庆92侧高难度定向井技术

王自民 刘春林 王克林 王进杰 王玉彬 刘 鹏

（中原石油勘探局钻井一公司，河南濮阳 457331）

庆92侧高难度定向井技术

王自民 刘春林 王克林 王进杰 王玉彬 刘 鹏

（中原石油勘探局钻井一公司，河南濮阳 457331）

庆92侧井是中原油田一口Ø139.7 mm套管开窗侧钻井，该井施工过程中存在井斜位移大、裸眼段长、井眼轨迹不易控制、钻井液性能不易调整、完井电测与固井施工困难等难题。通过优化大位移侧钻定向井剖面，加强井眼轨迹控制、优选钻头、及时调整钻井液性能、精心准备完井电测与固井施工等技术，为该井顺利施工创造了有利条件，该井的成功完钻对指导今后此类井顺利施工起到了一定的借鉴作用。

庆92侧井；轨迹控制；钻井液；完井；借鉴

庆92侧井是部署在东濮凹陷西部斜坡带庆祖集庆92断块的一口双靶、小靶径、大井斜、大位移、长裸眼段的高难度开窗侧钻井，设计垂深2 750 m，最大井斜37°，靶心半径10 m，钻探目的为完善庆92断块沙三中10～12、沙三下1～2注采井网，该井存在以下难点：稳斜控制段长度800 m，轨迹控制难度大；裸眼长达984 m，井斜大、密度高、泵压高；钻井液性能维护调整难度大；完井工作难度大。通过对前期准备、轨迹控制、钻井液与完井等技术进行了探索应用，效果显著，该井完井电测、下套管、固井均一次成功，复杂故障时效为零，井身质量、固井质量优质。

1 前期准备

（1）考虑到钻井周期长，优选了双液缸斜向器，确保施工中窗口质量安全、可靠。

（2）下入“双缸斜向器＋送斜器＋定向接头＋Ø73 mm钻杆”钻具组合，避开套管接箍4 m，选择固井质量优质井段1 894 m处作为开窗位置。

（3）使用有线随钻高边仪器定向、预置斜向器斜面方位139°，侧钻出去实钻方位显示105.7°，与对靶方位基本一致，保证了上部井眼轨迹圆滑，为后期定向创造了有利条件。

2 井眼轨迹控制

2.1 设计剖面优化

设计第1增斜段自1 933～2 030 m定向至井斜29.15°，方位 139.41°，稳斜钻进 528 m；第 2增斜段自2 558～2 586 m二次定向至井斜36.78°、方位138.01°，中1靶，稳斜钻进230 m（2 812 m）中2靶。因小井眼稳斜困难，为保障后期定向顺利，现场降低了设计第一稳斜段井斜大小和稳斜长度，优选以下双增剖面，见表1。

表1 庆92侧井双增剖面数据

2.2 实钻轨迹控制

采用有线随钻仪器控制轨迹，一是掌握第1造斜段钻具增斜能力，密切跟踪第1稳斜段轨迹变化规律，杜绝稳斜段轨迹调整幅度过大；二是根据第1增斜段动力钻具增斜能力和第1稳斜段轨迹变化规律，预计钻至最大井斜36.59°后，稳斜钻进500 m中二靶；三是强化稳斜段测斜，2个测点距离不大于60 m，若轨迹变化不大，可适量增加2个测点之间距离，坚持“随时测量、随时纠正”原则，同时加强下部井眼轨迹预测，预留一定提前量，靠地层自然变化规律中靶，从而减少定向工作和保持井眼曲率圆滑。

（1）侧钻脱离老井眼段（1 894～1 924 m）。钻具组合：Ø118 mmYC517钻头＋Ø95 mm1.25°单弯螺杆＋Ø88.9 mm无磁承压加重钻杆钻铤×1根＋Ø88.9 mm加重钻杆×12根＋Ø73 mm钻杆，钻井参数：钻压10～20 kN，排量8 L/s。控制钻时0.5 h/m，复合钻至1 924 m，返出砂样和磁场强度均显示正常，侧钻脱离老井眼一次成功，井斜0.8°、方位105.7°（对靶方位139°），减少了扭方位量。

（2）第1增斜段（1 924～2 076 m）。钻具组合不变，钻井参数：钻压10～40 kN，排量8 L/s。自井深1 924 m开始定向，先用磁性工具面定至井深1 940 m、井斜2.8°、方位135°后改用高边工具面，由于地层可钻性好，增斜率达33 （°）/100 m，采取“定向滑动+复合”方式交替钻至2 076 m，预计井底井斜27°、方位 139°，第 1 增斜段结束。

（3）第1稳斜段（2 076～2 350 m）。钻具组合及钻井参数与第1增斜段相同。

①2 076～2 127 m复合钻进，测斜井斜25.2°、方位138°，降斜率3.6 （°）/100 m；于2 127～2 143 m随钻增斜，预计井底井斜30.5°、方位139°。②2 143～2 195 m复合钻进，测斜井斜29.5°、方位140°，降斜率2 （°）/100 m。③2 195～2 282 m复合钻进，测斜井斜29°、方位143°，降斜率0.5 （°）/100 m，增方位率3.5 （°）/100 m，2 282～2 287 m随钻控制高边280°减方位，预计井底井斜29°、方位142°。④2 287～2 350 m复合钻进，测斜井斜26.2°、方位145°，降斜率4.5（°）/100 m，增方位率5 （°）/100 m。

（4）第2增斜段（2 350～2 453 m）。钻具组合及钻井参数与第1增斜段相同。

① 2 350～2 411 m 控制高边 290～300°减方位，预计井底井斜26.5°、方位136.5°；自2 411～2 438 m 控制高边 350～360°增斜，显示井斜 28.5°、方位140°，全增效果仅10 （°）/100 m，分析为2 350～2 438 m地层强增方位造成增斜效果差。②为防止下部井斜过大，起钻下入1.5°螺杆，自2 438～2 445 m控制高边330～345°增斜减方位，井斜、方位变化明显，显示井斜 30°、方位 143.6°后，改控高边 350～355°增斜至 2 453 m，预计井底井斜 36.5°、方位 137°，1.5°螺杆增斜率达40～45 （°）/100 m。

（5）第2稳斜段（2 453～2 878 m）。钻具组合只需要将单弯螺杆的弯度改为1.5°，钻井参数：钻压10～40 kN，由于井深、裸眼段长，泵压已达25 MPa，采取5 L/s排量钻进+8 L/s排量循环方式交替施工。

①2 453～2 500 m复合钻进，测斜井斜36°、方位136°，井斜方位变化不明显。②2 500～2 572 m复合钻进，测斜井斜34°、方位140°，降斜率3 （°）/100 m，增方位率5.5 （°）/100m；于2 572～2 588 m全增斜，预计井底井斜39.5°、方位140°。③2 588～2 639 m复合钻进，测斜井斜36.5°、方位138°，降斜率6 （°）/100 m，减方位率4 （°）/100 m；于2 639～2 655 m全增斜，预计井底井斜41°、方位140°。④2 655～2 717 m复合钻进，测斜井斜36°、方位131°，降斜率8 （°）/100 m，减方位率15 （°）/100 m，可顺利中达Ⅱ靶。该井实钻井眼轨迹控制与中靶情况良好。

3 钻头优选

由于整个稳斜段长度达856 m，需要多次调整轨迹，该井优选了YC517钻头，共使用4只，该钻头质量稳定，平均机械钻速2.19 m/h，纯钻时间均达100 h以上，见表2。

表2 庆92侧井钻头使用统计

4 钻井液

由于该井井斜位移大，裸眼段较长，钻井液性能不易调整，主要存在以下难题：（1）井壁易失稳、坍塌掉块；（2）岩屑易沉到下井壁，形成岩屑床，携砂困难；（3）轨迹复杂加大了钻具与井壁的接触面积，容易造成黏附卡钻，为保证施工安全，主要采取以下措施：

4.1 钻井液体系优选

优选硅醇钾盐钻井液体系，开窗前对送井老浆进行预处理，转换体系，加入KCl 10 t、硅甲基防塌剂 SAK-1 1 t、LV-CMC 200 kg，要求氯根含量大于10×104mg/L，各项指标达到设计性能要求。

4.2 合理控制钻井液密度

（1）根据邻井调研，初始密度控制1.30～1.35 g/cm3，井斜增至 25°以后，密度控制为 1.35～1.38 g/ cm3，现场根据具体情况及时调整，以满足井壁稳定需要，电测前全井密度加至1.40 g/cm3。

（2）电测完，分为3段1 890 m、2 400 m、2 890 m下钻循环处理钻井液，下至2 780 m时遇阻划眼，施工难度较大。分析原因为井底2 780～2 878 m井段地层砂层发育多，加上钻井液静止时间长，砂岩地层有些缩径造成，划眼到底后将钻井液密度提至1.45 g/cm3，井下正常。

（3）钻井液润滑、防塌、防卡性能控制

①开窗前加入硅甲基防塌剂2 t，井深2 350 m以后，采用定井深补充SAK-1、QS-2，即每隔100 m，补充硅甲基防塌剂0.5 t，使SAK-1在钻井液中含量不低于2%，以改善滤饼质量，提高防塌效果，并用LV-CMC、PAMS-150胶液进行日常维护。

②定向前第1次混油5 t，配合加入乳化剂400 kg，控制摩阻因数小于0.1，起钻摩阻小于60 kN，确保定向施工顺利。

③稳斜控制段，根据起下钻摩阻大小和定向施工是否托压，每次及时补充润滑剂0.5 t。主要是最后3次定向托压较为严重，先后加入润滑防卡剂1 t、低浊点（50 ℃）聚合醇2 t，确保了稳斜段定向施工顺利。

④完钻前、井深2 809 m第2次混油5 t，控制摩阻因数小于0.1，起钻摩阻小于100 kN；同时，提高钻井液的黏切，黏度由65 s提高至80 s，静切力1/7 Pa提高至2/12 Pa，动切力6.5 Pa提高至10 Pa，结合短起下等工程措施，进一步提高了钻井液的携砂、润滑性能，确保了井眼清洁和电测一次成功。

（4）钻井液固相控制。重点加强机械除砂工作，控制低密度固相含量＜10%，维持膨润土含量30～40 g/L，进一步提高机械钻速。①提高振动筛筛布目数至220目，除砂器使用率100%。②坚持每天使用离心机1.5～2 h，尤其拉井壁、起下钻、划眼施工到底，延长离心机使用时间，清除细颗粒劣质固相。如电测完下钻通井、划眼时，密度自1.40提高至1.43 g/cm3，含砂量达1%，返出细砂很多，此时连续使用离心机8 h，控制进口密度不低于1.35 g/cm3，然后重新加重至1.45 g/cm3。③每次起下钻清理锥形罐1次。

5 完井准备

（1）完钻前拉井壁至套管内，然后下钻到底循环观察有无后效，确保钻井液密度能够压稳地层 ，若起下钻中仍有阻卡现象，则采用钻具结构“Ø118 mm钻头+扶正器+Ø73 mm钻杆”通井，对遇阻、卡或缩径井段充分划眼，确保井眼畅通，电测顺利。

（2）根据甲方下发的完井数据对井眼进行承压试验，依据固井施工压力采取大排量循环试漏或地层安全破裂试验，打入1 t高强+超细目封闭液，起至套管内做承压试验3～4 MPa。

（3）起钻前使用3个阀大排量循环，开窗点以下裸眼段按要求全部打封闭钻井液，起钻至套管内进行钻杆胶塞通径试验。

（4）简化套管串结构，自下而上：旋流短节×1.5 m+浮箍×1+短套×2.5 m+浮箍×1+短套×2.5 m+球座×1+套管+悬挂器。

（5）严格控制下放速度为0.5～1 min/10 m，套管每下15～20根灌满钻井液1次，过窗口及出窗口后严格控制下放速度为1 min /10 m，钻杆每下5～10柱灌满钻井液1次，进入裸眼段采取边下边灌钻井液办法，井口设有专人观察钻井液返出情况。

（6）由于井深、钻井液密度大，循环压力高，固井极易发生井漏，为降低井漏风险，实际施工共替入平衡液4 m3，选用优质胶液作为压塞、顶替液，采用塞流顶替，确保固井施工顺利，声波变密度测井一次成功。 庆92侧井完成技术指标见表3。

表3 庆92侧井完成技术指标统计

6 认识与建议

（1）钻井液性能与轨迹优化控制是确保大井斜、长稳斜段侧钻井井身质量和井下安全施工的关键，在条件允许情况下，尽量使用无线随钻控制轨迹。

（2）过断层或地层软硬界面时应加强测斜，防止轨迹变化过快、失控或造成轨迹复杂。

（3）泵压超过25 MPa时，可采取5 L/s排量钻进+8 L/s排量循环方法清砂，配合短起下拉井壁工作，可有效清除岩屑床。

（4）通过强化下套管前通井、地层承压堵漏、钻具水眼通径工作，优选平衡液、压塞、顶替胶液，控制替入排量等措施，可大幅提高小井眼下套管、固井一次成功率。

［1］ 许钦锐，卜凡伟，马开良.开窗侧钻水平井周32-11A侧平井施工技术［J］.复杂油气藏，2009，2（3）：66-68.

［2］ 左卫青，闫振来，张佃宾.YH23-2-4侧钻井钻井实践［J］.中外能源，2010，15（2）：53-55.

［3］ 曹军，李根奎.DK262A开窗侧钻水平井小井眼钻井技术［J］.钻采工艺，2001，24（6）：7-9.

（修改稿收到日期 2013-06-11）

Directional well drilling technology on Well Qing-92

WANG Zimin, LIU Chunlin, WANG Kelin, WANG Jinjie, Wang Yubin, LIU Peng
（No.1Drilling Company,Zhongyuan Petroleum Exploration Administration Bureau,Puyang457331,China）

Well Qing-92 is a sidetracked well with diameter of 139.7 mm in Zhongyuan Oilfield. During the drilling process, difficulties were encountered, such as large displacement, long openhole section, hard trajectory control, difficult drilling fluid property adjustment, difficult completion logging and cementing operation, etc. Through optimizing large displacement sidetracking profile,enhancing trajectory control, bit selection, promptly adjusting drilling fluid property, and decently preparing completion logging and cementing operation, the well drilling favorable conditions are guaranteed. The successful drilling of the well plays a referencing role to similar type of well drilling in the future.

Well Qing-92; trajectory control; drilling fluid; completion; reference

王自民，刘春林，王克林，等. 庆92侧高难度定向井技术［J］. 石油钻采工艺，2013，35（4）：40-43.

TE243

：B

1000–7393（2013） 04–0040–04

王自民，1967年生。1990年毕业于西南石油学院钻井工程专业，现主要从事现场技术管理与技术攻关工作，总工程师。电话：0393-4800550。E-mail：wangzimin001@163.com。

〔编辑 薛改珍〕