低承压区套管开窗侧钻井固井技术难点与对策
——以泌阳凹陷下二门区块为例

孟卫东，周 代，杨少春，张 宇，梁国进，王海娟

（1.中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院，河南南阳 473132； 2.中国石化河南油田分公司工程技术管理部，河南南阳 473132）

下二门区块下T5-241 井于1994 年完井，一开采用φ273.1 mm 套管下至173.94 m，二开采用φ 139.7 mm（壁厚7.72 mm）的套管下至1 491.94 m，井底最大井斜7.90°。受井下套管错断影响，已无继续生产潜力。经论证认为，可利用该井侧钻一口新井以提高断层夹持区域的储量动用程度。

下二门区块漏失压力系数低，最低漏失压力系数仅为1.43，受老井油层套管规格限制，侧钻井段采用φ118.0 mm 钻头钻进。下T5-241C1 井首次采用φ101.6 mm 尾管，理论环空间隙仅为8.2 mm。环空间隙小会导致钻井、固井过程中循环压耗高，漏失风险加大；水泥环薄、油水层复杂、固井质量不高，这些将直接影响后期分采效果。为此，分别采取了侧钻轨迹设计、扩眼降耗、堵漏提高承压能力。

1 侧钻井眼轨迹设计

轨迹设计坚持“侧钻段工程质量好、侧钻轨迹操作性好”的原则。开窗点优选在地层稳定且可钻性好，固井质量好，同时避开套管重合段、套管接箍、短套管及扶正器，在套管接箍以下3～7 m 处的位置。井眼轨迹设计时，井斜尽量控制在45°以内，开窗段的造斜率为25°/100 m，侧钻段的造斜率控制在20°/100 m 以内（表1）。

表1 下T5-241C1 井轨道设计参数

2 扩眼降耗

小井眼和常规井眼存在很大的差异，导致小井眼循环压耗计算模型与常规钻井井眼循环压耗计算模型也存在差异[1-2]。为了准确计算小井眼的循环压耗，除了考虑常规因素外，还要考虑钻柱偏心、旋转、钻杆接头、压力、温度等因素对环空压耗的影响。……