HCP6-1井开窗侧钻小井眼钻井技术

2015-12-01杨德才

中国科技纵横 2015年7期

关键词：牙轮开窗井眼

杨德才

(大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院,黑龙江大庆 163413)

HCP6-1井开窗侧钻小井眼钻井技术

杨德才

(大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院,黑龙江大庆 163413)

套管开窗侧钻技术是指应用斜向器或特殊井下工具,侧向钻出一支新井眼,实现重新完井的一项技术,能利用直井筒以及原有地面注采网络,挖掘地下潜在的产能,具有投资少,投产快的技术优势,可以达到良好的增产效果,提高原油采收率的目的,成为油田稳产和高产的主要途径和手段,尤其是在老区块原油产能建设中,具有广泛的应用空间。文章以HCP6-1井为例,介绍了小井眼侧钻的相关钻井技术和措施,总结施工经验,为该区块同类型侧钻井提供施工参考。

套管开窗侧钻技术小井眼

1 HCP6-1井地质情况

油田开发进入中后期，新建产能受限，而老区块产能建设仍然具有一定的开发潜力。HCP6-1井区域构造位于松辽盆地南部中央坳陷区，该井主要开发萨尔图油层，其顶面构造形态为一近南北走向的长轴背斜构造。萨尔图油层沉积相类型为三角洲前缘相沉积。河口坝、水下分流河道、席状砂、远砂坝等为主要的微相类型。储层岩性主要为一套较稳定的半深湖相灰绿色粉砂岩。萨尔图油层埋藏深度1150-1230m，萨尔图油层共划分为两个油层组，若干个含油小层，为一套砂泥岩互层沉积，隔层薄，砂岩连续性较好，单层砂岩厚度为1-2m。

2 HCP6-1井工程施工情况

2.1 套管开窗侧钻技术

2.1.1 窗口位置选择

套管开窗是要实现在原有套管的基础上开出一个新的窗口，为后续的施工提供稳定、安全的通道，必须综合考虑多方面因素。(1)开窗点位置套管质量良好，套管不能有腐蚀、磨损、变形等情况; (2)开窗点位置套管的固井质量良好，尽量选择在水泥环分布均匀，水泥与套管、地层胶结良好的位置;

(3)开窗点处地层的岩性稳定，开窗后的地层岩性稳定，可钻性强，不容易缩径，掉块的等;

(4)根据地质靶点的要求，设计合适的井眼曲率。

综合考虑以上因素，结合老井的固井声幅资料，以及老井的直井段测斜数据，HCP6-1井确定最终开窗位置在906米。在确定开窗点后，对开窗点以上进行一次刮管作业，以确保斜向器能顺利下入。

表1 自然增斜数据表

2.1.2 开窗工具及工序

目前的主要开窗方式有锻铣开窗和磨铣开窗。

HCP6-1井选择使用磨铣开窗，利用斜向器和铣锥开窗，利用陀螺对斜向器进行定位，保证开窗方位准确。

(1)斜向器下入作业。

斜向器下入钻具组合:Φ118mm斜向器+Φ95mm定向接头+Φ 73mm钻杆。

斜向器下入预定位置后，下入陀螺仪器对斜向器进行定位，定位完成后，切记底部钻具不能转动，起出陀螺仪器，接顶驱，开泵憋压到19-21Mpa，稳压5min，压降不超过1Mpa即可。缓慢转动钻具，正转20圈以上，观察泵压下降至0Mpa。此时，斜向器已经坐封，可上提下放钻具加压2-3t确认斜向器是否坐住，确认后起钻起出送入工具。

(2)开窗及修窗作业。

开窗及修窗钻具组合:Φ118mm铣锥+Φ105mm钻铤×3根+Φ 89mm加重钻杆×24根+Φ73mm钻杆。

下钻到底后，轻探斜向器顶部位置，作好标记，上提起钻具1-2m，开泵和顶驱，转速60-70rpm，排量12-13L/s，校对指重表，缓慢下放至斜向器顶部，开始开窗作业，初始钻压5-10kN进行磨铣造型，稍有进尺后提高钻压至5-30kN继续进行磨铣。在磨铣完斜面进尺后，铣锥进入地层。在磨铣完斜面长度和铣锥长度的进尺后。提高转盘转速上提下放钻具2-3次反复修整窗口。或者起钻换新的铣锥再次进行修窗作业，确保开出的窗口规整，起出开窗铣锥，开窗作业完成。

2.2 水平轨迹控制技术

2.2.1 领眼段钻井技术

领眼段钻具组合:Φ118mm三牙轮钻头+Φ105mm双母接头+Φ112mm螺扶+Φ95mm陀螺坐健接头+Φ73mm加重钻杆X1根+ Φ112mm螺扶+Φ105mm无磁钻铤X1根+Φ105mm钻铤X2根+Ф 73mm加重钻杆X30根+Ф73mm18°斜坡钻杆。

表2 造斜段和水平段钻井液性能设计

领眼段钻井参数:钻压20-40KN，转速60RPM，排量12-15L/s，泵压15-18MPa。

领眼段钻进15-18m，在裸眼段内充分循环，然后下入陀螺复测真方位，以检查开窗的真正方位，待下入仪器时与仪器测量的磁方位做对比，以便判断仪器所测方位是否受到干扰。

2.2.2 造斜段钻井技术

造斜段钻具组合:Φ118mm牙轮/PDC钻头+Φ95mm螺杆+Φ 105mm止回阀+Φ105mm定向接头+Φ89mm无磁加重钻杆+Φ 89mm无磁加重钻杆+Φ89mm加重钻杆×*27根+Φ73mm钻杆。

钻井参数:钻压20-50KN，转速60RPM，排量10-12L/s，泵压16-22MPa。

2.2.3 水平段钻井技术

水平段钻具组合:

(1)Φ118mmPDC钻头+Φ95mm螺杆+Φ112mm螺扶+Φ 105mm止回阀+Φ105mm定向接头+Φ89mm无磁加重钻杆+Φ 89mm无磁加重钻杆+Φ89mm加重钻杆×6根+Φ73mm钻杆*105根+Φ89mm加重钻杆*21根+Φ73mm钻杆。

这套钻具属于双螺扶稳平钻具组合，适用于水平段的稳斜钻进。

(2)Φ118mmPDC钻头+Φ114mm螺扶+Φ105mm止回阀+Φ 105mm坐键接头+Φ89mm无磁+Φ112mm螺扶+Φ89mm加重钻杆3柱+Φ73mm钻杆。

这套钻具组合未带螺杆，主要目的是降低立管压力，可适当提高排量，有利于井眼清洁。但是钻具对井斜缺乏调整能力。

钻井参数:钻压20-50KN，转速60RPM，排量8-11L/s，泵压16-23MPa。

进入稳斜钻进要视具体井况选择钻具组合，一般常规单螺扶稳定器钻具在小井眼中钻进时有微增效果，必须通过定向来调整井斜，而常规双螺扶稳定器稳斜钻具基本能保证稳斜钻进，如钻压小，会有微降现象，井斜有下降时可以适当增加钻压，以达到增斜效果。

由于侧钻井眼小，钻进时，定向钻具外径尺寸小、柔性大、抗扭转变形能力弱、抗地层力的能力弱，钻井参数、地层等因素对井眼轨迹控制效果非常敏感，在某些特别井段，无法用常规经验判断控制效果，如本井施工时，在钻进至1471.87米，1588.94米处出现井斜自然增长过快(见表1)，狗腿度分别达到9.31°/30m，16.89°/30m。分析原因是小钻具在钻至油层顶部时，由于顶部含钙泥岩硬度增加，控制上没有加密测斜，没有采取定向等强制控制措施钻进，钻进时复合导致井斜增加，局部狗腿度过大，最终这支井眼报废，被迫采取填井侧钻作业。

为预防井斜增加过快，只有先充分了解地层特点，即将到达油层顶部，有这种可能事件发生时，采取加密测斜，勤观察，仔细分析数据，发现有增涨的苗头时，及时采取定向措施。

2.3 钻井液技术

小井眼钻井时，由于井眼空间间隙小，环空返速低，岩屑返出困难，在造斜段造斜过程中局部井段出现一些曲率不均匀，对钻井液性能要求较高。润滑性好，性能稳定的润滑液对于保护油气层，维护井壁稳定，防止漏失都有好处。本井钻井液设计如表2:

2.3.1 处理方法

(1)二开前认真处理一开钻井液，彻底清除钻井液中的有害固相，然后加水稀释至膨润土含量达到4%。然后按配方比例加入处理剂，混合均匀，性能达到要求后，方可二开。

(2)二开下钻循环时将井内一开钻井液排掉，用二开钻井液直接扫水泥塞钻进，如果水泥塞过高，可加适量纯碱。

(3)用NH4-HPAN、KFH、120水溶液控制钻井液的失水，溶液浓度根据粘度情况确定。

(4)钻进时应不断向钻井液中补充KPA和KCl，以提高钻井液的抑制性和防塌性能。

(5)补充钻井液量时，必须按实际钻井液量加足处理剂，并且密度与井浆相同，处理剂加入后，加密测量一个循环周内的钻井液性能，掌握钻井液性能变化情况，达到要求后方可钻进。

(6)进入嫩江组前在循环钻井液中加入阳离子乳化沥青粉，HQ-1提高钻井液防塌能力。

(7)如出现严重漏失，现场技术人员可参考防漏堵漏技术措施进行堵漏。

2.3.2 技术要求

(1)每次起钻前，充分循环洗井，直到振动筛干净。

(2)若水平井段发生钻屑沉积现象，可利用钻铤外环空为紊流流态，冲散岩屑床。

(3)在水平井段施工时，必须配合必要的工程措施(转盘钻进、窜动钻具)，以保证钻屑及时返出。

(4)水平井段每钻进80-100米，根据摩阻情况，进行短起钻作业，以便及时消除岩屑床。

2.4 钻头及螺杆选择

小井眼钻头选型范围狭窄，主要是单牙轮钻头和PDC钻头。单牙轮钻头主要用YC517，牙轮顶部的聚晶金刚石复合齿，加强了抗研磨性能，齿径、齿高、齿形及排列布齿都改进了很多，主副水眼的设计也更加趋于合理，钻头结构上开发了金属密封钻头，使入井纯钻时间较三牙轮钻头明显多，所以在抗研磨层段中主要使用，但是其机械钻速仍不及PDC钻头。PDC钻头与螺杆钻配合，受螺杆扭矩小的影响，可施加钻压有限，小钻具对钻压反应敏感，当钻压不合适时容易造成工具面漂移或进尺缓慢，另外，PDC钻头对地层适应性差，排量小时很容易泥包，出现泥包时，造成机械钻速较单牙轮钻头低，对PDC进行改进，加大流道设计，降低钻头压耗，即可增加排量，如本井使用的P3161钻头。