天然气套管开窗侧钻水平井工艺技术分析

313 科学管理2019年第11期

当前油田的各个井区都经过很长时间的开发生

产，井下的套管已出现变形或腐蚀损坏等其他事故且

处理起来问题很多难度较高。因多种原因的影响导致

有一些油气产能井的正常生产需求已不能维持运行，

致使原油和天然气的产量逐年下降，对国家能源保障

及公司产能要求造成较大的影响。为此从生产度出发

以降低钻井的施工资本，尤其是利用新工艺新技术，

再次开发老井的潜力，很多油田技术力量对小井眼开

窗侧钻工艺技术的研究与应用。1 小井眼钻井技术优势

1.1 降低生产成本

利用老井场，减少工农占地费用；同样施工的钻

井队，老井侧钻省去不少环节，大幅度减少前期准备

工作。

1.2 缩短钻井周期

开窗侧钻井一般钻井周期为22.92天左右，与同区

块水平井施工相比，钻井周期减少12.75天。

1.3 节省套管成本

据统计，水平井眼与开窗侧钻套管成本对比，平

均套管成本节约了116万元/口，降幅达91.87%。

1.4 节能减排

相同地质条件下，水平井与开窗侧钻井施工斜井

段+水平段所产生的井筒容积同比减少60.15% 2 开窗侧井钻井工艺技术

2.1 开窗点选择

开窗位置的选定主要体现在套管开窗口位置的上

下范围内，避开套管接箍、套管无变形，严重腐蚀或

破裂穿孔的问题；根据油藏储气地层等地质方面的要

求，裸眼段的施工则要尽可能的缩短

2.2 斜向器的选择

对于斜向器的选择，主要根据其结构及后期施工

要求来看，老井的套管P110钢级的较多，因此采用水

泥卡瓦式要优于承座固定式。而套管开窗侧钻目前常

用的斜向器就三种，分别是地锚式、液压卡瓦式和机

械一体式类型。

在苏里格区块的施工更倾向地锚式，使用周期

长，经费合适，选用地锚式斜向器较为稳妥。

2.3 套管开窗技术

2.3.1 开窗钻具组合

Φ118mm复合铣锥+Φ89加重钻杆*15根+Φ89普通

钻杆

修窗的作业程序：预算铣锥的本体在套管开窗口，上下活动，以高转速磨铣套管窗口，观察并记录

扭矩，上提下放观察悬重及扭矩变化，正常则循环后

第３０卷第２０期　Ｖ０】－３０　Ｎｏ．２０　企业技术开发　ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＩＣＡＬ　ＤＥＶＥＬＯＰＭＥＮＴ　ＯＦ　ＥＮＴＥＲＰＲＩＳＥ　２０１１年１Ｏ月　Ｏｃｔ．２０１　１　套管开窗侧钻井的技术实践　蒋志强　（胜利石油管理局钻井工艺研究院侧钻技术中心，山东东营２５７０００）　摘要：胜利石油管理局钻井工艺研究院侧钻技术中心在孤东地区完成多１３＇套管开窗侧钻井。文章结合这些　井的实际情况，分析孤东地区开窗定向井的施工技术难点和采取的相应的技术措施，针对相关问题提出见解　为套管开窗侧钻井的实践提供参考。　关键词：套管开窗侧钻井；造斜率；定向段；水平段　中图分类号：ＴＥ２４３　文献标识码：Ａ　文章编号：１００６—８９３７（２０１　１）２０—０１７４—０２　套管开窗侧钻技术是利用原井的套管在一定深度开　窗后侧钻新井眼的钻井技术，它可以利用原井的井眼和　井场以及原井套管、地面设施，避免了钻新井或加密井的　重复投资，可降低综合费用１，２～１／３。并进一步完善了注　采井网，提高了采收效率，实现了综合经济效益的提升。　国外从２０世纪６０年代开始进行侧钻技术研究，在　侧钻方法、工艺措施、井下工具及完井方法等方面技术已　完全成熟。胜利油田从８０年代末９Ｏ年代初，开始研究和　实验套管内侧钻技术，现在技术较为成熟，应用地区广　泛。　１四口井的基本情况　孤东７—３１侧平２８６井设计简况：孤东７—３１侧平　２８６井剖面类型直一增一增一稳。井底垂深１２６７．６８ｍ，井　底位移２５４．５６ｍ，设计方位２８９．８９。，造斜点１　１００．ＯＯｍ，　第一靶垂深１２６３．５０　１ＴＩ，位移１１９．６２　ｉｎ，靶半宽：±１０ｍ，　靶半高＝±ｌｍ；第二靶垂深１２６６．３０　ＩＴＩ，位移２１９．５７ｍ，靶　半宽＝±１０ｍ，靶半高＝±ｌｍ。　孤东６—３０侧２１５井设计简况：孤东６—３０侧２１５井　剖面类型直一增一稳。井底垂深１２８０．００ｍ，井底位移　５２．６９ｍ，设计方位１４９．７５。，造斜点１　１００．ＯＯｍ，第一靶垂　深：１２３６．００　ｍ，位移４３．８６　ｉｎ，靶半径＝１５ｍ。　孤东６—３０侧平４４３井设计简况：孤东６—３０侧平　４３３井剖面类型直一增一增一稳，井底垂深１２６５．３ｍ，井　底位移３１０．７３ｍ，设计方位１６２．８７。，造斜点１１００．ＯＯｍ，　第一靶垂深１２６５．３０　ｉｎ，位移１１９．６３　Ｉｎ，靶半宽＝±　１０ｍ：靶半高＝±ｌｍ。第二靶垂深１２６５．３０　ｍ，位移２７５．７３　ｍ，靶半宽＝±１０ｍ：靶半高＝±ｌｍ。　孤东８—２８侧平８井设计简况：孤东８—２８侧平８井　剖面类型直一增一增一稳，井底垂深１４０２．２０ｍ，井底位　移２３９．９２，设计方位３２３．５４。，造斜点１２３４．００ｍ，第一靶　垂深１４５９．１２　ｍ，位移９９．９６　ＩＴＩ，靶半宽＝±１０ｍ，靶半高　＝±ｌｍ。第二靶垂深１５５９．１０　ｉｎ，位移１９９．９３　１ＴＩ，靶半宽＝　±１０ｍ，靶半高＝±ｌｍ。　２技术难点及技术解决措施　２ｍ以上，但侧钻水平井工程设计靶半高为１ｍ。孤东　７—３１侧平２８６和孤东６—３０侧平４４３井采油厂要求水平　段轨迹控制在上靶框，这无疑缩小了靶半高提高了施工　难度。目的层准确的方位、深度、难以确定，因而更加大了　施工的难度。　②靶前位移小。这４　Ｅｌ孤东开窗侧钻井中有３　Ｅｌ都　为短半径水平井，短半径水平井靶前位移一般有１５０　ｍ　左右，孤东这３口井靶前位移都不足１５０　ｍ，平均１２０　ｍ，最小的不足１００　ｍ，定向段中没有足够调整段，因而确　保Ａ点矢量中靶的难度进一步加大。　③摩阻和扭矩大。孤东７—３１侧平２８６、孤东６—３０侧　平４４３、孤东８—２８侧平８、为长裸眼井水平段长，摩阻、扭　矩大，井眼是否通畅，起下钻是否正常，狗腿度大小，直接　影响到井身质量和施工的成败。　④地层结构复杂。孤东油区为老油区，开采时间长，　注水井分布多，注水压力和注距复杂，因此改变了油气层　压力，使油气层压力出现不平衡状态。目的层在馆陶组地　层松软，同时伴有砂层，既要防塌又要防漏，增加了侧钻　施Ｔ难度。钻井液平衡地层压力尤为重要。　２．２技术解决措施　①开窗施工质量。小井眼定向套管开窗侧钻井，悬挂　器一般在窗口以上约５０　１ＴＩ。开窗位置尽可能下移，并选　在地层相对稳定、固井质量好的井段。采用合理的开窗钻　井参数及技术措施，确保开窗窗口的质量，为后续施工提　供了有利条件。　②优化剖面设计和简化钻具结构。优化的剖面设计　可以很好的控制井眼轨迹和狗腿度。同时简化的钻具组　合防止很多井下复杂情况的产生，特别是水平段ＭｗＤ　钻具组合换ＬＷＤ钻具组合，在孤东常会起下钻遇阻划　出新井眼，增加了多余处理复杂情况的时间，耽误施工进　度。　③优选钻井液类型和适时调整钻井液性能。选择合　理的钻井液类型，和适时调整钻井液性能，是确保平衡井　内钻井液液柱压力与地层压力平衡，同时提高携砂能力，　保证井眼通畅、井壁稳定。　２．１技术难点　３施工措施方案　①轨迹控制精度要求高。常规的水平井靶半高多为　３．１开窗段　作者简介：蒋志强，胜利石油管理局钻井工艺研究院侧钻技术中　开窗段均采用　１５３．００　ｍｍ铣锥＋　８８．９　ｍｍ钻杆　

第２９卷第５期　２００７年１０月　石　油　钻　采　工　艺　ＯＩＬ　ＤＲＩＬＩＪＮＧ＆ＰＲＯＤＵＣＴＩＯＮ　Ｉ．ＥＣＨＮＯＬＯＧＹ　Ｖｏｌ＿２９　Ｎｏ．５　Ｏｃｔ．２００７　文章编号：１０００—７３９３（２００７）０５—００１６—０４　

潜山油藏水平井套管开窗侧钻技术　

王延恒曾传云张柄顺刘月军吕志忠　（华北石油管理局钻井工程技术服务处，河北任丘０６２５５２）　摘要：马４２平２井是华北石油管理局第１口独立设计、独立施工完成的在　１７７．８　ｍｍ套管内开窗侧钻的小井　眼侧钻水平井，目的是开发古潜山地层油气藏。选择在清白口系的长龙山组致密地层（２６１７　ｍ）下入斜向器，使用　铣锥开窗侧钻、侧钻降斜、稳斜、增斜进入潜山地层，在施工中合理选用０１５２　ｍｍ斜向器，配合使用无线随钻测斜仪　（ＭＷＤ）一次坐封成功，优选碎硬质合金作为主切削刃的０１５４　ｍｍＸＺ系列铣锥开窗侧钻一次成功。使用无线随钻　测斜仪及时准确地掌握了井眼轨迹的变化，配合使用不同规格小井眼导向马达确保侧钻井眼轨迹的控制，提高了　井眼剖面符合率和中靶精度，实现了优质、快速、安全钻进。　１７７．８　ｍｍ水平井开窗侧钻技术的成功应用为今后小　井眼的开发和应用提供了依据。　关键词：潜山油藏；水平井；套管开窗侧钻；小井眼　中图分类号：ＴＥ２４３　文献标识码：Ａ　

马４２平２井是位于古潜山构造的一口水平井，　设计在井深２６１７．２０　ｍ、井斜６４．７５。的０１７７．８　ｍｍ　套管内开窗侧钻，在如此大斜度的井段进行开窗侧　钻施工，在华北油田尚属首次，通过优选斜向器和铣　锥，优选施工方案和精心施工，斜向器坐封和开窗侧　钻均一次成功，于２００６年１０月成功地钻至井深　２９４０　ｍ，水平位移４５０．６２　ｍ，钻成了华北石油管理　局内第１口０１７７．８　ｍｍ套管开窗侧钻水平井一马　４２平２井。该井在开窗成功后采用先进的导向钻　井系统，配以合理有效的技术措施，保证了施工的顺　利进行，使０１５２．４　ｍｍ小井眼轨道得到有效控制，　各项技术指标均达到预期目标。通过现场施工，对　小井眼导向马达和无线随钻测量系统（ｋｌＷＤ）及工　具、仪器的性能和稳定性进行了验证，逐步摸索出了　适用于潜山油藏的小尺寸套管开窗侧钻水平井技　术。马４２平２井的成功完钻为古潜山小井眼套管　开窗侧钻水平井的实施提供了技术资料，为进一步　完善小井眼施工技术奠定了基础。　ｌ　工程简介　由于对马４２平２井地质构造不清楚，钻至水平　段未能按预计钻遇潜山，修改设计井斜降至６４．５。，　仍未见到潜山。按地质要求在原井眼侧钻马４２平２　井，设计Ａ靶垂深２６３２　ｍ，斜深２８０５．２９　ｍ，剖面设计　充分运用了马４２平２井的０１７７．８　ｍｍ套管，开窗井　段选择地层岩性比较稳定的长龙山组，井段２６１７．２０　～２６２１．７１　ｍ，段长４．５１　ｍ，至２７２３．８３　ｍ为降斜井　段，井斜由６４．７５。降至５５。，方位由３６．０３。调整为　３２．１１。，然后稳斜钻进至Ａ靶：斜深２８０５．２９　ｍ，垂深　２６３２　ｍ，水平位移３４１．２６　ｍ。中靶要求：半靶宽小于　５　ｍ，半靶高小于０．５　ｍ，在钻进长龙山地层的角砾岩　雾迷山地层后，再重新调整井身轨迹，见表１。　２技术难度　潜山水平井套管开窗侧钻在定向井仪器、钻井　工具、水平井设计与施工工艺方面有相当大的难度。　（１）开窗侧钻点井斜大。由于开窗井段井斜高　达６４．７５。，使用有线随钻和陀螺仪不能满足斜向器　定向要求，只能采用无线随钻（ＭＷＤ）仪器测量高边　确定开窗方位。　（２）开窗侧钻点选在井深２６１７．２　ｍ处，井斜达　到６４．７５。，０８９　ｍｍ钻具在大斜度井段传递扭矩困　难，增加了准确判断井下情况的难度，增加了斜向器　的顺利坐封和安全开窗的难度。　

小议TH12219CX超深井开窗侧钻技术

摘 要：直井开窗侧钻不但具有救活老井，挖掘剩余油气，还具有有提高油气采收率优点还具有成本低、周期短、见效快等特点。本文从开窗工具及开窗方式的选择、从工程设计、井眼轨迹，控制、钻具组合、钻井参数等方面讨论了侧钻的技术要点以及现场施工的规律，对以后深井套管开窗侧钻井的施工提供了参考。

关键词：套管开窗 侧钻 钻具组合 超深井

塔河油田以勘探开发以奥陶系碳酸盐岩油藏为主，主要为溶蚀缝洞储藏[1],部分生产井投入开发以后,出现低产井,甚至报废井,如何使这些老井救活并增加产能,采用套管开窗侧钻是解决这一问题的有效途径。th12219cx井的成功侧钻,为超深井侧钻井的施工提供了借鉴。

一、施工难点

1.侧钻点深,井径比较大，侧钻井段的岩性多为灰色泥灰岩,埋藏深,地层压实,岩石可钻性差，钻头易顺着原井眼井壁下滑而不易吃入地层，侧钻困难；

2.侧钻时，磁性工具面受到套管干扰，且水泥环容易剥落,导致螺杆憋跳，碰坏刚形成的夹壁墙；

3.摩阻、扭矩大, 托压严重，工具面难以控制,轨迹控制难度较大。

二、技术措施

1.开窗位置的优选

为了校核原井眼的井斜、方位等数据，在套管开窗前, 先进行陀螺测斜;认真分析老井的原始资料，避开套管扶正器与接箍位置和水层，选择在水泥封固段胶结良好、套管腐蚀较轻无变形、钻时较快的泥岩或砂岩井段进行。

2.开窗方式的优选

套管开窗一般有两种形式: 一种是采用斜向器+铣锥磨铣套管开窗方法;另一种是采用割铣工具割铣套管开窗方法。本井因套管腐蚀比较严重，施工安全性不高，故采用锻铣侧钻锻铣开窗，本方法安全可靠、操作简单、定向方便等优点, 但施工周期长, 侧钻难度高[2]。

3.剖面设计的优化

在进行剖面设计时要充分考虑地层特性、工具造斜力、工艺技术等因素可能对井身轨迹所产生的影响。“直-增-稳-降-直”适合于开窗点距目的层较远、水平位移较大且有特殊要求的侧钻井[3]，th12219cx井采用“直-增-稳-降-直” 剖面。