开窗侧钻及相关配套技术在陆丰13-1油田的应用

万圣良，张瑞钢，蔡光杰

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

开窗侧钻及相关配套技术在陆丰13-1油田的应用

万圣良，张瑞钢，蔡光杰

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

陆丰13-1 油田13H 井是一口裸眼长、水平位移大、多目标的套管开窗侧钻水平井。针对13H井的特点，介绍了从井的工程设计、施工难点分析到实施的工艺流程、技术措施及施工工程中出现的问题。通过开窗侧钻及相关配套技术在13H井的成功实施，解决了无法修复的老井再利用的问题，节约了时间和成本，同时也增加了油田的可采储量，提高了油田的整体开发效率，为海上油田的同类型井的实施提供了宝贵经验。

陆丰13-1油田；13H井；开窗侧钻工艺；斜向器；套管开窗；套管侧钻

套管开窗侧钻是在已下套管的井眼内依据需要选择合适的开窗深度，利用配套的工具，通过一定的工艺从套管内侧钻出去形成新的井眼，建立新的油气开采通道的一项技术措施，是油田开发到中后期节约开采成本、提高原油采收率的重要技术手段[1～5]。斜向器套管开窗工艺分为一趟钻开窗和两趟钻开窗两种。两趟钻开窗是指两次下钻完成套管开窗作业，即第一次下钻单独下斜向器完成坐斜向器作业，第二次下钻下磨铣工具完成磨铣套管开窗及修窗的作业；一趟钻开窗是指一次下钻完成下斜向器并坐斜向器和套管开窗及修窗作业；一趟钻开窗相对于两趟钻开窗可以节省一次起下钻作业时间。由于海上作业日费用较高，为减少作业时间，海上常用一趟钻开窗工艺开窗[6]。陆丰13-1-13H井(以下简称13H井)是在原老井13井的基础上进行的一口开窗侧钻井。

1 工程设计与施工难点分析

1.1 井身结构设计

表1 老井13井和13H井套管程序

表2 13H井设计井身剖面数据

1.2 套管开窗设计

窗口位置选择必须满足以下条件：①在保证定向井轨迹控制的前提下，尽量利用老井眼且有利于后续作业；②窗口以上上部套管应完好，无变形、漏失、破裂现象，以利于侧钻以及完井等作业的顺利进行；③窗口位置应选择在固井质量较好的井段，尽量避开易塌、易漏、倾斜角较大等复杂地层；④开窗段应避开套管接箍及套管外扶正器[7,8]。

2 套管开窗工艺

2.1 前期老井井筒的处理

2.2 套管刮管

候凝期间，组合钻水泥塞及桥塞钻具下钻至820m，下钻探水泥塞面至860m，钻完桥塞至867.64m，桥塞下部无水泥；继续下探至909m，循环至返出干净，关防喷器，固井泵试压合格；继续下探至1677m，未遇到水泥；起甩钻水泥塞及桥塞钻具组合，组合刮管钻具下钻在860～900m，1620～1680m 井段上下刮管3次，起甩刮管钻具组合。

2.3 套管开窗

2)下陀螺测斜电缆至1650m，陀螺定向斜向器，起出陀螺测斜电缆；接顶驱正转72°，上下活动3次，释放扭矩，再次下陀螺测斜电缆至1650m，陀螺定向斜向器；起出并甩下陀螺测斜设备。

3)开泵，提高排量至1800L/min，坐挂斜向器(图2)；保持排量不变，下压20t剪断剪切螺栓，脱手斜向器；然后下压30t，确认坐挂成功；斜向器最终顶深在1650m。

4)在1650～1654m套管内进行开窗作业，开窗完成后，继续钻新地层至1673m。开窗参数：钻压1～6t，转速50～120r/min，扭矩7～20kN·m，排量1700～1800L/min，泵压7～8MPa。

图2 斜向器窗口位置图 图3 修窗钻具组合

3 定向侧钻工艺

2)下∅7in尾管，固井作业 下∅7in尾管至3487m，尾管挂顶深位于834m，在漏点(875～878m)之上，尾管固井，水泥返至尾管顶部。

3)∅6in井眼定向井作业 组合∅6in井眼钻具组合下钻，钻至完钻井深4210m，短起下，起钻。钻头累计进尺718m，累计纯钻时间38.13h，平均钻速18.8m/h。甩钻具组合，转入完井作业(裸眼完井)。

4 钻井液体系选择

∅6in井眼为生产井段，采用的是PRD钻井液体系，在储层保护方面起到良好的效果，成为目前海上钻进生产层的重要钻井液体系。

5 作业过程中存在的问题

5.1 侧钻困难

5.2 定向井设备故障

钻进至2921m，定向井旋转导向工具信号显示，旋转导向工具有一个肋板显示异常，多次尝试调试，无法恢复，为保证下步作业的正常进行，2921～ 2362m短起下，无明显阻挂现象。确保井眼干净，轨迹修整光滑后，起钻。重新组合旋转导向工具，井口测试正常后下钻至底。正常钻进至2921～3386m，钻遇灰岩井段(井深2909～3039m)，循环、短起下，起钻，下载随钻测井数据，更换新旋转导向工具下钻至170m，数据初始化，随钻测井工具传输数据故障，检查，更换备用随钻测井工具，再次数据初始化下钻，下钻至井底3386m，定向井工具信号传输故障，调试。自3386m钻至3393m，定向井工具再次信号传输故障，调试。

图4 振动筛返出的岩屑

5.3 下钻困难

重新组合钻具下钻过程中，下钻至2211m处，遇阻7t，下压10t，无法通过，开泵冲过，后面多处井段下钻遇阻(2211～2223m，2231～2242m，2264～2278m，2292～2298m)。上下活动钻具，接顶驱划眼通过(排量1800～1900L/min，泵压12～13MPa，转速50～60r/min，扭矩为11～14kN·m)。后出现下钻越来越困难的情况，不接顶驱划眼根本无法通过，且振动筛返出较多岩屑(有较多掉块，见图4)，说明岩屑床累积较厚，导致下钻遇阻(前面两趟短起下钻及起钻均未倒划眼起钻，岩屑床并未被破坏)。

6 结论

1)实施套管开窗侧钻是实现停产井、事故井再利用，增加油藏动用储量，提高采收率的有效途径。

2)在油层埋藏深、地层硬的情况下，优选具有工艺简单、性能可靠的斜向器开窗工具。

3)为保证开窗窗口规则和后期定向井工具的正常造斜，开窗点尽可能地选择固井质量比较好的井段。

5)在海上作业日费用比较高情况下，应该选择性能稳定可靠的动力钻具，减少非生产时间。

[1]夏宏南，谭家虎，李鹏华，等. 套管开窗侧钻工艺研究[J].断块油气田，2003，10(2)： 77～79.

[2]张瑞平，丁浩，陈水新，等. 扎那诺尔油田套管开窗侧钻定向井钻井技术[J].探矿工程(岩土钻掘工程)，2012，39(7)：28～30.

[3]孙庆仁，郭盛堂，孟祥波.达深CP302 开窗侧钻水平井钻井实践与认识[J].探矿工程(岩土钻掘工程)，2014，41(4)：36～38.

[4]杨保健,付建民,马英文,等. ∅508mm 隔水导管开窗侧钻技术[J].石油钻采工艺，2014，36(4)：50～53.

[5]李广江. 宁东3 -侧1 井套管开窗侧钻定向工艺技术[J].探矿工程(岩土钻掘工程)，2012，39(1)：29～32.

[6]董星亮，曹式敬，唐海雄，等.海洋钻井手册[M].北京: 石油工业出版社, 2011：674～682.

[7]王新刚，钱爱东，李炎伟，等. 定向开窗侧钻技术在大位移井中的应用——以PY气田A03H井为例[J].长江大学学报(自科版)，2011，8(11)：38～40.

[8]邱维清. 伊朗Y 油田套管开窗侧钻技术[J].钻采工艺，2013，36(6)：112～115.

[编辑] 帅群

2016-05-01

万圣良(1982-)，男，工程师，现主要从事钻完井工程设计及相关研究工作，wanshl@cnooc.com.cn。

TE243.9

A

1673-1409(2017)3-0071-04

[引著格式]万圣良，张瑞钢，蔡光杰.开窗侧钻及相关配套技术在陆丰13-1油田的应用[J].长江大学学报(自科版),2017,14(3):71～74.