大港油田小井眼开窗侧钻技术应用研究

王英博

摘要：为了降低油田开发成本、挖掘老油田剩余油潜力、提高采收率、恢复长期关停的报废井、低效井等生产能力、提高老油田生产寿命，大港油田研究应用了复杂断块油田小井眼侧钻技术。经过不断的发展、完善，形成了一套复杂断块小井眼侧钻井定向侧钻、小井眼侧钻井完井、小井眼侧钻井钻井泥浆体系、小井眼侧钻井试油等配套工艺技术，实现了侧钻井的有效开发。实践证明，侧钻井技术已成为大港油田老区调整挖潜的一项进攻性措施，持续的工艺技术进步保障了侧钻井的成功实施。

关键词：定向钻井;侧钻井;小井眼;大港油田;复杂断块

前言

大港油田为复杂小断块油田，经过注水开发期，剩余油挖潜已成为油田开发的一项重要工作。而随着二次开发的开展，对剩余油分布研究进一步深入，侧钻也成为了一项重要的增产挖潜的重要措施，从而也推动了侧钻井工艺的技术进步。在大港油田侧钻井多是小井眼，其工艺经历了自由侧钻、定向侧钻和水平侧钻三个阶段，经过不断的发展、完善，形成了一套定向侧钻井、侧钻井完井、侧钻井钻井泥浆体系、侧钻井试油等配套工艺技术，为大港油田侧钻井成功实施提供了有力保障。

一、定向开窗侧钻工艺技术

（一）定向开窗侧钻

油藏研究的不断深化促进了侧钻工艺由以单纯的套损、套变井恢复生产为目的的自由侧钻，转变为以挖潜剩余油上产、增产为目的的定向侧钻。定向开窗侧钻可有效的利用原井的上部套管及地面管网，具有挖掘剩余油目的性强的特征，还可以根据油藏类型，调整开发井型，实施开窗侧钻水平井等，更好地挖掘油藏剩余油。

（二）定向开窗侧钻套管开窗技术

大港油田目前主要采用斜向器侧磨开窗工艺技术，因为该工艺开窗速度快，窗口平整圆滑，不易形成死台肩;而且可一次性完成开窗、修窗及加长窗口的开窗工作。开窗点要选择在水泥封固良好、地层稳定、远离油水层的部位，避开特殊岩性段。对于开窗点无水泥环的情况，采用二固挤灰开窗或开窗后挤水泥重新固井的方法。

（三）定向钻井技术

1.钻头优选

2003年前自由侧钻主要应用φ120.6mm三牙轮钻头，为适应定向侧钻井眼轨迹及侧钻提速要求，通过不同类型钻头的优选及现场试验，选用PDC钻头和φ120.6mm单牙轮钻头;由于φ120.6mm单牙轮钻头性价比高，适应性强，为目前定向侧钻的首选钻头。

2.裸眼钻进及轨迹控制

井眼轨迹控制是小井眼井钻进中的技术难点，钻井时所使用的工具外径小、柔性大，抗弯曲变形能力差，地层、钻井参数对井眼轨迹的影响大。因此，在整个钻进过程中很难用常规的办法进行井眼轨迹控制，只能采取实时监测的办法，利用定向工具及时调整井眼延伸方向。

为适应定向侧钻要求，考虑到小眼井的特点及完井要求，为保证井眼轨迹平滑，顺利下入完井管柱及减步井下复杂情况的发生，采用尽量简化的钻具结构，在对钻具组合上进行改进后，大港油田目前不同侧钻井段的钻具组合：

造斜段钻具组合：φ120.6mm钻头+φ95mm单弯馬达+止回阀+φ89mm无磁钻铤（MWD）+φ78.6mm加重钻杆+φ73mm钻杆。钻井参数：钻压10-20KN，排量8-10L/s、滑动钻进、转速：马达转速。

稳斜段钻具组合：φ120.6mm钻头+118mm稳定器+止回阀+φ105mm短钻铤+φ118mm稳定器+φ89mm无磁钻杆+φ78.6mm加重钻杆+φ73mm钻杆。钻井技术参数：钻压25-50KN、排量9-12L/s、转速70-80rpm。

3.开窗侧钻井钻井泥浆体系改进

用优质的钻井液构建稳定的井壁是保证固井质量的前提。为了降低环空水泥浆顶替阻力及激动压力，应在下套管前充分通井、循环和调整好钻井液性能，确保井壁光滑及钻井液性能优质，下套管后根据井下情况，选择合理的排量进行循环，并稀释调整钻井液性能。

小井眼侧钻对泥浆的要求较高，性能要达到：①具有良好的流变性和触变性，②具有良好的造壁性和较低的滤失量，③具有较强的抑制性，④具有较好的润滑性。

目前根据油藏特点选择不同的泥浆体系。根据大港油田油藏类型的特点，优选了聚合物泥浆（主要采用）、硅基防塌泥浆（主要采用）、硅酸盐泥浆三种泥浆体系。

（四）开窗侧钻井完井工艺技术

完井方式的选择是其中最为关键的一个环节。一口井完井方式的合理与否，直接关系到今后的开发开采能否顺利进行。开窗侧钻井的完井方式必须在满足现有小井筒的情况下，选择适应产层的地质特性，以减少对地层的损害，提高单井油井产量，延长油采油时间，才能达到“少投入、多产出”的经济指标。

1.完井管柱配套技术

大港油田侧钻采用了φ95.25mm（3 3/4"）套管工艺。φ95.25mm（3 3/4"）套管是为满足φ139.7mm套管侧钻井生产需要而专门设计的一种非标制套管，可以完全满足侧钻井后期射孔、投产作业的要求，适用于井深3500m以内，压力小于50MPa的作业环境，大大降低了水泥浆上返摩阻及地层承压，有效地解决了窄间隙固井问题，降低了固井作业难度，提高了固井质量。

2.固井水泥浆体系技术

为了减少在固井过程中发生井漏将导致水泥浆返高不够、水泥浆及其滤液进入油气层而造成储层损害等问题，以及为提高固井质量增加泥浆的稳定性能、失水性能和流变性能、防窜性能以及水泥石性能等问题，针对不同油藏类型，在原有普通固井水泥浆体系的基础上，引进了具有防窜、防漏以及水泥石硬化后抗冲击、低失水、低析水的新体系，达到了较高的稳定性、韧性和微膨胀性。

大港油田将主要固井水泥浆体系用于现场实际中取得了很好的效果。特别是近些年来在多口井上应用了漂珠、粉煤灰等低密度高强度水泥浆，降低了对易漏地层的当量总压差，解决了由于地层漏失造成灰浆低返的问题，固井有效率达到 88%。

3.下泵、射孔一体化技术

油井试油投产产时，按常规工序，射孔与下泵分2次作业完成，由此引起施工周期长，从而带来作业费用高、易井喷等问题和井控风险。鉴于此，提出了射孔与下泵1次完成的技术，并从能实现过泵定位、过泵投棒射孔、地层测试等功能的射采联作泵，射孔联作配套工具，工艺程序，完井管柱设计4个方面进行了研究，将射孔与下泵抽油工序合二为一，最终达到射孔作业后无需起出管柱，便可进行油井投产。该工艺可实现射孔、下泵作业一体化，简化施工工序，降低试油投产成本，并能有效防止井控风险，避免对地层的二次污染。

二、结论与认识

（一）侧钻井在剩余油挖潜中具有很大潜力，利用低效井、报废井侧钻来恢复和完善井网，是一种改善开发效果，提高采收率的有效途径。

（二）在精细研究剩余油的基础上，持续的工艺技术进步是侧钻井成功的保障。大港油田侧钻井工艺经历了自由侧钻、定向侧钻和水平侧钻三个阶段，经过不断的发展、完善，形成了套管开窗、裸眼轨迹控制、尾管完井、小间隙固井等配套技术，为侧钻井成功实施提供了有力保障。

（三）侧钻井在钻井和开发生产过程中还存在一些问题，如长裸眼段漏失严重井的固井问题，压裂、酸化、中深层注水等措施受水泥环、悬挂器承压低制约以及出砂造成套变、砂卡管柱修复难度大等问题，有待与技术部门进一步研究和解决。

参考文献：

[1] 夏宝华，王新海，张勇.开窗侧钻水平井挖潜中高渗高含水油藏剩余油的方法[J].石油天然气学报，2015，27（6）： 380-382.