浅谈Φ139.7mm套管开窗侧钻井技术

摘要：随着油田开发进入中后期，油层套管损坏变形、井内落物及复杂等原因造成许多油水井停产或报废，老井修复再利用技术目前在各油田不断地进行着。中原油田属于断块油气田，地层非均质性严重，地质构造复杂，相当一部分躺井通过大修已无法恢复生产，为了充分利用老井上部套管进行开窗侧钻，使报废井恢复产能，降低油田开采成本。文章着重就Φ139.7mm套管开窗侧钻、定向钻进、钻井液及完井技术等四个方面详细介绍了小井眼钻井技术在中原油田的应用情况和发展前景。

关键词：Φ139.7mm套管；开窗侧钻；钻井液；完井技术

中图分类号： TE243

文献标识码：A

文章编号：1009-2374（2012）15-0081-04

1　Φ139.7mm套管开窗技术

1.1　开窗点的选择

符合井身剖面设计，有利于裸眼段井身轨迹控制和安全施工。

开窗点以上套管完好，试压合格（加压15～20MPa，30分钟压降小于0.5MPa），通过顺利，窗口避开套管接箍位置。

开窗点井段老井眼井径小而规则，固井质量优良，地层稳定。

1.2　通井、压井、打悬空水泥塞

由于油田开发后期部分井出水严重，施工中一般先下入通井规（其长度大于所采用的斜向器长度，外径大于斜向器外径2～3mm）+Φ73mm钻杆通井至侧钻点以下20～30m处确保斜向器的顺利入井，用高密度钻井液压井，起钻完下入光钻杆打水泥塞，起钻候凝48h。下入Φ118mm钻头将水泥塞钻至合适深度，要求水泥塞承压超过100kN，以保证甩地锚式斜向器时剪断销钉。

1.3　斜向器的分类及下斜向器、陀螺定向的方法

1.3.1　斜向器分类

地锚式斜向器、液压双卡瓦式斜向器、液压双卡瓦封隔器式斜向器、双卡瓦机械式斜向器。

1.3.2　目前常用液压双卡瓦式斜向器

将侧钻点以下井段水泥封固，先采用Φ118mm铣锥+套管刮削器+Φ118通井规+Φ73mm钻杆通井至侧钻点以下20～30m处循环洗井，在开窗处刮削套管壁，消除杂质对固定斜向器的影响。下入斜向器，陀螺定向把斜向起斜面调整至预定方位后，起出仪器；投球，接方钻杆将斜向器下至设计深度，缓慢开泵，蹩压20～22MPa，稳定2～3分钟，下压钻具200～300kN确认斜向器座封稳固后，卸压；上提钻具至原悬重缓慢启动转盘正转，直至中心杆全部退出为止，然后下开窗钻具组合进行开窗作业。

1.4　套管开窗工艺

1.4.1　开窗钻具组合

Φ118mm钻绞式铣锥+Φ101.6mm钻铤×3根+Φ88.9mm加重钻杆×15根+Φ73mm钻杆，铣锥到斜向器顶部遇阻后，在方钻杆上做好标记，即可开窗作业。

1.4.2　起始开窗钻进参数

钻压5～10kN、转速40～60r/min、排量8～10L/s；开窗磨铣15cm后，钻压增至20～30kN，并保持每磨铣30cm左右，上下活动钻具修窗、清洗井底碎铁屑，避免重复破碎（注：开窗过程中，必须使用好震动筛，筛布要求100～120目，有条件的应在流槽内放置磁铁打捞细铁屑，要有专人观察震动筛返屑情况）。

1.4.3　修窗

整个窗口开出后（磨铣总进尺达到2.0～2.5m），上提铣锥至窗口顶部，反复下划修复窗口至畅通为止，特别是在上下窗口处必须定点悬空磨铣5～10分钟（转速80～100r/min）。为了确保钻头能够直接进入地层，开窗完毕后，应再以30～50kN钻压钻入地层2～3米再循环起钻。铣锥起出后应测量外径并观察其损坏情况。

2　定向钻进技术

2.1　钻头优选技术

小井眼侧钻，选择适合地层特点的钻头是提高钻井速度的关键。中原油田小井眼侧钻一般都在下部地层沙一至沙三段，地层可钻性较差。通过使用分析比较，牙轮钻头一般采用江汉钻头厂的Φ118mmYA437、YA517、YC517等型号的单牙轮钻头；根据定向及双驱钻进的需要，定向时选用短保径PDC钻头，稳斜复合钻进时选用长保径PDC钻头；一般选用中原管具产的Φ118mmZY304A型和川石Φ118mmGP426L、G426H等型号钻头。现在多采用动力钻具配合PDC钻头复合钻进，它可以定向扭方位、增斜、降斜一次完成。

2.2　螺杆钻具的合理使用

针对不同地层对螺杆钻具进行了优选。目前多使用1°、1.25°和1.5°弯螺杆，其中1.5°螺杆多使用于水平井或地层造斜率低的地层，但因其弯角偏大、造斜率高，其交变应力和扭矩偏高，应尽量减少双驱钻进时间，避免螺杆折断事故；双驱钻进一般多使用1.25°弯螺杆。

2.3　侧钻

侧钻时为有效侧出新井眼，先用Φ118mmPDC钻头+Φ95mm直螺杆+Φ104.8mm钻铤6根+Φ88.9mm加重钻杆×12根+Φ73mm钻杆。滑动钻进20～30m，摆脱老井眼。对于窗口部位固井质量好、地层岩性稳定的开窗井段，可以使用弯螺杆，在钻头出窗口后直接双驱钻进20～30m，无磁钻铤进入地层后，进行定向侧钻。

2.4　井眼轨迹控制技术

第一，在定向过程中，应首先增井斜摆脱老井眼，增加夹壁墙厚度，然后扭方位。Φ95mm 1.25°单弯单扶螺杆在井斜小于5°时，扭方位一个单根可达到20～30°；当井斜大于8°时，使用重力工作面，尽量避免在大井斜时造成扭方位。

第二，据统计，Φ95mm1.25°单弯单扶螺杆双驱钻进呈一定规律，地层倾角小于10°时，井斜递减率一般平均为3～4°/50m，方位平均增加3～5°/50m，当地层倾角大于20°时，井斜递增率一般为1～3°/50m方位平均减少3～5°/50m；因此要求在定向及双驱钻进时应注意收集地层自然造斜规律的实钻资料，根据具体情况调整好井斜与方位的预留，坚持50～60m必须吊测一次，并根据测斜结果及时调整措施，确保中靶。

第三，因小螺杆钻具滑动钻进造斜率较高（约为2～3.5°/10m），所以小井眼定向应注意控制全角变化率：要求全角变化率小于10°/30m，最大不允许超过15°/30m，以保证良好的井身质量。

2.5　安全钻井技术

第一，所有入井钻具必须使用Φ48mm×200mm通径规通径，保证钻具水眼畅通。由于小井眼钻进泵压高，因此要求入井钻具必须按规定扭矩紧扣。

第二，使用PDC钻头钻进过程中，注意观察悬重和泵压的变化，防止蹩泵或断钻具事故。施工过程中，必须用好刮泥器，严防井下落物造成卡钻事故。

第三，滑动钻进时泥浆中应混入8%～10%的原油，提高钻井液的性能，并尽量简化钻具结构。全井施工用好固控设备，及时清除有害固相。

第四，从开窗侧钻起就应加强坐岗观察记录，根据井下实际情况及时调整泥浆密度，搞好一次井控。因小井眼容积小，要求溢流量应在1m3左右报警。进入油气层每次下钻到底后，必须小排量开泵，正常后再逐渐调整至正常排量，同时测后效，以确定合理的泥浆密度，以提高井控安全系数。

第五，由于小井眼钻进岩屑碎、细砂多，井下情况较复杂，每钻进60～80m，应短起下钻至窗口一次，以确保井壁残砂少、井眼畅通。

第六，从开窗起始，周边注水井的停注卸压要及时，井口压力应小于3MPa，并且要加强日常监督工作，现场重晶石储备不少于30t。

第七，钻遇高压油气层或易漏地层后，要分段循环下钻，特别是在裸眼井段要控制起下钻速度，防止因激动压力过大造成井漏或溢流，同时，因使用动力钻具，要禁止长时间定点循环。

3　小井眼钻井液技术

第一，针对井眼小，排量低（8～10.0L/s），小井眼侧钻井环空压耗占泵压的75%以上，使钻井液的安全密度窗口较小，易造成井漏等情况。必须严格执行地质设计密度，搞好地层压力的监测工作，做到衡钻井，密度附加值控制到最小值。

第二，小井眼泥浆量少，进入油气层每次下钻到底后，必须测后效，计算油气上窜速度，以确定合理的泥浆密度。

第三，实践证明，泥浆中混原油达到8-10%为最佳，根据井下情况不定期加入C-9501或石墨片等剂，控制泥浆般含在40～50g/L左右，固相含量小于6%，含砂量小于0.3%，失水量小于4ml，高温高压失水小于15mL。因为固相含量过高，性能差会增加泥浆在环空的流动阻力，从而造成泵压过高易引起井漏及损坏地面设备。小井眼施工振动筛使用率要达到100%，震动筛筛布目数应大于100目，除砂器使用率100%，离心机使用率大于90%。以满足低固相的要求。

第四，应用足够的护胶剂保证钻井液的稳定性，钻井液粘度在70～80S，动切力14Pa左右，保证钻井液有足够的流变性，造壁性和抑制性，使泥饼质量薄而致密。钻遇漏层时，应降低排量在6～7L/s，并混入适量堵漏剂，堵漏材料多使用超细CaCO3、细粒随钻堵漏剂等。

4　完井技术

4.1　小井眼完井技术难点

第一，小井眼侧钻井完井一般采用Φ101.6mm尾管悬挂，其理论环空间隙为8.2mm。由于环空间隙小，泵压高，易蹩漏地层，循环顶替排量受限，顶替效率低，在替浆过程中易发生井漏、窜槽，严重影响固井质量。

第二，尾管悬挂重复段间隙小，固井质量难以保证，套管试压成功率较低。

4.2　小井眼完井技术

第一，井眼准备要从源头做起，通过优选钻头，优化钻具组合和钻井参数，严格控制好井身质量。对于井眼曲率大的井段应进行扩眼，保证井身轨迹圆滑。完钻后，坚持“一拉，二通，三循环，四封闭”的原则，做到井眼畅通，井壁光滑，拉井壁至开窗点后，下钻到底大排量循环洗井，调整好泥浆性能，用塑料小球等打好封闭起钻，保证电测一次成功率。

第二，完井钻井液性能要具有密度适当，性好，粘切适中，失水低，泥饼薄而致密，具有强抑制性和抗温抗污染能力。电测结果若有“大肚子”存在，通井时应用高粘泥浆（150S以上）柱携砂，确保井眼安全畅通。

第三，下尾管作业。尾管串结构：带刀翼浮鞋+Φ101.6mm套管1根+浮箍+Φ101.6mm套管1根+球座短节+Φ101.6mm套管+尾管悬挂器总成+Φ73mm钻杆。尾管与油层套管一般要求重叠100m左右，下尾管过程中坚持每下10根灌满一次泥浆，接完悬挂器总成后灌满泥浆，记录尾管悬重，锁死转盘防止转动；再下钻杆时坚持每5柱灌满一次泥浆，下钻速度控制在1～2min/柱，套管下完后，要先灌满泥浆再开泵循环，记录总悬重。由于环容小，循环压耗大，杜绝因开泵过猛把地层蹩漏，应先小排量开泵，以3～5L/S将井底稠泥浆循环至窗口以上套管，再逐渐加大至正常排量充分循环，然后投球泵送蹩压，座挂尾管，尾管座挂后继续蹩压打开循环通道，正转倒扣，循环处理泥浆。

4.3　固井技术

第一，小井眼固井对水泥浆要求具有：微膨胀、低失水（小于100mL）、流变性好、触变性强，要有较高韧性等特点。现阶段较好的水泥配方为：嘉华D级水泥+膨胀剂（G502）+分散剂（USZ）+降失水剂（M-83S）+早强剂（W3210）+消泡剂（603）。依据现场水质，优选最佳配比方案。

第二，对于钻进中发生过漏失的井，固井时要注入一定量的平衡液，尽可能降低环空液柱压力，防止井漏发生。

第三，小井眼固井隔离液一般使用：玻璃水、CMC胶液等，注入量为1～1.5m3。压塞液采用高粘CMC+Na2CO3+SMP+黄河Ⅱ号，粘度要求在200～300S，便于声幅-变密度测井顺利。

第四，因环空间隙小，从安全角度出发，固井采用小排量替浆，实践证明，顶替排量达到环空返速1m/s即能满足固井需要。采用水泥车和泥浆罐双重计量，做到准确替浆碰压。

第五，替浆碰压后，放压，泥浆要无倒返现象。卸水泥头，接方钻杆开泵蹩压10MPa左右上提钻具，密切注意压力变化，当压力突降时刹住刹把，开泵、转动转盘，循环出多余水泥浆后，卸掉一单根继续循环到水泥稠化时间后再附加1～2小时（防止悬挂器入口处有水泥残留），起钻候凝。

第六，固井及候凝（48～72小时）期间，周围500米内的注水井不得开注，要使井下压力处于静态平衡。另外，在水泥凝固期间会产生失重现象，为防止油气上窜，根据井下情况，在环空可适当加回压，以保证固井质量。

5　结论与认识

通过不断摸索创新钻井工艺技术，完善了Φ139.7mm套管侧钻井技术，形成了一套适合中原地区的小井眼复合双驱侧钻井工艺技术。极大程度地简化了钻具结构，大幅度提高了小井眼钻井安全性和机械钻速。在施工期间中原产Φ118mmF304A型PDC钻头在文56块沙二段钻进，平均机械钻速创造了5.20m/h的高钻速。目前，在Φ139.7mm套管开窗侧钻实际生产过程中，尚存在着钻进排量小（8～10L/s），泵压高（20～25MPa）等问题，因此有待进一步提高和完善设备的承载能力，以满足今后能够进行井深超过3500m、密度大于1.50g/cm3的侧钻井或加深井的需要。

综上所述，应用Φ139.7mm套管开窗侧钻井技术使诸多报废井重新恢复了产能，为油田老油区上产稳产降低油田开采成本，做出了贡献，创出了良好的经济效益和社会效益，因此该项技术的应用前景非常广阔。