鸭西平一井大斜度深井侧钻技术

【摘要】鸭西平一井在采用大斜度井斜探油层时，由于钻具断裂打捞失败，需要填井侧钻，该井侧钻施工在侧钻点井斜大，井深，同时地层研磨性高的不利条件下，采用MWD+弯螺杆结构，合适的钻井参数以及优良的钻井液体系，成功侧出老井眼，为之后大斜度深井侧钻技术提供了值得借鉴的经验。

【关键词】大斜度 深井 侧钻

1 地质工程概况

1.1 地质概况

鸭西平1井位于酒西坳陷青西凹陷鸭西鼻状构造柳12区块，自上而下钻遇地层为牛胳套-胳塘沟组、弓形山组、白杨河组、柳沟庄组、中沟组、下沟组，特别是侧钻点（垂深4178m）层位岩性致密坚硬、研磨性强、可钻性差（7级以上），PDC及牙轮钻头磨损严重，平均钻速低。

1.2 工程概况

1.2.1 井身结构（表1）

1.2.2 侧钻前情况

该井按设计要求钻至设计目的层以上5米时，开始按甲方要求稳斜探顶寻找油层，至井深4506.4m时，螺杆本体断裂，后打捞失败，决定填井侧钻，由于4330m的钻时相对较快，同时避开起下钻遇阻段（4375-4391m），遂决定将侧钻点定在4300米。

3 钻井难点

3.1 侧钻点选取较深，井斜大，水泥胶结质量差

（1）侧钻点井深4300m，井斜71°，方位251°，垂深4179m。

（2）现场候凝24h后扫塞至侧钻点，做水泥承压承压试验，压至10吨钻具即下移。3.2 侧钻点及以下地层研磨性强、可钻性差（如表2）3.3 受井深和轨迹影响，钻柱扭矩传递不易，侧钻时井底真实钻压不确定性大

4 侧钻过程

4.1 钻具组合优选

本井侧钻采用Φ2 1 6 m m牙轮钻头+Φ172mm1.5°螺杆+Φ159mm无磁钻铤+MWD+Φ127mm加重钻杆*1根+Φ127mm钻杆至井口+方钻杆钻具组合，该底部钻具组合采用大度数螺杆加低强度钻具组合，减少了底部钻具抗弯强度，同时配合三牙轮钻头，减少定向时工具面漂移程度。

4.2 侧钻井眼轨迹设计

采取侧钻井眼与原井眼轨迹趋势背离的方法，由于原井眼是稳斜增方位趋势，则现场轨迹控制为降斜减方位。（如表3）

4.3 防碰设计

随时做好数据监测，采用最近距离扫描法跟踪侧钻数据，避免钻入老井眼。

4.4 钻头、螺杆优选

该井侧钻选用三牙轮高速马达钻头，相对于一般牙轮钻头使用时间较长，可以提高一次定向成功率，同时配合低速螺杆，在低钻压下定向时提高工具面稳定性，增强定向效果。

4.5 严格钻井参数

由于该井水泥胶结质量差，同时地层研磨性强，该井在前期一直严格控制钻井参数，前10米维持钻压0-5KN，排量36L/s，钻时3h/m。

4.6 优化钻井液体系

该井侧钻采用混油阳离子钻井液体系，提高侧钻时防卡能力。5 侧钻效果

鸭西平一井通过钻具组合优选，侧钻井眼轨迹设计，与原井防碰设计，钻头、螺杆优选，钻井参数优化，在井斜大，井深，水泥胶结质量不好，地层可钻性差的情况下，顺利侧钻出原井眼，取得了理想的效果。

6 认识与体会

（1）大井斜深井裸眼侧钻可首先考虑MWD+螺杆钻具组合模式，从而尽可能避免下裸眼斜向器的风险，进而造成二次事故。

（2）侧钻点应选择在之前井眼畅通，轨迹光滑平整处，避免侧钻施工中上部井眼出现复杂，造成侧钻失败。

（3）侧钻轨迹设计应考虑与原井眼防碰，避免侧出地层后钻回原井眼。

（4）深井侧钻时，可选用三牙轮高速马达钻头+低速螺杆钻具进行侧钻，选用三牙轮钻头配合低转速螺杆可以消除PDC钻头配合高转速螺杆侧钻时在轻钻压下的工具面稳定问题，同时由于三牙轮高速马达钻头较一般牙轮钻头使用时间长，提高了一次定向成功率，减少因为钻头原因造成的起下钻，缩短侧钻周期。

（5）对于可钻性差的地层，严格控制钻井参数，确保侧钻初期台阶稳定形成，提高侧钻成功率。

（6）侧钻时泥浆要满足钻井的防卡，以及悬浮、携带和对上部地层防塌能力。

参考文献

[1] 秦，荆江录.侧钻水平井裸眼侧钻工艺技术[J].新疆石油科技，1999，03