在地层中上部，为井眼轨迹下行预留充足空间，防止过早钻出油层。

4）建议进一步研制配套降摩减阻工具和动力钻具，以最大程度地提高水平分支井眼延伸长度，从而提高油气井产量，实现老油田剩余油和低渗油田的经济高效开发。