深井侧钻小井眼防卡技术

摘要：深井钻井作业中，由于地质因素、工程因素等多种原因，部分井要在Φ177.8mm及以下尺寸套管内进行开窗侧钻钻井，钻成小井眼侧钻井。小井眼侧钻存在钻井工具尺寸小，强度低、裸眼长、小井眼复杂事故处理工具受限制、地层压力敏感，喷漏同存等诸多问题，钻井中存在极易发生卡钻事故的风险。优化开窗侧钻、增斜及稳斜全过程的安全钻进控制，特别是探索了接立柱单根中的安全静止技术、接立柱单根减少停等技术、分段观察摩阻技术等，通过三口井实际应用，有效避免了卡钻事故，保证了钻井作业安全，创造了良好的技术经济指标，为川东地区深井小井眼安全快速钻井积累了经验。

关键词：侧钻 深井 小井眼 卡钻 变排量、倒划眼携砂 钻具安全静止时间 钻井液 定向

随着社会需求的不断增加，油气田公司油气产量任务持续加码，钻井工程能否实现地质目标，是获得工业油气流的关键所在。小井眼开窗侧钻技术是在定向井、水平井、小井眼钻井技术基础上发展起来的一种综合钻井技术，能使停产井、低产井、无工业产量井复活，提高油气产量；能充分利用老井井身结构对油气藏开发再挖潜，降低施工成本，缩短施工周期，提高综合经济效益；还有利于环境保护。因此，大量侧钻井应运而生，而在深井钻井作业中，由于多种原因可能造成原设计井眼未获工业油气，所以部分井必须在小井眼内（Φ177.8mm、Φ168.3mm套管）进行开窗侧钻。深井小井眼侧钻存在钻井工具尺寸小，强度低、裸眼长、小井眼复杂事故处理工具受限制、地层压力敏感，喷漏同存等诸多问题，钻井中极易发生卡钻事故，如何防止卡钻事故的是小井眼钻井中重要工作。

一、主要钻井技术难点

1.在小尺寸套管内进行开窗作业，使用的铣锥、斜向器等工具为特殊小尺寸工具，窗口处理不平滑，可能造成钻柱中的大尺寸工具在窗口处硬卡。特别是龙岗63井，在井深6280.80m处的非常规小套管（168.3mm套管）内开窗，属于川渝地区首例。

2.小井眼侧钻，裸眼段长。定向采用滑动钻进，且排量受定向仪器限制，钻井液携砂效果差，易形成岩屑床。且滑动定向钻进，不能转动、上下活动，钻具紧靠井壁，极易发生粘附卡钻事故。

3.由于套管限制，使用钻具尺寸为101.6mm或88.9mm组合钻杆，需用特殊扣工具；且钻具接头和套管间隙十分小，一旦有落物就会造成硬卡，且处理工具有限。

4.地层复杂。侧钻窗口地层压力敏感，喷漏同存；有些井段含大段石膏，容易发生缩径，造成卡钻；深部地层流体污染钻井液，易造成粘附卡钻，钻井液性能要求高，维护难度大。

二、关键技术及应用

1.套管开窗技术

1.1下入陀螺前，对入井钻具逐根通内径，防止陀螺下放时被卡于水眼内；

1.2下入斜向器前，刮管、通井确保套管内壁无水泥块；下斜向器时，提前将转盘及顶驱锁死，防止转动使斜向器送入器提前倒扣；严禁开泵，防止蹩压导致斜向器提前座封；

1.3根据套管尺寸选择合理铣锥及其他工具，优选作业参数。

如龙岗63井采用140mm复式铣锥，低钻压低转速（5～10kN，55r/min）开窗，逐渐加大钻压至20～80kN磨铣套管。

1.4窗口修整操作。修窗口时要先上下活动钻具，记录好遇阻遇卡点的方位， 然后再以 40r/min 的转速反复划眼，直到上下活动、划眼无阻卡，最后采用高转速70～80rpm上下反复修整窗口，使窗口尽可能圆滑平整，减小卡钻机率。此后的下井钻具外径严禁大于铣锥外径，以免发生异常阻卡现象。钻具下钻到窗口位置时要缓慢下放，严防硬压；起钻过窗口时，要低速缓慢上提，遇卡不能硬拔，要轻轻拨动，多活动钻具。严禁在窗口附近循环和转动。

2.定向增斜技术

2.1滑动钻进与复合钻进有机结合，努力破除岩屑床。间断进行复合钻进，转动钻具，一方面破除虚厚滤饼扩大井径，另一方面改变钻井液流态，增强携砂能力，出口砂子返出量明显增加，钻具起下摩阻相对减小。复合钻进时间不低于一个循环周，有利于整个井筒内钻井液的净化。

2.2变排量、倒划眼携砂技术。变排量携砂，可以使用10方左右高粘度钻井液，密度可以高于井浆密度0.4g/cm3或者低于井浆0.4g/cm3，排量改变会使得钻井液在井筒内的流态变化，起到携带不同粒径的岩屑和“淘出”不规则井壁内的“老岩屑”的作用，同时，倒划眼也改变了钻具的运动状态，参与搅动钻井液，进一步增加清洁井筒的作用。在实际应用中，倒划眼操作后，在一个“迟到时间”后，振动筛岩屑及有害固相明显增加，大约是正常循环的3倍；还有，与井浆密度不同的“清砂液”，能与原井壁周围、特别是大肚子井段内的“脏泥浆”进行置换，改善了泥浆性能。

2.3简化钻具。随井深的增加逐步去掉钻铤，全部用加重钻杆代替钻铤，并且使用无磁承压钻杆代替无磁钻铤，极大地减少了钻具与井壁的接触面积，降低了粘附卡钻的风险；坚持每根单根钻完后，进行划眼作业，扭矩异常的井段划眼次数适当增加，直至划眼正常。严格执行短起下钻的措施，约100米短起下钻一次，每次短起深度应超过上次短起的井深，达到拉刮井壁、剥落虚厚泥饼的作用，并在之后的循环过程中将有害固相携带出井筒，保证了井眼的畅通。

2.4做好轨迹控制。加密监测井底井斜和方位的变化情况，适时进行调整，控制滑动钻进与复合钻进进尺比例，严格控制钻压，防止造斜过猛，造斜率不超过50/30m，以免给下步钻进和起下钻带来大的困难。带螺杆钻进，转速极高，严禁长时间定点循环，避免在井壁上形成台阶，引起起下钻阻卡。

3.钻具安全静止时间探索

钻进中钻具静止时间控制在3分钟以内是一项基本要求上，但是，对于深井小井眼侧钻井，应该在实际操作过程中探索安全静止时间，因为是在超深小井眼段，卡钻的风险比常规井几率大好几倍。

3.1钻完一个立柱（单根），应加大排量，将环空返速增加到1m/S以上，增强携砂效果，使岩屑上返至高位，减小沉砂卡钻的可能。上下划眼，观察记录好正常扭矩的大小，遇到划眼扭矩异常大的地方，反复耐心划眼至扭矩正常，确保井眼通畅。

3.2带泵与停泵后上提下放钻具，观察摩阻情况并对比，停泵后的摩阻是否大于循环时的摩阻，并与最近一次接立柱（单根）时的情况进行对比分析，若无异常则进行下一步。

3.3钻具在接立柱（单根）坐吊卡的位置，停泵静止钻具1分钟后立即转动钻具记录下转动扭矩，再上提下放观察摩阻大小，是否有新的变化。

3.4上下活动或者转动钻具至正常后，将钻具重新置于接立柱（单根）坐吊卡的位置，静止2分钟、3分钟；若转动扭矩以及摩阻没有较大变化，说明井下情况适宜接立柱（单根）操作，否则说明井下情况不允许本次接立柱（单根）作业，应当立即对井筒以及钻井液性能进行处理，然后再进行上述模拟。

3.5接立柱减少钻具坐卡时间：将钻具置于留一根单根或者两根单根坐吊卡的位置（常规的做法是将该立柱放完坐卡瓦），卸开顶驱与钻具的连接扣；避免整个立柱坐卡或者钻头靠近井底坐卡。卸开顶驱后，立即下放钻具至坐卡位置，再接入新的立柱，这样的操作避免了一次坐卡多次上卸扣，减少了在接立柱坐吊卡位置的静止时间，降低了卡钻机率。

4.起下钻分段观察摩阻

随着井深不断增加，斜井段也逐渐增长，井下摩阻会逐渐增大。例如：龙岗63井，钻进至井深6631米处的增斜段时，上提摩阻20t，下放摩阻12t；钻进至井深7403米完钻，上提最大摩阻已增加至42t，下放最大摩阻20t。因此要对整个裸眼段划分成若干区段进行处理，使司钻明确各井段正常摩阻，不盲目上提、下压；下钻遇阻，起钻遇卡，若在最大上提摩阻范围内无法提出钻具，则采取接顶驱循环划眼通过。

5.钻井液处理技术

实钻表明，超深大斜度井裸眼段的粘卡风险极大，井下温度高压力高（如龙岗63井井下温度达160°以上，压力超115MPa），泥浆易稠化、变性变差；还有地层流体侵入泥浆体系，污染严重。

5.1钻井液材料选择要遵循简化、优质的原则，避免组分过多易变质，使得钻井液性能更加的稳定，也更易维护。

龙岗63井采用聚璜混油钻井液体系，能较好地克服深井高温、膏盐污染、井漏、井壁失稳、高含硫等问题。

基础配方为：膨润土浆+0.05%K-PAM+5%RSTF+5%SMP-1+3%YH-8+3%MSJ+3%CAL+10%NaOH（pH在10左右）+8～10%柴油+特级石粉。

5.2为了保持泥浆的稳定性能，具有较好的流变性，在钻进时坚持使用全套固控设备，振动筛（120目左右）和一体机使用高目数筛布（200目左右），长时间、高频率的使用离心机，保证泥浆中较少的劣质固相含量。水平段井浆的膨润土含量一直控制在18%左右，固相含量控制在20～24%之间。同时，每天用3个循环周时间补充胶液8方左右。

5.3在泥浆的性方面，采用固-液相结合的办法，保证井浆中柴油的含量在8%以上，并配合使用剂CAL和泥页岩稳定剂MSJ，固体剂JD-8，使泥浆的摩擦系数一直控制在≤0.1，保证井下各种工况的需要。

5.4深井钻进中，井底压力较大，再加上产层发育较好，孔隙度较高，有轻微的井漏，由此造成井底压差卡钻的风险较大。为了防止压差卡钻，一定要在控制井浆较低粘切的基础上控制井浆尽可能低的高温高压滤失量，使井浆在高温高压下形成薄而致密且具有韧性的泥饼。在该井段引入的MSJ和YH-8配合使用，在降低高温高压失水，改善泥饼质量上取得了显著效果。

三、现场应用

1.龙岗63侧钻井从6280.8米开窗侧钻，用139.7mm钻头钻至7403米（层位：长兴）完钻，小井眼裸眼段长1122.2米，最大井斜58度；克服了超深小套管内开窗侧钻，超深井小井眼段定向、狗腿度大、膏盐地层污染泥浆严重等困难，避免了恶性卡钻事故，成为目前川渝地区井深最深的一口大斜度井。

2.天东021-5井从井深3880米开窗侧钻，通过细化钻井措施，严格钻井操作，克服了小井眼段长1311米、水平位移达1208米、井斜角大（65.64°）、易卡、钻井液密度高（1.83g/cm3）等难题，于2010年3月19日用104.7mm钻头成功钻至完钻井深5191米（层位：长兴），创川渝地区104.7mm小井眼最长421米纪录。

3.池004-1井从2736米开窗侧钻，成功完成池004-1井7″套管开窗侧钻井的钻井任务，完钻井深3660.00m（垂深3553.97m），完钻层位：茅二段；入靶点3530m，水平位移540.12m，闭合方位203.08°完成目标靶区，并创下川渝地区104.7mm小井眼井斜角达50度、进尺127米的好纪录。

四、结论与建议

1.复式铣锥开窗、修窗过程，要严格按要求进行，切不可盲目冒进，成功开出一个规则、平滑的窗口，是下步施工的强有力保证。

2.在造斜率合适的情况下力争多采用复合钻进，以减少滑动钻进井段，有利于破坏虚厚滤饼、清理岩屑床、增强钻井液携砂效果，减少卡钻风险。

3.超深井接立柱精细操作。细化接立柱、起下钻的步骤，并进行过程分析，使操作者按照最优方式操作，降低井下事故。

4.超深井的泥浆维护要坚持使用全套固控设备，维护好钻井液性能，定期补充新钻井液能有效防止稠化和泥浆污染。

参考文献

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