套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术

313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，正常则循环后起钻，窗口未修好导致试钻过程出现钻铤磨损。

水平井井眼轨迹控制技术水平井井眼轨迹控制工艺技术是水平井钻井中的关键，是将水平井钻井理论、钻井工具仪器和施工作业紧密结合在一起的综合技术，是水平井钻井技术中的难点，原因是影响井眼轨迹因素很多，水平井井眼轨迹的主要难点是：1．工具造斜能力的不确定性，不同的区块、不同的地层，工具造斜能力相差较大2．江苏油田为小断块油藏，油层薄，区块小，一方面对靶区要求高，另一方面增加了目的层垂深的不确定性。

3．测量系统信息滞后，井底预测困难。

根据以上技术难点，需要解决三个技术关键：1、提高工具造斜率的预测精度。

2、必须准确探明油层顶层深度，为入窗和轨迹控制提供可靠依据。

3、做好已钻井眼和待钻井眼的预测，提高井眼轨迹预测精度。

动力钻具选择一、影响弯壳体动力钻具造斜能力的主要因素影响弯壳体动力钻具的造斜能力的主要因素有造斜能力钻具结构因素和地层因素及操作因素三大类。

其中主要的是结构因素，其次是地层因素。

（一）动力钻具结构因素影响1．弯壳体角度对工具造斜率的影响单双弯体弯角是影响造斜工具造斜能力的主要因素。

在井径一定情况下，弯壳体的弯角对造斜率的影响很大，随着弯壳体角度的增大，造斜率呈非线性急剧增大。

2．弯壳体近钻头稳定器对工具造斜率的影响。

弯壳体近钻头稳定器的有无，对工具造斜率影响很大。

如Φ165mm1°15′有近钻头稳定器平均造斜率达到30°/100米，无近钻头稳定器平均造斜率仅为20°/100米左右，相差近50%。

如陈3平3井使1°30′Φ172mm不带稳定器单弯螺杆平均造斜率为25°/100米，井身轨迹控制要求，复合钻进后，滑动钻进，造斜率仅为16-20°/100米。

3．改变近钻头稳定器到下弯肘点之距离对工具造斜率的影响通过移动下稳定器位置可以改变近钻头稳定器至下肘点之距离。

上移近钻头稳定器可大大提高工具的造斜能力，并且在井径扩大程度较大的情况下，造斜能力的上升幅度比井径扩大较小时要大。

水平井井眼轨迹控制技术（作者:___________单位: ___________邮编: ___________）无论是定向井，还是水平井，控制井眼轨迹的最终目的都是要按设计要求中靶。

但因水平井的井身剖面特点、目的层靶区的要求等与普通定向井和多目标井不同，在井眼轨迹控制方面具有许多与定向井、多目标井不同的新概念，需要建立一套新的概念和理论体系来作为水平井井眼轨迹控制的理论依据和指导思想。

在长、中半径水平井的井眼轨迹控制模式的形成和验证过程中，针对不断出现的轨迹控制问题，建立了适应于水平井轨迹控制特点的几个新概念。

一、水平井的中靶概念地质给出的水平井靶区通常是一个在目的层内以设计的水平井眼轨道为轴线的柱状靶，其横截面多为矩形或圆。

可以把这个柱状靶看成是由无数个相互平行的法面平面组成，因此，控制水平井井眼轨迹中靶，与普通定向井、多目标井是个截然不同的新概念，主要体现是:井眼轨迹中靶时进入的平面是一个法平面（也称目标窗口），但中靶的靶区不是一个平面，而是一个柱状体，因此，不仅要求实钻轨迹点在窗口平面的设计范围内，而且要求点的矢量方向符合设计，使实钻轨迹点在进入目标窗口平面后的每一个点都处于靶柱所限制的范围内。

也就是说，控制水平井井眼轨迹中靶的要素是实钻轨迹在靶柱内的每一点的位置要到位（即入靶点的井斜角、方位角、垂深和位移在设计要求的范围内），也就是我们所讲的矢量中靶。

二、水平井增斜井段井眼轨迹控制的特点及影响因素对一口实钻水平井，从造斜点到目的层入靶点的设计垂深增量和水平位移增量是一定的，如果实钻轨迹点的位置和矢量方向偏离设计轨道，势必改变待钻井眼的垂深增量和位移增量的关系，也直接影响到待钻井眼轨迹的中靶精度。

水平井钻井工程设计中所给定的钻具组合是在一定的理论计算和实践经验的基础上得出的，随着理性认识的深化和实践经验总结，设计的钻具组合钻出实际井眼轨迹与设计轨道曲线的符合程度会不断提高。

但是，由于井下条件的复杂性和多变性，这个符合程度总是相对的。

套管开窗侧钻的关键技术及配套设备发布时间：2022-12-30T05:40:53.249Z 来源：《工程建设标准化》2022年9月17期作者：邵波[导读] 套管开窗侧钻技术正逐步配套完善，其在提高油田开发水平、邵波中石化经纬有限公司胜利定向井公司山东省东营市 257000摘要：套管开窗侧钻技术正逐步配套完善，其在提高油田开发水平、节约钻井成本、使套损井高效地重新利用、提高大修井技术手段等方面具有较大优势，是老油区剩余油挖潜、提高油田采收率行之有效的手段。

该技术适用于断失层，局部微构造高点，井间剩余油滞留区，老井部分生产层段报废、原井仍有潜力的层系，井网不完善的潜力层。

侧钻工艺技术代表了一个油田大修井工艺技术水平。

因此探讨套管开窗侧钻工艺流程、关键技术及其配套设备，具有重要的作用与意义。

关键词：套管开窗侧钻；工艺流程；关键技术；工具；配套设备1.开窗点选择原则为挖掘剩余油潜力可将井型细分为五种类型：断失层；局部微构造高点；井间剩余油滞留区；老井部分生产层段报废，原井仍有潜力的层系；井网不完善的潜力层。

侧钻井技术优势包括：可使死井复活；可强化采油，延长油藏开采年限，提高最终原油采收率；可充分利用老井上部井眼，大幅度降低钻井成本；可充分利用老井场和地面设施，节约投资，保护环境；可获取新的地质资料，为重新认识油层提供依据。

套管开窗侧钻技术的实施基础就是对开窗点的选择，只有选择出最佳开窗点，才能为侧钻质量提供保障。

在进行现场开窗点的选择时，首先需要对该井眼的状况进行资料的收集，然后根据收集到的资料进行详细的分析，从而才能确定最佳开窗点。

选择开窗点需要遵循的具体原则如下：（1）原有固井和井眼质量良好；（2）现场有利于钻井、采油和井下作业；（3）尽量选择在井眼原有的套管上进行开窗，这样能够一定程度上减少侧钻的施工周期，从而也能节约开采成本；（4）不要在套管扶正器周围进行开窗，争取较少的使用铣套管进行连接；（5）保证选择的开窗点所在套管的上部段没有破损和变形的状况出现，使原油能够正常流动，避免泄漏。

套管开窗侧钻方案1. 引言套管开窗侧钻是一种在井筒内进行侧向钻探的技术，它通过在套管上打开侧钻窗口，将钻头引导至目标地层。

这种技术在油气勘探中起着重要的作用，能够实现多阶段作业、多层次钻探和水平井的钻探。

本文将介绍套管开窗侧钻的方案，包括钻具选择、操作流程、风险控制等方面。

2. 套管开窗侧钻方案的选择和设计在选择套管开窗侧钻方案时，需要考虑以下因素：•目标地层的压力和温度•钻头的尺寸和类型•储层特性（如潜水、含油含水比例等）根据以上因素进行综合分析，确定最佳的套管开窗侧钻方案。

3. 钻具选择在套管开窗侧钻中，常用的钻具包括：•钻头：常见的有平头、弯头、V形等不同类型的钻头。

选择钻头时需要考虑地层类型、钻速和钻头寿命等因素。

•钻杆：钻杆的选择需要考虑其长度、强度和刚性等特点，确保其能够承受钻井过程中的各种力和载荷。

•钻柱：钻柱是将钻杆连接在一起的工具，它提供了支持和传递扭矩的功能。

以上钻具的选择应根据实际情况进行综合评估和设计。

4. 操作流程套管开窗侧钻的操作流程主要包括以下几个步骤：4.1 准备工作在进行套管开窗侧钻前，需要进行以下准备工作：•检查套管和钻杆的完整性和可用性；•检查钻头的磨损和寿命；•准备好所需的钻具和相关设备。

4.2 套管下打开钻井液在准备工作完成后，将钻井液注入到井筒中，确保压力和流量的稳定。

4.3 安装套管在钻井液稳定后，将套管安装到井筒中，确保套管的位置和稳定性。

4.4 套管开窗根据设计方案，在套管上打开侧钻窗口。

这可以通过使用旋转侧钻工具来实现。

4.5 进行侧钻作业将钻具引导到目标地层进行侧钻作业。

在此过程中，要注意钻具的位置、孔道的直径和倾斜度等因素，并及时调整。

4.6 钻具取出和检查侧钻作业完成后，将钻具逆向拔出，并进行检查和维护。

5. 风险控制在进行套管开窗侧钻时，需要注意以下风险：•套管和钻杆的损坏或卡住；•钻头的旋转失控；•钻具下落或掉落等情况。

为了降低这些风险，需要进行周密的计划和设计，并进行必要的检查和维护。

一．通井工具2．胶筒式刮管器（1）工作原理及使用方法胶筒式刮管器刀片最大外径略大于套管内径，依靠胶筒弹力，下压入井后能使刀片紧贴套管内壁，通过上下活动和转动刮管器，结合循环洗井达到清除套管内壁脏物的目的。

对于一般油泥锈蚀，采用上下活动即可清除，因为360°圆周上均有刀片工作面。

对于较大较硬阻块，则应采用轻压慢转的方法，逐步刮削清除，直至畅通无阻。

3．弹簧式刮管器（1）工作原理及使用方法在弹簧的支撑下，刮管器最大外径略大于套管内径，使刀板紧贴套管内壁。

通过上下活动和转动刮管器，并结合循环洗井达到清除套管内壁脏物的目的。

用弹簧式刮管器技术规范（表8）（2）二．套管锻铣开窗侧钻技术1．套管段铣工具(1) 胜利TDX系列段铣工具技术规范（表9）(2) 三洲公司“D”型段铣器技术规范（表10）2．推荐段铣参数3．推荐钻具组合（表12）4．套管段铣器的工作原理开泵后在钻井液的压力推动下，段铣器的刀片张开，先定点转动转具对套管进行切割。

当套管割断后泵压下降2～3MPa，此时再继续切割20～30分钟对套管段口进行修整，便可式加钻压进行套管磨铣。

需要回收段铣工具时，停泵，活塞在弹簧作用下上行复位，刀臂将自动收回，便可起钻。

2．套管段铣工艺及技术要求(1)井眼准备◆ 段铣套管外部水泥胶结良好，保证下部套管不晃动，上部套管不脱扣。

◆ 尽量避开套管接箍，在接箍以下1.5~2m处开始切割。

避免切割套管扶正器，以保证磨铣速度和单副刀片的段铣进尺。

◆ 要求段铣点下端距水泥塞面最少不能低于10m。

用刮管器带通井规通井至段铣井段完以下5m，保证井眼畅通。

◆ 段铣井段应尽量选在直井段，避免偏磨套管造成段铣困难。

◆ 了解套管结构、钢级、套管壁厚及内径。

(2) 泥浆准备为保证段铣施工顺利、确保铁屑携带出井筒，要求钻井液密度大于1.10g/cm3粘度60～80秒以上。

(3) 工具准备提前对段铣工具进行检查，配好钻具及接头，并丈量尺寸和画出草图。

油田小井眼定向套管开窗侧钻技术【摘要】要提高原油产能，套管开窗的侧钻技术是一项有效的措施，能有效提高原油的产能，同时也能节约钻井投资以及地面建设的投资，降低了开采的成本，也实现了对原井上部套管和地面管网的充分利用，通过对开窗侧钻技术的探讨，明确了开窗所采用的各种技术措施，明确了小井眼双靶点的定向轨迹的控制方式，明确了扩孔技术以及完井技术的使用。

【关键词】油田小井眼定向套管开窗侧钻技术油田经过长期的发展，由于套管损坏的剥削，井底积累了更多的枯枝落叶等杂物，使其无法达到地质目的，造成许多井无法使用常规修井，以实现生产的恢复，以最大限度地利用了开采现场的地面设施，建立完善的注采油井的网络，挖掘出地下的产能，通过二次和三次采油提高原油的采收效率。

通过小井眼定向套管的开窗侧钻技术的使用，达到良好的石油增产的效果。

当前，小井眼定向开窗侧钻技术已经成为提高原油的采收效率，保证油井稳定和高产的重要途径和手段。

1 套管开窗技术1.1 窗口的优选定向套管小井眼钻井悬浮窗口一侧，一般位于窗口的位置约50米以上。

套管窗口的位置应尽量向下移动，同时还应选择地层较为稳定且固井质量较好的井段。

偏转点套管窗口的位置应选择固井质量和地层可钻性更好的，具有更为稳定的性能以及条件。

应尽量避免岩石的破碎地带，同时也应避免容易塌陷、泄露以及地层较大的地层，避免套管接触角度较大以及方向的自然漂移。

还应该确定的偏转点的深度，垂直深度和水平位移井设计的基础上，采取有效的基础上充分利用老井数量，降低了钻井长度，在一定程度上满足石油生产过程当中的实际需求。

套管开窗的长度应满足侧钻，保证测井和套管钻井通过的窗口无阻碍，一般窗口的长度为2-3m。

1.2 选择合适的开窗工具一般可用侧钻导斜的开窗技术，通过使用铣锥进行了窗口的开设。

利用侧钻的导斜打开了窗口，打开窗口具有平坦光滑的窗口的边缘，不容易形成模具的死台肩。

此外，还可以一次性开窗、修窗和扩展窗口开窗。

水平井井眼轨迹控制第一章水平井的分类及特点 (2)第二章水平井设计 (4)第三章水平井井眼轨迹控制基础 (8)第四章水平井井眼轨迹控制要点 (13)第五章水平井井眼轨迹施工步骤 (21)第一章水平井的分类及特点水平井的概念：是最大井斜角保持在90°左右（大于86°），并在目的层中维持一定长度的水平井段的特殊井（通常大于油层厚度的6倍）。

一、水平井分类二、各类水平井工艺特点及优缺点三、水平井的优点和应用1、开发薄油藏油田，提高单井产量。

2、开发低渗透油藏，提高采收率。

3、开发重油稠油油藏，有利于热线均匀推进。

4、开发以垂直裂缝为主的油藏，钻遇垂直裂缝多。

5、开发底水和气顶活跃油藏，减缓水锥、气锥推进速度。

6、利用老井侧钻采出残余油，节约费用。

7、用丛式井扩大控制面积。

8、用水平井注水注气有利于水线气线的均匀推进。

9、可钻穿多层陡峭的产层。

10、有利于更好的了解目的层性质。

11、有利于环境保护。

第二章水平井设计一、设计思路和基本方法：简而言之，就是“先地下后地面，自下而上，综合考虑，反复寻优”的过程。

二、水平井靶区参数设计与定向井不同，水平井的靶区一般是一个包含水平段井眼轨道的长方体或拟柱体。

靶区参数主要包括水平段的井径、方位、长度、水平段井斜角、水平段在油藏中的垂向位置、靶区形状和尺寸。

1、水平段长度设计设计方法：根据油井产量要求，按照所期望的产量比值（即水平井日产量是临近直井日产量的几倍），来求解满足钻井工艺方面的约束条件的最佳水平段长度值。

约束条件主要有钻柱摩阻、扭矩，钻机提升能力，井眼稳定周期，油层污染状况等。

2、水平段井斜角的确定应综合考虑地层倾角、地层走向、油层厚度以及具体的勘探开发要求。

βα±︒=90H ，β为地层真倾角当地层倾角较大而水平段斜穿油层时，则应考虑地层视倾角的影响，[])cos(90HH d tg arctg Φ-Φ-︒=βα， d Φ为地层下倾方位角，H Φ为水平段设计方位角 3、水平段垂向位置确定油藏性质决定了水平段的设计位置。

文25-平侧1开窗侧钻水平井钻井技术摘要：文25-平侧1井是中原油田文留采油厂部署在东濮凹陷中央隆起带文留构造文25东块的一口Ф139.7mm套管开窗侧钻水平井，完钻井深2601m，裸眼段长899m，水平位移690.83m，水平段长387.53m，最大井斜89.2°，施工中从随钻仪器、井下工具优选，井眼轨迹优化，钻井液体系优选及性能维护，复杂预防技术等方面入手，强化技术措施落实，加强施工过程控制，最终顺利完成该井的施工任务，为今后开窗侧钻水平井施工具有一定的借鉴作用。

关键词：开窗；侧钻水平井；轨迹优化1 概述本文根据井身结构，在施工过程中从随钻仪器、井下工具优选，井眼轨迹优化，钻井液体系优选及性能维护，复杂预防技术等方面入手，强化技术措施落实，加强施工过程控制，最终顺利的完成了该井的施工任务，为今后开窗侧钻水平井的施工具有一定的借鉴作用。

2 施工难点分析（1）油层厚度只有1m，设计靶窗上、下浮动范围0.5m，储层有一定的倾角，实钻过程中倾角变化不可预知，水平段岩屑床难以清理干净摩阻大，水平段调整轨迹追踪找层，定向托压。

（2）文25块地层软地质循环、测斜、测伽玛数据时间长，易造成井径不规则下井壁形成台阶，下钻遇阻划眼易划出新井眼。

（3）文25块产层亏空易井漏，油层中间还存在薄泥岩夹层，水平段岩屑床难以清理干净，泥岩井壁失稳易造成长井段划眼、环空憋堵遇卡等复杂。

（4）井眼曲率大，环空间隙小（φ118mm井眼，套管串要带2只Φ114mm管外封隔器，间距10m），水平段岩屑床难以清理干净，水平段轨迹调整摩阻大，套管安全下入难度大。

（5）套管附件硬度大，钻具小、软，钻附件钻时慢，易出现钻具疲劳断落、环空间隙小，易出现套管内硬卡。

3 井眼轨迹控制3.1 随钻仪器水平井要求MWD+伽玛仪器跟踪油层，φ118mm井眼目前经纬公司只有海蓝仪器可以配合伽玛仪器使用，因经纬定向方组织的海蓝MWD仪器定向接头外径115mm，外径太大不能满足井下安全施工要求，将海蓝MWD仪器更换为士奇MWD仪器先入井使用，钻进至井深2215m起钻更换海蓝MWD+伽玛仪器，造成入窗前标志层上、下无伽玛数据参考，多次补测伽玛数据。

井眼轨迹控制技术 (1)三、海洋定向井直井防斜技术 (12)四、海洋定向井预斜技术 (14)上图为某平台表层预斜轨迹与内排井直井段轨迹对比图 (15)五、造斜段、稳斜段、降斜段轨迹控制 (15)井眼轨迹控制技术井眼轨迹控制指：按照设计要求（地质设计、钻井工程设计、定向井设计等），利用定向井工艺、技术，完成定向井、水平井、水平分枝井等轨迹控制的过程。

井眼轨迹控制技术按照定向井的工艺过程，可分为直井段、预斜段、造斜段、增斜段、稳斜段、降斜段和扭方位井段等控制技术。

目前海洋定向井轨迹控制使用的是导向钻具，而在陆地油田有的还是用常规钻具组合（增斜、降斜、稳斜、降斜）实现井眼轨迹的控制。

定向井井眼轨迹控制考虑的因素及工作内容包括：1.造斜点的选择(1).选择地层均一，可钻性好的地层(2).KOP在前一层套管鞋以下50米，套以免损坏套管鞋(3).初始造斜的准确性非常重要(4).大于25度的定向井方位易控制2.造斜率选择(1).大斜度大位移定向井：2～3度/30米(2).一般丛式井3 ～5度/30米(3).造斜率要均匀3.降斜率(1).对于“S”井眼，通常降斜率1～2度/30米(2).如降斜后仍然要钻长的井段，降斜率还要小，以免键槽卡钻4.预测井眼轨迹要考虑的方面(1).底部钻具组合的受力分析(2).地层的因素：岩性、均匀性、走向、倾向、倾角(3).钻头结构、形状(4).侧向切削模型和轴向切削模型，确定侧向力5.钻具组合影响轨迹：底部钻具组合表现不同的效果，是由于不同的钻具有各自的力学特性，产生钻头侧向力的方向和大小不同。

(1).1#STB和2#STB的距离(2).（刚度）钻铤内外径、材料(3).扶正器尺寸(4).钻头类型和冠部形状6.井眼方向控制内容：(1).井斜角的控制：增斜、降斜、稳斜；(2).井斜方位角控制：增方位、降方位、稳方位；7.定向井轨迹控制的主要做法1)第一阶段：打好垂直井段(1).垂直井段打不好，将给造斜带来很大的困难。

天然气套管开窗侧钻水平井工艺技术分析天然气套管开窗侧钻水平井是一种应用于油气勘探开发的技术，它在传统的垂直钻井基础上，通过在套管上开窗，利用侧钻技术在垂直井段中钻探水平井段，从而增加了井眼的长度，提高了底孔的产能。

下面将从工艺和技术两个方面进行详细的分析。

工艺分析：1.地质分析：进行地质勘探，分析岩性、井段结构和脆性等地质特征，确定水平井段的位置和长度，确定套管的直径和强度。

2.钻井方案设计：制定合理的钻井方案，包括套管设置、开窗位置和窗口间隔等参数。

根据水平井段的长度和需要达到的目标井深，设计合适的套管和钻头组合，保证钻井的安全和高效。

3.套管设置：根据地质分析结果，确定套管的直径和强度，并按照设计方案在合适的井深设置套管，确保井筒的稳定和井口的安全。

4.开窗操作：在套管上进行开窗操作，可选择机械钻探或爆破方式。

机械钻探使用特殊的钻具，在套管上钻出窗口；爆破方式则通过爆炸装置在套管上引爆，从而在套管上形成窗口。

开窗操作需要特别注意安全，避免对套管造成损伤。

5.侧钻水平井段：利用侧钻技术在垂直井段中侧钻水平井段。

侧钻时需要选择合适的钻头和钻具，提高钻井进展速度。

6.井壁壁厚监测：在侧钻水平井段钻探过程中，需要不断监测井壁的壁厚情况，确保井壁的完整性和稳定性。

可以通过井壁测厚仪或者其他测量装置进行监测。

7.断层及封障处理：如果遇到断层或者其他地质构造，需要采取相应的处理措施，确保井段的完整性和稳定性，并避免对井筒造成损害。

8.注水和压裂：根据需要，可以在侧钻水平井段进行注水和压裂处理，以提高油气的开采率。

技术分析：1.套管设计和材料选择：根据井段的地质特征和工程要求，设计合适的套管尺寸，选择合适的材料，以满足井深和井筒稳定的要求。

2.开窗技术：通过机械钻探或者爆破方式在套管上形成窗口。

机械钻探可以选择合适的钻头和钻具，进行精确的窗口开孔操作；爆破方式则需要合理控制爆炸装置，确保安全和窗口的质量。

3.侧钻技术：侧钻是通过改变钻头或者钻具的方向，在井眼中钻探水平井段。

火烧山区块H1092井244.5mm大尺寸套管开窗侧钻技术发布时间：2021-02-19T05:57:01.853Z 来源：《科技新时代》2020年11期作者：李峰[导读] 为挖潜增效、提高采收率,火烧山油田部署了H1092井。

H1092井是一口在Φ244.5mmm套管内实施开窗侧钻的侧钻水平井。

由于年代久远，处于山前，可参考对比的资料匮乏，加之井口腐蚀，表套断脱等问题，致使该井整体施工难度及风险加大。

通过采用多种钻井及其相关重要技术，最终完成了直井段、造斜段、水平段的施工。

H1092井的成功实施，对今后该区块的大尺寸套管开窗侧钻井的实施具有一定的借鉴作用。

李峰西部钻探工程有限公司井下作业公司新疆克拉玛依市 834000摘要：为挖潜增效、提高采收率,火烧山油田部署了H1092井。

H1092井是一口在Φ244.5mmm套管内实施开窗侧钻的侧钻水平井。

由于年代久远，处于山前，可参考对比的资料匮乏，加之井口腐蚀，表套断脱等问题，致使该井整体施工难度及风险加大。

通过采用多种钻井及其相关重要技术，最终完成了直井段、造斜段、水平段的施工。

H1092井的成功实施，对今后该区块的大尺寸套管开窗侧钻井的实施具有一定的借鉴作用。

关键词：割套管；开窗；定向侧钻；钻具组合；轨迹控制1 H1092井基本情况目前 H1092井在H3层因无地层能量补充，继续生产潜力较小。

因此,为进一步挖潜纵向上H2层剩余油，决定在其φ244.5mm技术套管内实施开窗侧钻水平井，通过水平段的横向延伸，钻穿H2油层，下固Φ139.7mm套管，利用压裂有效改造油藏，最终达到提高开发效果和经济效益的目的。

2 H1092井设计数据选用直-增-稳-增-稳（水平）五段制井身剖面，设计轨迹数据见表1.表1 H1092井侧钻水平井钻进轨迹设计数据3 本井施工主要技术难点（1）该井属于老井开窗侧钻水平井，原井眼轨迹不规则，开窗后试钻及复合钻进时，存在碰打套管事故。