西北油田超深短半径小井眼套管开窗侧钻技术

胡春阳，王小波，吴国荣(中石化江汉石油工程有限公司钻井二公司，湖北 武汉 430040)

0 引言

西北油田老区经过较长时间的开发生产，受套管变形或损坏、井下落物事故不易处理，以及井下水锥或气锥等多种原因的影响，陆续有部分油水井已不能维持正常生产，产量逐年下降，严重威胁到油田的正常生产。套管开窗侧钻技术能够利用老井井眼对油藏进行再开发挖潜，并充分利用老井原有的一些采输设备，使原井的生产潜力得以充分发挥，从而延长老井使用寿命，提高原油产量，同时还可利用老井的井眼大幅度降低施工成本，缩短施工周期，提高综合经济效益。套管开窗侧钻主要分为两种：段铣开窗侧钻和斜向器开窗侧钻，在实际施工过程中一般选用更为高效的斜向器开窗侧钻[1]。

1 超深短半径小井眼套管开窗施工难点

1.1 开窗侧钻，存在开窗失败、窗口关闭、开反及断钻具风险

(1)原井眼套管数据可能存在较大误差，选择开窗点时无法避开节箍，导致开窗失败。

(2)起下钻过程中操作不当，导致窗口关闭。

(3)座挂斜向器时，由于陀螺数据误差或丢手时斜向器转动导致窗口与设计方位不符。

(4)钻具在斜向器位置受交变应力大，可能会造成断钻具故障。

1.2 设计轨迹造斜率高，轨迹失控风险大

短半径井设计造斜率高，设计造斜率≥25°/30 m，实钻过程中一旦出现造斜率过低或者其他影响轨迹的情况，需要起钻更换度数更大的螺杆，更严重造成施工井回填的后果。

1.3 轨迹控制难度大

短半径定向井，使用螺杆度数大，不能通过调整定向进尺和复合进尺比例来调整井眼曲率，只能通过更换螺杆度数进行调整，加大轨迹控制难度[2]。

1.4 定向钻进存在托压现象

定向钻进时，由于井眼曲率高，造成钻具摩阻增大，托压现象经常出现，严重影响钻进效率。深井小井眼，循环排量低，钻井液携岩效果差，加剧了托压的出现。

1.5 井下高温、高压环境仪器易发生故障

工区内地温梯度大部分在2.0 ℃/100 m左右，施工井循环温度普遍在130～150 ℃，部分井温度超过160 ℃，井下仪器长时间处于高温、高压环境下，加之井底高震动，仪器故障率高，严重影响生产时效。

2 超深短半径小井眼套管开窗技术措施

2.1 制定合理开窗技术措施，保证开窗成功率

2.1.1 校核井深，避开套管节箍，确定斜向器下入深度

仔细查阅老井套管数据，导斜器座封位置要避开接箍、扶正器、射孔井段，上窗口位置尽量在套管节箍以下3 m，开窗点固井质量要好。开窗前，将钻井液性能调整到位，尤其是悬浮、携带铁屑的能力，确保开窗时铁屑能正常返出。

2.1.2 校核仪器精度，测量陀螺角差，确保窗口方位与设计一致

测量斜向器角差，根据设计开窗方位以及测量角差，确定陀螺定位方位，确保斜向器座封方位准确。将斜向器下到预定位置后，反循环洗井，仪器座键三次以上，数据一致确定座键成功，投球进行斜向器坐封作业。导斜器丢手后，上提钻具时注意悬重变化，悬重增大不能硬提，防止送入杆扶正套脱落，造成井下落物。

2.1.3 制定合理开窗参数，保证开窗一次成功

开窗时要由技术熟练的司钻操钻，加压、送钻要均匀，防止突然溜钻，以免破坏窗口。开窗过程中必须在高架槽放置强磁，吸附铁屑，防止铁屑损坏仪器。

钻具组合：复式开窗铣锥+φ120DC*3根+φ88.9 mmHWDP(39～45根)+钻杆串。

开窗参数：①起始铣：0～1 m钻压5 kN、转速30～40 r/min、排量12～16 L/s。②骑套铣：1～2.5 m钻压10～20 kN、转速30～40 r/min、排量12～16 L/s。③出窗铣：2.5～4 m钻压20～30 kN、转速30～40 r/min、排量12～16 L/s。

2.1.4 反复验窗，修窗，确保窗口光滑

开窗进尺3.5～4 m结束开窗，进行修窗作业。修窗前必须测定相应空转扭矩，扭矩设定在空转扭矩上附加3 kN·m。修窗时逐次分阶段上提转速，每次上提5 r/min，逐步提高转盘转速至50～70转，观察记录好不同转速下的空转扭矩，并及时调整扭矩设定上限。在出现阻挂的位置反复划眼修整窗口，直至在停顶驱(转盘)情况下下放钻具阻挂不超过20 kN。修窗过程中采用稠浆洗井确保井底干净[3]。

2.2 选择合适的螺杆钻具

选择合适度数的螺杆钻具是短半径定向井取得成功的关键。充分考虑井眼尺寸、环空间隙、钻进排量、螺杆寿命等因素选择螺杆的规格尺寸。相应井眼尺寸对应螺杆尺寸如表1所示。

表1 相应井眼尺寸对应螺杆尺寸

分析邻井资料，掌握不同度数螺杆钻具的造斜能力，作为选择螺杆钻具的依据之一。以φ120 mm螺杆为例，通过对已施工井螺杆统计分析，可以发现不同厂家的螺杆造斜率存在差异，同一厂家同样弯度的螺杆在不同井的实钻造斜率也不尽相同，浮动范围较大。目前工区内使用最为广泛的是天津立林生产的螺杆，性能稳定，使用效果较好。2.75°单弯螺杆造斜率为26～31°/30 m，平均为28°/30 m，2.5°单弯螺杆造斜率为20～25°/30 m，平均为23°/30 m。1.5°单弯螺杆造斜率为8～12°/30 m。施工井设计造斜率25°/30 m左右时，第一趟钻至少选择2.75°螺杆；设计造斜率20°/30 m时第一趟钻至少选择2.5°螺杆。

2.3 分段轨迹控制技术

TP278CH井是一口典型的短半径套管开窗侧钻水平井。设计剖面为直—增—稳。设计造斜率25°/30 m。TK879CH井身剖面数据表如表2所示。

表2 TK879CH井身剖面数据表

施工过程中，增斜段用2趟钻完成，第一趟钻使用混合钻头+2.75°单弯螺杆，造斜率约为26～29°/30 m，增斜至64°左右起钻更换钻头、螺杆。根据待钻剖面，后续狗腿12～18°/30 m都可以满足中靶要求，下入PDC+1.75°单弯螺杆，造斜率16°/30 m。

水平斜段。稳斜段使用PDC+1.5°单弯螺杆钻进，在增斜段结束时预留2～3°，利用稳斜段地层自然增斜趋势，减少定向工作量，尽量以复合钻为主，节约周期。

2.4 使用抗高温仪器

性能可靠的抗高温MWD是施工深井、超深定向井的前提。改进仪器串结构，提高仪器抗震能力，调节钻进参数，减小井下震动，可以有效保护仪器，降低仪器损坏。目前，西部工区各公司使用范围最广、应用效果最好的是美国APS仪器，其性能稳定，故障率较低。另外Schlumberger、Halliburton以及SQ-MWD也在工区内应用较为广泛。

2.5 使用新工具、新技术解决定向托压问题

定向施工时选用混合钻头。定向施工时工具面稳定，有较高的机械钻速，同时具有一定防托压的效果。可以考虑在钻具组合中增加水力振荡器，有效解决定向托压问题；油基泥浆具有较小的摩阻系数，能减小井下摩阻扭矩，有利于定向施工顺利进行。涡轮钻具具有较高的耐温性，具有较快的转速，相比常规螺杆钻具具有更高的造斜率，有利于提高定向效果。

3 结语

目前套管开窗井在西北油田应用越来越广泛，套管开窗侧钻井能充分利用原有的井身结构，缩短钻井周期，有效节约成本。在施工过程中，要根据现场实际情况，不断优化技术措施，以达到提速提效目的。