海上油田套管开窗侧钻技术及应用现状

王琛 王克洋 刘鹏 李进 张婷(. 中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459；

2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300459)

0 引言

随着开窗侧钻钻井技术及工具的不断发展，以工程人员对现场施工作业的攻关和探索实践，套管开窗侧钻工艺水平日趋成熟。套管开窗侧钻技术指的是利用斜向器及磨铣等工具，在现有井眼的前提下，从某特定深度在套管内侧钻一新的井眼，在新井眼钻井完成后，进行下尾管及固井作业。套管开窗侧钻的主要意义在于在降低钻井投资的前提下，达到优化注采井网结构，以提高原油采收率的目的。此项措施的经济意义和战略地位[1]在油田开发过程中十分重要。本文旨在总结侧钻工艺技术及今后的努力方向。

1 国内外侧钻研究与应用现状

套管开窗侧钻技术特别适合低效井和报废井改造，通过侧钻使油气井恢复正常生产，有利于提高油气井利用率和开发效果，并且显著提高采收率，与此同时，钻井费用和地面工程费用也将大幅度节省，可取得较好的经济效益和社会价值。近年来，代表钻井新技术的短半径水平井和连续油管侧钻井在侧钻井中所占比例逐年增加。

1.1 连续油管开窗侧钻技术

连续油管钻井技术适用于小尺寸井眼的各类钻井作业，将连续油管钻井技术应用于开窗侧钻作业，可以实现在不起出原生产管柱的前提下，在原油管内进行侧钻作业。此项作业与常规钻杆开窗作业相比，工具及工艺上有着异曲同工之妙。其作业难点在于连续油管井下设备尺寸小，机械性能差，抗拉及抗扭强度低；铣锥尺寸小，研磨性能弱；在作业过程中，作业参数低，井口监测到的参数难以及时、正确反映出井下情况。针对上述问题，作业时在底部钻具组合中加入单流阀及液压断开接头以保障井下作业安全。将几何仿真方法及循环流阻计算分析应用于此项作业，优化水力参数，对钻头及磨铣工具的摩阻进行精准计算，可有效保证现场作业顺利进行[2]。

1.2 短半径水平井开窗技术

短半径水平井钻井技术是剩余油气深度挖潜、增大储层暴露程度的一项提采措施[3]。其开窗作业多采用小尺寸钻杆或连续油管，主要技术难点在于井眼轨迹的全角变化率大，轨迹调整余量小；在井斜较大井段增加了控制轨迹的难度。针对上述情况，在作业过程中，应遵循“勤调少滑”原则，使井段保持连续平滑的状态。在钻具组合方面，可适当倒装钻具，确保钻具悬重，保证造斜成功率。在作业过程中如需更换底部钻具组合，应当选取刚性相近的工具，可有效避免井下复杂情况。若底部钻具组合中有带弯角的螺杆钻具，在过窗口时应当关注工具的工具面，若难以通过，可采取小角度旋转钻柱的方式缓慢通过。

1.3 套损井侧钻修井技术

在油气井长期开采过程中，套管受损情况较为多见。传统修复方式工期较长，且修复效率较低，难以满足实际生产需求。套损井侧钻修井技术可起到良好的修复作用，使受损油井再焕青春。该技术的原理是将老井内部分套管捞出后，再进行侧钻作业，完钻后进行常规的下套管及固井作业[4]。在此项作业中，值得关注的是新、老井眼的防碰问题，当新井眼进入新地层后，应与老井眼尽快分离，在作业过程中，应及时关注测斜数据，与老井数据进行实时模拟，避免发生碰撞事件。

1.4 大斜度井套管开窗侧钻技术

大斜度井的套管开窗侧钻技术与普通常规井的套管开窗侧钻技术有着较大区别，由于其井斜较大，会给开窗带来诸多问题，如：下钻时，开窗工具与套管之间的摩阻较大，会使斜向器上的销钉因应力疲劳而提前剪切，导致提前座挂；大斜度井的套管清洁程度要远低于常规井，增加了下钻遇阻的风险；在进行斜向器定向时，不容易找准工具面。

为解决上述问题，可采用多项技术措施。在井眼准备阶段，先进行通井及刮管洗井作业，在斜向器座挂位置刮管多次以保证座挂成功率。在下入斜向器阶段，根据大斜度井的井眼轨迹应进行摩阻计算，选取合适的位置进行钻具倒装以增加悬重。陀螺定向的专用定向接头应放置在钻具组合中的适当位置。在斜向器座挂阶段，在原悬重的基础上，应上提或下压适当的吨位以验证斜向器是否座挂成功。在开窗磨铣阶段，当磨铣至死点位置，应小钻压低参数进行作业，在修窗过程中，当磨铣工具过窗口无明显阻挂时，即可起钻。在大斜度井套管开窗作业中，刮管洗井质量直接影响着开窗质量与斜向器座挂质量；斜向器座挂时，应控制下放速度，平稳操作。

2 侧钻工艺技术

2.1 开窗技术

开窗点位置的选择至关重要，多选择在固井质量较好、避开套管接箍、套管完好且无变形的地方。除此以外，侧钻的新井段应尽力缩短，尽可能多利用老井段。若老井无固井质量数据，则建议在侧钻前先进行测量固井质量作业。在斜向器选择方面，目前常用的为锚定式、液压卡瓦式及机械式，可根据套管钢级及项目费用情况进行斜向器优选。开窗钻具组合多为三段式铣锥+加重钻杆+普通钻杆的方式，头锥的功能多为破窗，中间的西瓜铣及尾锥的功能多为磨铣及修窗。现在的铣锥制造技术日臻成熟，一趟钻即可完成开窗、修窗及导眼钻进的工作。在开窗完成后，可将钻柱上下提放验证窗口有无阻挂现象，禁止过提或下压，以免窗口变形。如遇阻挂，应当开泵循环并以小参数通过[5]。

2.2 开窗作业的钻井液技术

开窗作业过程中，钻具与套管间的环空较小，排量受到限制，对钻井液性能要求较高。开窗作业前的钻井液应当提前配好并且在井内循环均匀，失水应当合理控制。随着开窗作业的进行，应当缓慢提比重，适当加入润滑材料以增强钻井液的润滑性，当新地层完全打开时，应加入大分子链材料以抑制粘土的水化分散。除此以外，在非储层段还需加入少量随钻堵漏材料以保持循环系统液面稳定。

2.3 侧钻事故预防与处理技术

2.3.1 井漏分析与预防

作业过程中如发生井漏，以下二者需同时满足。一是岩石孔隙过大，此孔隙尺寸应当大于钻井液中固相颗粒的直径；二是钻井液密度应大于地层压力。在钻进过程中，还应当考虑循环当量密度。侧钻井的井眼尺寸较小，较常规井更加容易发生井漏。作业时应当合理控制钻井液密度窗口，在保障井控安全的前提下，将钻井液密度调整至与地层压力相当，不可过度过平衡或欠平衡。现场应提前配置一定数量的堵漏钻井液，若发生井漏可以做到迅速泵入。除此以外，录井人员还应把握好循环池液面变化情况，如有明显变化，应当及时预警。

2.3.2 卡钻预防

在众多卡钻类型中，侧钻井作业中最常遇到的为压差卡钻。井壁与钻具间的高摩阻是引起压差卡钻的根本原因。为避免作业过程中的压差卡钻，其预防措施有以下四点：

(1)合理选用钻井液体系：甲酸盐钻井液体系在小井眼钻井领域有较大的优势，该体系不需要膨润土，用可溶性甲酸盐作为加重材料，很大程度上降低了钻井液的固相含量。随着固相含量的减少，在钻井液循环过程中，其循环压耗低、激动压力小、钻井速度快、润滑性能好、抑制力强并利于保护油气层。

(2)控制合适的压差：钻具与井壁间的摩阻随液柱压力的增加而增加，同时，加重材料的加入也会增加摩阻。因此，在井下正常情况下，保持略欠平衡的状态有利于防止压差卡钻，钻井过程中不可随意提高钻井液密度[6-8]。

(3)保持良好的流型：可以提高钻井液对于岩屑的动态携砂能力与静态悬砂能力，钻井液性能的低切力、中粘度与较高的钻进排量相配合对于安全快速钻井较为有利。考虑到井径扩大率、井眼轨迹、钻井液性能浮动等对携砂的影响及水力破岩冲击力要求等因素，可适当提高环空返速。钻井液性能的确定应以满足钻井需要为第一标准，并无一个固定的指标，具体实施时需要灵活掌握。

(4)加强工程措施：侧钻井一般井斜较大，岩屑床的形成是很难完全避免的，加强工程措施是防止压差卡钻的重要一环。在钻具组合中可适当加入扶正器，减小钻具与井壁间的接触面积，可以采用岩屑床破坏器或水力振荡器，以降低卡钻风险。

3 结语

侧钻技术的选择与井身结构及地层等因素密切相关，不同的开窗方式也有着其各自的特点，应当依据不同地层条件及施工要求认真分析，优选最合理的侧钻方式。斜向器坐放位置应避开套管接箍，尽量选择固井质量好、地层可钻性好的井段。合理选择开窗位置及造斜率是侧钻施工顺利的关键，应收集原井眼钻井、固井资料，经分析综合考虑后确定最佳开窗点。同时，在满足设计的水平位移裸眼段长度下，套管开窗位置应遵循相应原则。