2000年，为解决海上钻井平台槽口数量限制问题、提高大尺寸槽口的利用率，渤海油田第一次尝试应用了单筒双井技术，之后该技术不断发展;2013年，渤海绥中油田成功实现单筒双井表层预斜，进一步扩展了单筒双井的应用范围;2014年，渤海油田多达20余口井应用了单筒双井表层预斜技术^{[1, 2, 3]}。随着渤海油田油藏工程调整、探边范围逐步扩大，调整井作业难度随之增加，井深由以往的2 000.00～3 000.00 m向3.00 000～5 000.00 m发展，表层防碰、浅层气、断层等风险叠加出现，传统的单筒双井技术已经无法满足多种复杂情况并存的调整井钻井施工，在应用大尺寸槽口钻井过程中问题更加突出^{[4, 5]}。为此，渤海油田引进了最新的单筒双井占位钻具技术^{[6, 7]}，并通过相关改造和优化设计，在渤海A油田成功实现了高难度、复杂地质条件下的单筒双井钻井作业。

1) 目的层埋藏较浅，地层疏松。渤海A油田位于渤海南部海域，钻井自上而下揭开平原组和明化镇组地层，目的层为明化镇组下段。平原组和明化镇组地层沉积时间较短，压实程度较低，平原组地层主要以松软泥岩为主，明化镇组地层以大段泥岩夹小段砂岩为主，可钻性均较好^[8]。对于该类地层，在中途循环、划眼等过程中，容易在砂泥岩界面或者井壁“大肚子”处因“台阶”而出现新井眼。

2) 浅层气风险。由渤海A油田已钻开发井的实钻资料可知，垂深350.00～950.00 m井段存在浅层气，需要在一开井段实现浅层气的完全、有效封固。

3) 设计靶点距离槽口位移较大，需在浅层造斜。表1为海4井和海22井的井眼轨道设计结果，从1可以看出，由于设计井深较深，其中海4井井深达到4 480.00 m，渤海定向井的造斜率一般设计为3.0°/30m，属于长曲率轨道设计，如果2口井的水平位移较大，则井眼轨道需要从表层开始就分离，以实现位移增量。

4) 槽口数量有限，需要进行单筒双井作业。钻井平台仅剩余一个914.4 mm槽口可用，因此海4井和海22井需要在914.4 mm隔水导管进行单筒双井作业。

5) 现有井身结构层次较少，每个开次裸眼段较长。受限于渤海A油田现有井身结构^{[9, 10, 11]}，利用表层套管封固浅层气，适当加深上部井段，为下部井段留下操作余量。以海4井为例，二开311.1 mm井眼中完井深达2 905.00 m，而三开177.8 mm尾管段长度达到1 000.00 m，作业难度较大。海4井和海22井的井身结构设计结果见表2。

分析上述作业难点可知，调整井钻井作业的关键点位于上部井段，尤其是一开406.4 mm井段，只有实现双井在一开井段的井眼轨迹独立并至少钻至设计中完井深，保证双井339.7 mm套管顺利下入，方能实现浅层气的有效封固，减小下部裸眼段长度，降低作业难度。传统的单筒双井技术无法满足双井在一开井段井眼轨迹分离的要求，因此需要引进或研究新的钻井技术。

在应用传统单筒双井技术时，井眼一般在二开井段才能实现井眼轨迹分离。该技术具有如下特点：1)双管在一开井段共用一个井眼，一般先采用444.5 mm钻头造斜钻出导眼，然后利用机械扩眼器扩至762.0 mm，先后下入两个339.7 mm表层套管串；2)两口井的表层套管下入深度错开20.00 m，给二开井段的井眼轨迹分离等操作留足空间，一般先进行短筒(即表层套管下深小的井眼)的二开钻进，再进行长筒(即表层套管下深大的井眼)的二开钻进；3)两口井的井眼轨迹从二开开始分开，不再受另一口井的制约。

1) 单筒扩眼井深较浅。传统单筒双井一开中完井深为300.00～400.00 m，主要由762.0 mm扩眼器的抗扭性质决定。

2) 双井一开井段井眼轨迹保持一致，应用受限。因为传统单筒双井是指双井共用一个井眼，先钻导眼后扩眼，所以双井轨迹在一开井段保持一致，这对于井眼轨迹复杂或者分离较早的井则不适用。

3) 扩眼过程中极易出现新井眼。渤海A油田常用的扩眼钻具组合为：203.2 mm短钻铤(长4.0～6.0 m)+425.4 mm稳定器+203.2 mm浮阀接头+203.2 mm钻铤1根(约9.0 m)+变扣接头+762.0 mm机械扩眼器+203.2 mm无磁钻铤+203.2 mm MWD+203.2 mm无磁钻铤+203.2 mm定向接头+203.2 mm随钻震击器+变扣接头+127.0 mm加重钻杆14根。由于该油田上部地层疏松，钻具组合刚性较强，扩眼过程中仍然不断出现新井眼。2013年，该油田在应用传统单筒双井技术进行扩眼钻进时，出现新井眼的情况占总扩眼井次的20.0%以上。

4) 双井一开井段下入套管时干扰较大。传统单筒双井方案，长筒套管先下入且注满钻井液，短筒套管后下入但不注满钻井液，目的使长筒贴井眼下边，短筒漂浮贴上边。但是，实际作业过程中受长筒套管干扰，即使使用无接箍套管，短筒套管下入时两套管刮蹭、相互缠绕的现象仍频繁发生。以渤海某油田A37井、A38井单筒双井为例，受长筒套管影响短筒套管下入时间长达7.0 h，而正常下入仅需1.5～2.0 h。

5) 水泥用量大。按照一开井段钻至井深600.00 m并扩眼至井深400.00 m中完计算，固井约需要240.0 t水泥，渤海A油田自升式钻井平台最多安装3个灰罐^[12]，可存储180.0 t水泥，无法满足作业需要。

综上所述，传统的单筒双井技术无法实现渤海A油田一开井段双井井眼轨迹的有效分离，无法满足该油田调整井钻井作业的需求。为此，该油田引进了单筒双井占位钻具技术，并对配套工具进行了适应性改造。

所谓占位钻具，是一套自制的非钻具组合，通过将其下至隔水导管内一侧，悬挂在配套的井口悬挂基座上(悬挂基座底部与隔水导管相连接，带双孔)，占据大尺寸隔水导管约一半空间。而在悬挂基座的另一个孔中下入正常的钻具组合，利用非占位部分进行第一口井的一开作业。第一口井一开作业结束后，起出占位钻具，进行第二口井即原占位井的一开作业。占位钻具在隔水导管中的位置如图1所示。

图1 占位钻具在隔水管中的位置示意 Fig.1 Position of occupying positioning drilling string in the riser

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占位钻具主要由分隔串底部堵头(带水眼)、加重钻杆、心轴式分隔串、分隔串悬挂器等组成。采用坡角、倒角设计的分隔串在起到占位作用的同时，不影响非占位钻具以及套管的起下，底部堵头设计有水眼，可实现循环，由于渤海油田表层固井水泥浆返至井口，这样可避免在非占位井固井时将占位钻具固住，每个分隔串以及底部堵头最大外径设计为408.0 mm。分隔串悬挂器上部设计NC50母扣或者与现场钻杆相配套的扣型，方便送入以及回接。

海洋油气开发成本较高，保证施工安全、高效是作业的主要原则。占位钻具使用过程中主要存在以下实施难点：

1) 要满足占位钻具和正常钻进所用螺杆钻具同时入井的条件，这对悬挂基座开孔、升高立管通径等提出了更高的要求。

2) 要便于现场操作，尤其悬挂基座的安装，一方面悬挂基座重量较大、人工操作性较差，另一方面安装的平整程度直接影响总长25.0 m的升高立管以及上部分流系统的稳定连接，因为海洋钻井导管架平台一般分上、中、下3层，每个甲板纵向槽口开孔一一垂直对应，槽口间距一般为1.8 m×2.0 m，底部轻微的偏斜会导致顶部出现极大的偏差。

3) 对非占位井进行固井作业时，占位钻具在井筒内面临被水泥浆封固的风险。

为了满足占位钻具在北部湾大位移井钻井中应用的需要，研制了悬挂基座、占位钻具组合管串等配套工具^[6]。但是，该配套工具并非全部适用于渤海A油田，为此对部分工具进行了改造。

在原有悬挂基座的基础上，设计增加了配套送入工具，使其能够使用NC50扣型钻杆送入，保证连接钻杆后基座能够水平、垂直安装到914.4 mm隔水导管中。如果基座安装不到位或安装偏斜，可以使用该工具向下施加压力调平，或将基座取出重新安装，安装结束后将压板、加长堵头拆除，不影响后续作业。改造后的悬挂基座如图2所示。

图2 改造后的悬挂基座 Fig.2 Reconstructed hanger base

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套管悬挂孔的改造主要是开孔尺寸及辅助结构的改造。渤海A油田所用一开套管扶正器的最大外径为400.1 mm，一开406.4 mm井眼用自带403.0 mm稳定器的螺杆钻具，同时考虑1.5°单弯螺杆引起的位移量，开孔尺寸一定要满足钻具的下入要求。两个套管悬挂孔设计为对称结构，保证最小通径为415.0 mm，下端为30°坡角，方便引导钻具下入。占位钻具悬挂在挂孔中，采用FS密封圈密封，靠自重压实。改造后的套管悬挂孔如图3所示。

图3 改造后的套管悬挂孔基本结构 Fig.3 Reformation for hanger opening

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升高管内径设计为412.0 mm，在升高管与基座之间采用螺栓连接，利用钢圈密封，如图4所示。升高管上部连接大通径分流器系统，出现浅层气气涌时可导流、循环排气。由于浅部地层压实程度低，对于浅层气不能采取强制关井措施，否则会直接压漏管鞋或地层，一般需要利用循环系统导流、排气。

图4 升高立管与悬挂基座连接示意 Fig.4 Connection of riser joint and hanger base

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设计隔水导管量规(见图5)与水平尺配合使用，用于检测914.4 mm隔水导管变形位置，以利于现场打磨导管、方便安装基座。

图5 隔水导管专用量规 Fig.5 Gauge for marine riser

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为保证两套钻具组合顺利下入，首先要清理隔水导管内的淤泥，一般清理至导管鞋以上4.0 m左右。清淤泥钻具组合：444.5 mm牙轮钻头+762.0 mm机械扩眼器+变扣接头+139.7 mm钻杆。在清理淤泥过程中，排量尽量大，以地面钻井泵压力或者排量上限为限，转速不宜过大，避免钻具振动引起隔水导管管鞋处松动。

完成淤泥清理工作之后，在井口安装悬挂基座及升高立管等，建立循环闭路系统。然后在占位孔下入占位钻具组合：406.4 mm分隔串底部堵头(带水眼)+127.0 mm加重钻杆+406.4 mm心轴式分隔串+127.0 mm加重钻杆+406.4 mm心轴式分隔串+…+127.0 mm加重钻杆+分隔串悬挂器(每根127.0 mm加重钻杆加1个心轴式分隔串)。该占位钻具组合下至之前所清理淤泥面顶部即可，可按实际管柱长度适当调整。

非占位井使用常规钻具组合钻进，之后按工程设计下入一开套管。对于关键的固井作业，采用渤海油田不占井口固井技术^[10]，在导管架井口平台操作，利用高压软管连接固井泵和需要固井的套管水泥头进行固井作业，而此时钻井平台井架移至占位井口，利用钻杆回接占位钻具，在非占位井固井作业过程中，占位钻具连接顶驱开泵循环并上下活动。常规钻具组合为：406.4 mm 牙轮钻头+244.5 mm 1.5°单弯螺杆+203.2 mm浮阀接头+342.9 mm稳定器+203.2 mm无磁钻铤+203.2 mm MWD+203.2 mm无磁钻铤+203.2 mm定向接头+203.2 mm随钻震击器+变扣接头+139.7 mm加重钻杆14根。

渤海油田应用单筒双井占位钻具技术，不但顺利完成了海4井和海22井两口井的单筒双井作业(海4井、海22井完钻数据见表3)，而且双井表层套管固井水泥用量仅52.0 t，与应用传统单筒双井技术的油气井相比，同井深表层套管固井水泥用量减少50%以上。

采用单筒双井占位钻具技术，表层可预斜、深钻，减轻了后续井段作业压力，间接减少了后续深部井段短起下钻的次数，规避了长裸眼井段潜在的井下复杂情况。海4井和海22井工期统计结果见表4。

由表4可知，海4井和海22井工期累计缩短5.5 d，按正常日费计算，这2口井共节约钻井费用825.0万元，经济效益非常显著。

1) 单筒双井占位钻具技术可以实现单筒中双井表层一开井眼轨迹的分离，避免了二者的相互干扰。

2) 应用占位钻具技术时，需要从配套工具的适用性及工艺的安全、可操作性方面进行细化和优化设计，以达到安全、高效的作业目的。

3) 进行非占位井固井作业时，必须保证占位钻具在井内循环并活动，避免发生次生事故。海上油田一般利用井口甲板固井，腾出钻机用于活动占位钻具。

4) 现场应用表明，与传统单筒双井技术相比，在同井深情况下，采用占位钻具技术水泥用量可减少50%以上，同时，还能缩短钻井周期，经济效益显著。