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侧钻井提速提效的几种方法发布时间：2022-04-27T13:31:45.811Z 来源：《中国科技信息》2022年33卷第1期作者：孙献兵[导读] 侧钻井是老油田挖潜剩余油孙献兵江汉油田分公司清河采油厂山东省潍坊市寿光市 262714摘要：侧钻井是老油田挖潜剩余油，提高采收率的重要手段，相比钻新井，具有成本低、周期短、见效快等优点。
但在实际侧钻过程中还存在施工周期长等问题。
本文通过对近几年套管开窗侧钻施工周期和应用情况进行分析，查找影响侧钻井施工周期的主要因素，从优化侧钻井设计、加强钻井监督指导以及引入竞争机制等方面，提出侧钻井提速提效的有效方法，经过2021年实施验证，取得了较好的效果。
关键词：开窗侧钻；施工周期；优化；提速；提效一、概况侧钻井技术是指按照油藏工程、地质及开发的需要，采用特殊工具和工艺，对原废弃井套管进行开窗，并按照设计轨迹侧钻出一定距离，实现重新开采地下油气，挖潜剩余油，提高采收率的技术。
该技术可以充分利用老井套管和井场，相比钻新井，具有钻井成本低、见效快等优点。
老井开窗侧钻工作，主要是对Φ177.8mm和Φ139.7mm套管进行开窗侧钻，平均单井侧钻费用不到不到正常钻新井费用的一半。
虽然相比钻新井，侧钻井具有明显的成本优势，但却因为存在侧钻井周期长、部分轨迹复杂井多井下复杂情况、侧钻前准备时间长等问题，侧钻井技术却没有得到大规模的推广应用。
本文对以往侧钻井资料进行分析，总结影响钻井周期、侧钻前准备时间以及井下复杂情况的因素，结合地层物性，通过优化钻具组合、优化钻井运行等方法，解决上述问题。
二、存在问题及原因分析分析发现，侧钻井主要存在施工周期长，缺乏竞争机制等问题，导致钻井周期和搬迁前停等时间过长。
1、钻井周期长主要是侧钻过程中出现下钻遇阻，井壁垮塌等复杂情况，导致钻井周期较长，甚至超过同期新井钻井周期的2倍。
主要原因如下：1.1 环空间隙小特别是对Φ139.7mm套管开窗，采用Φ118mm单牙轮钻头+Φ105mm钻铤+Φ73mm标准钻杆钻进，理论上钻进中最小环空间隙只有6.5mm，钻进过程中大颗粒的钻屑在该处不能顺过通过，蹩压引起井壁垮塌、下钻遇阻等复杂情况。
注水泥塞技术刘东清1.注水泥塞概念注水泥塞工艺是将一定量的水泥浆替到套管或井眼的某一部位，使其形成满足工程需要的新的人工井底或满足工艺要求的临时封闭某井段的工艺技术。
钻井、完井施工及井下作业、修井中都会遇到注水泥塞工艺技术。
2.注水泥塞用途钻井完井过程中注水泥塞一般是在井下存在复杂情况需要封堵处理、套管开窗侧钻、弃井或底部井段没有油气层需要进行封填等情况下使用。
井下作业中注水泥塞的用途主要有以下几种：（1）封闭已试油层上返新层试油，或进行分层作业时的封堵非目的层；（2）封闭底部水层；（3）找堵漏、找封窜、上部套管试压等隔开封闭某一层段；（4）堵塞报废井及回填枯竭层位；（5）出于安全目的的封闭层位（如封闭高压层、有毒有害流体层）等。
在修井作业中，为了进行回采油层，找窜封窜，找漏堵漏，上部套管试压等往往注水泥塞。
3.注水泥塞难点在井内密度较小的大量液体上面打密度大的用浆量较小的水泥塞是一个比较麻烦的问题，特别是远离井底的悬空水泥塞或有强度要求的侧钻水泥塞。
水泥塞过短，容易因计量误差造成水泥塞“打飞”；水泥塞过长，容易造成“插旗杆”“灌香肠”等事故。
水泥塞过浅，水泥强度发展慢；水泥塞过深或大直径水泥塞，容易造成钻井液对水泥浆的污染和掺混，影响施工安全和水泥塞质量。
有机构统计，水泥塞施工的一次成功率仅为25%，也就是说，要成功取得一个合格的水泥塞，平均需要进行3次注水泥塞尝试。
塔河油田对2004-2005年实施的81井次各类打水泥塞施工进行统计分析，由于井深、替浆量较难把握等因素的影响，一次成功率（塞面误差控制在±10m）仅为23.25％，其中打塞后塞面上移大于30m的14井次，最高上移487m；塞面下移超过30m的13井次，第一次打塞后无塞面的4井次。
4.一般注水泥塞做法针对常规打水泥塞施工存在一次成功率低的问题,各研究机构和施工单位都在不断地思考和开发新的工艺技术或井下工具，以适应不同现场情况的需要。
侧钻工艺技术侧钻工艺技术是一种用于石油和天然气勘探和开发的方法。
它允许在石油或天然气井的侧面进行钻探，以便获得更大的井产量。
与传统的直钻方法相比，侧钻技术具有更多的优势和挑战。
首先，侧钻工艺技术可以在已经钻成的井眼旁边进行钻探，同时钻具还可以保持原始垂直井身的运转，避免了重新钻探全新井口的时间和成本。
这种技术可以最大限度地利用井眼的储层面积，以提高勘探和开发过程中的油气产量。
其次，侧钻工艺技术在勘探和开发阶段提供了更多的多方向操作性和控制性。
侧钻井眼可以通过控制钻具的角度和方向进行导向钻探，以在地层中锁定目标储层和产层。
这种导向钻探的准确性可以大大提高油气采集率，并最大化资源开发的经济效益。
此外，侧钻技术还可以克服地质障碍和限制，如盐床、断层和裂缝等。
通过选择适当的钻井工艺和技术，侧钻工程可以绕过这些障碍物，避开地下水和地质结构，从而更好地探明和采集油气资源。
然而，侧钻工艺技术也面临一些挑战。
其中之一是技术复杂性。
侧钻井眼的设计和操作需要精确的工程计算和复杂的控制系统。
此外，由于侧钻井眼的弯曲和封堵，需要特殊的钻井工具和设备，以确保钻井过程的顺利进行。
这些技术和设备成本较高，需要专业人员的操作和维护。
另一个挑战是环境和安全问题。
侧钻工艺技术需要在地下开展作业，其中涉及高温、高压和有毒气体等危险环境。
为了保证操作人员的安全和环境的可持续性，必须制定严格的操作规程和风险管理措施。
综上所述，侧钻工艺技术是一项重要的石油和天然气勘探和开发技术。
它能够有效地提高油气产量，克服地质障碍并提供多方向操控性。
然而，它也面临技术复杂性和环境安全等挑战。
随着技术的不断进步和经验的积累，侧钻工艺技术将继续发展，并为石油和天然气行业的可持续发展做出贡献。
侧钻工艺技术的发展和应用已经在石油和天然气勘探领域产生了显著影响。
通过侧钻技术，我们能够更好地理解地下储层，准确地导向钻探到目标层并最大化资源的开发。
侧钻井眼的设计和钻探是侧钻工艺技术的核心。
侧钻工艺技术一、井眼准备井眼准备工作包括提出或打捞出老井眼中的采油管柱，修复窗口以上套管通井、试压。
挤封漏失或射孔井段，为开窗、裸眼钻井、下尾管等侧钻工艺提供一个良好的工作基础。
（一）挤封油层或漏失井段挤封油层的目的是防止层间互窜，影响裸眼钻进和采油工艺的实施。
挤封前要冲砂洗井彻底，把所有待挤封层段都冲露出来。
挤封时应将管柱下到预挤封井段以下，采用循环挤注方法，以避免因吸收性差异而影响挤封质量的因素。
封堵剂的用量取决于预堵层位的渗透率，挤封厚度及挤封半径、压力等因素，一般情况挤封半径按0．5m 计算。
（二）上部套管试压上部套管试压的目的是了解套管完好情况，为确定开窗位置和完井尾管长度提供依据，也为下尾管固井施工、试压及采油工作提供基础。
试压标准根据油藏特征、采油工艺要求及侧钻施工特点而确定，一般油井试压10MPa，经30min 压降不超过0．5MPa 为合格。
（三）通井通井的目的是了解套管损坏情况，为确定开窗位置及裸眼钻进、完井管柱、采油管柱等入井工具提供确定的依据。
为了保证通井的目的，通井规直径应比入井最大尺寸工具直径大4～6mm ，长度不小于最大直径入井工具的长度或使用双级通井规，通井遇阻井段要用修套工艺修套至畅通。
二、开窗技术（一）斜向器开窗技术斜向器类型可分为液压卡瓦式和固定锚式，其原理都是用管柱及送斜器把斜向器下送到预定位置，通过陀螺仪确定斜向器方位，再用液压坐封或用水泥固定斜向器，剪断销钉后提出送斜器。
斜向器坐封固定位置应准确，与设计位置允差为±0．3m ，斜向器顶部要紧贴套管壁而且固定要牢靠，防止在开窗及侧钻过程中发生位移或转动。
斜向器固定牢靠后，用复式铣锥（或铣鞋）开始磨铣窗口。
（1）开窗第一阶段：从铣锥磨铣斜向器顶部到铣锥底圆与套管内壁接触，此段开始要轻压慢转，然后中速磨铣，钻压为2～5kN，转速60～80r／min。
（2）开窗第二阶段：从铣锥底圆接触套管内壁到底圆刚出套管外壁。
裸眼悬空侧钻和干通技术在 ND41P1井的应用摘要：针对宁东区块导眼回填造成的时间浪费，以及水平井携砂困难导致后期作业困难问题，采用了悬空侧钻技术及干通技术，缩短了建井周期，节约了成本同时保证了后续完井作业安全高效的完成，为宁东区块水平井的钻井技术提供了技术支持。
关键词：悬空侧钻；干通；水平井ND41P1井位于鄂尔多斯盆地天环向斜中段麻黄山西圈弯子凸起带黑山墩西构造。
设计井深：3438.32米，方位304.81°，造斜点2367米，完钻层位三叠系2层。
完钻方式：下预制管柱。
实际钻进至井深3373.52米，回撤至延长组长813150米悬空侧钻至3251.41米，井身轨迹如图1所示。
图1 ND41P1井身结构示意图1.裸眼悬空侧钻技术本井钻进至3373.52米时，根据捞砂情况，返出岩屑大部分为泥岩，根据项目部通知垂深由2665米调整至2662米，A点返至3200米，所以必须侧钻。
裸眼侧钻工艺有两种：一是填井打塞侧钻，这种方法既浪费时间又浪费成本；二是悬空侧钻，这种方法可能存在风险，包括新井眼和老井眼之间形成的夹壁墙的问题，最重要的是，本井后期要进行的电测、下压裂管柱作业，是否能够安全下到位置。
为了保证节约成本和时间，最后采取悬空侧钻的方法。
1、侧钻点的选择（1）从工程施工方面确定侧钻点：通过对上部井眼轨迹分析和对井眼轨迹设计的修改认为侧钻点选择3150米，一方面是由于这个井段由增斜段变为降斜段，能形成一个天然的台阶便于侧钻。
另一方面老井眼段较短便于填埋形成较为稳定的井眼，有利于后续下钻和下套管的顺利进行。
（2）从地质方面确定侧钻点。
3150米对应的垂深2665米是延长组长8段。
地层比较稳定不易坍塌，便于侧钻，有利于老井眼的稳定。
2、施工过程在侧钻施工前，先进行通井作业，保持井眼的顺畅和清洁。
选用侧钻能力强的PDC钻头，去掉水眼，保证足够的排量；同时采用1.5度动力钻具，增加钻头侧向力。
钻具组合为：152.4PDC+120动力钻具（1.5度）+148扶正器+88.9无磁承压+25柱普通钻杆+10柱加重钻杆+普通钻杆。
套管开窗侧钻技术及应用从20世纪90年代初期,我国各油田开始研究、应用侧钻井技术,采用侧钻井技术能够减少调整井施工,节省征地、道路建设、采油及地面工程等费用,具有广阔的应用前景;侧钻井技术主要应用在以下几种井况：井下技术状况差套管变形或损坏、井下落物；采油井不出油或低产井；老井油层互窜或油层高含水；调整井网挖掘剩余油,增加可采储量；老井加深,开发或勘探深层系油藏;一、油田开发的现实需求——套管开窗侧钻技术国内各老区油田经过较长时间的开发生产,由于套管变形或损坏、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,造成原油及天然气产量逐年下降,严重威胁到油田的正常生产;为了降低钻井综合成本,特别是有效的利用现有井眼,发挥老井潜力,国内油田加强了小井眼开窗侧钻技术的研究与应用;经过几年来的不断发展,这一技术已日趋成熟和完善;开窗侧钻技术就是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的新技术新工艺,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;因而开窗侧钻二次开发老井的油气资源,在今后数年仍具有广阔的应用前景;二、侧钻井设计、施工的相关原则由于各油田油藏埋深、储层物性、地质特点、套管程序有着诸多不同,如何有效利用套管开窗侧钻技术,提高油藏开发效果,需要做大量的研究工作,这主要包括钻井设备优选配套,井眼轨迹设计、监测和控制,钻井液、完井液选型及现场处理维护,完井固井施工及测井射孔等,以形成一套适合各油田的侧钻井技术;1、窗口位置的优化设计侧钻位置的选择与原井套管完好情况、地层岩性、油水层纵向分布状况、工具造斜能力、开窗方式、地质设计有关;侧钻位置的优选应以尽量利用较长的老井眼、缩短钻井周期、节约钻井成本、保证钻井施工安全、延长油井有效寿命、提高油井产量为总原则;具体可以归纳为以下几点：1侧钻位置要尽可能深；侧钻位置以上套管完好,无变形、破裂和漏失,窗口应选择在固井质量好、井斜小的井段,并避开套管接箍2—3m;2若采用锻铣方式开窗,侧钻位置及以下至少20m之内地层稳定、可钻性要好,以便于造台肩和钻出新井眼,并且不易回到老井眼;3侧钻位置应尽量选择在砂岩或非膨胀泥岩地层,最好能避开膨胀页岩和岩盐井段、避开老井的水淹区；侧钻位置应尽可能避开射孔井段,保证开窗和钻进施工安全;4对于出砂严重、窜漏和射孔后套管破裂而需要开窗侧钻的油井,在开窗窗口的位置选定时,要综合考虑侧钻效果;一般开窗位置选在距射孔井段30m以上;5对比井史与测井资料,窗口位置应满足方位、水平位移、造斜点、井眼曲率等综合参数的要求;2、钻井设备配套套管开窗侧钻的钻井设备配套有两种：一是修井机配套,另一种是钻机配套;选用修井机配套进行套管开窗侧钻,具有转速易控制、钻井消耗低等优点,但也存在动力连接单一、处理复杂事故能力低等缺点；而使用钻机配套具有动力强劲、处理复杂事故能力强的特点,但同时钻井消耗高,设备搬按都十分不方便;一般情况下,套管开窗侧钻小井眼采用修井机配套,大井眼采用钻机配套;3、工程优化设计套管开窗技术有两种：一种是采用锻铣器的锻铣开窗技术,另一种是采用铣锥的磨铣开窗技术;磨铣开窗相对于锻铣开窗具有周期短,对钻井液性能和水泥环质量要求低,且事故少等优点,因此目前主要采用磨铣开窗的方式;井眼轨迹优化设计,根据原井眼轨迹,靶点坐标、完钻垂深、最大水平位移、靶前距、入窗要求、水平段钻进的要求,原井允许的窗口位置和定向造斜工具的造斜能力等 ,合理选择造斜点、剖面类型和井眼曲率,并利用计算机软件优化设计出能满足钻井、完井、测井、井下作业和采油需要的井眼轨迹;实践证明：侧钻定向井采用“增一稳”剖面,有利于钻压和扭矩的传递及井眼轨迹控制;侧钻水平井采用“增一稳一增一稳水平”剖面,这种剖面在施工中井眼轨迹控制有充分的调整井段,可以适时弥补工具实际造斜率的误差;在确定造斜率时,第二个造斜率取得比第一个造斜率低,这样在后期油藏位置发生变化时有利于调整;三、钻井施工1、井眼的准备1使用陀螺测量仪进行原井轨迹复查;2下钻通径,检查套管有无变形和破损,注水泥封住原井欲开窗口的以下井眼,并按要求进行试压15Mpa稳压10min;3根据原井眼的陀螺数据和新井眼的设计方位确定斜向器的方向,并用钻柱送入预定位置,用陀螺仪测量、确定斜向器的方向;2、开窗作业磨铣开窗作业采用的铣锥,主要由镶有硬质合金的铣锥体、排水槽、水眼、接头等部分组成;磨铣过程可分为四段：一段起引导作用、二段是磨铣套管的主要段、三段起稳定铣锥扩大窗口作用、四段起修整窗口作用;铣锥下到预定位置后,钻具在转盘驱动下带动铣锥旋转,在斜向器的作用下,铣锥沿着斜向器斜面方向对套管进行定点磨铣,将斜面所对应的套管部分磨铣掉,形成窗口;现场施工时,一般采用复式铣锥开窗,先开泵循环洗井,开始要轻压慢转,然后中压中速磨铣,待铣锥磨铣出一个均匀接触面后,使铣锥沿套管内壁均匀磨铣,至铣出套管后,轻压高速定点快速铣进,长度等于一个铣锥的长度;完成开窗后,如果发现窗口有挂卡现象,可高速轻压修窗,直至无挂阻现象起钻;整个过程中钻井液上返速度均应大于s,否则磨铣套管过程中铁屑不易携带出来∮的油层套管;完成开窗后,一般要起钻换钻头通井检查窗口质量,并沿窗口钻出20—30米新井眼试钻,一切正常方可起钻进行定向施工;3、井眼轨迹监控井眼轨迹监控采用的主要仪器有：有线随钻测量系统、无线随钻测量系统MWD、EMS电子测量系统、陀螺测量系统;井眼轨迹控制因井段不同而采取不同的钻具、钻进方式等,各井段的钻井参数为：钻压10一50KN,泵压10—16Mpa,排量8一10L／s;(1)造斜、增斜段井眼轨迹控制钻具组合：钻头十单弯动力钻具十定向接头十无磁钻铤十钻杆;钻进方式：滑动钻进;监测方式：为了避免磁干扰,一般采用陀螺测量系统进行定向施工,条件不具备时,也可以采用有线随钻测量系统或MWD进行定向作业和稳斜段的监测;(2)稳斜段井眼轨迹控制钻具组合：钻头十无磁钻铤十加重钻杆+钻杆;钻进方式：转盘旋转钻进;采用上述组合,稳斜段钻进时往往达不到稳斜的效果,若裸眼段长需要多次调整井斜、方位;辽河油田钻井一公司设计、加工的近钻头扶正器稳斜效果很好;国内其他油田如胜利、江苏、中原则多采用上述组合表1、江苏油田套管开窗侧钻井主要技术指标四、钻井液及完井液1、钻井液与完井液的特点由于小井眼钻井环空间隙小,钻井液在环空呈紊流状态,环空阻力大,环空压耗增加,使泵压升高,排量受到限制,因此对钻井液性能要求比较高,一般要求钻井液要具有如下性能：能够在较低的排量下清洗井底,悬浮和携带岩屑；具有较低的滤失量；良好的造壁性、较强的防塌能力；具有良好的润滑性能,较低的摩擦系数,并能防止井漏,很好地保护油气层;因此优化环空流型,调整流变参数,搞好现场维护处理是钻井液与完井液技术的关键,也是开窗侧钻井施工成败的关键;2、主要的应用体系目前,国内油田套管开窗侧钻井主要应用了三种钻井液体系：一是正电胶钻井液体系,在开窗井段采用正电胶聚合物体系提高钻井液动切比和携岩性能,进入储层后采用正电胶乳化原油聚磺体系提高钻井液润滑性能；二是低密度油基钻井液体系,主要应用于小井眼套管开窗侧钻大斜度井欠平衡钻井中；三是最新推出的小井眼聚合醇钻井液体系,在小井眼侧钻水平井中应用,以进一步提高了钻井液的润滑性能;在油层保护方面,坚持使用较为成熟的屏蔽暂堵技术,根据侧钻井的特点,优选暂堵剂类型;五、完井技术套管开窗侧钻井完井方式主要有两种：侧钻定向井采用尾管悬挂完井；侧钻水平井采用尾管悬挂筛管顶部固井完井;1、完井技术发展现状目前常规尾管固井技术已经比较成熟,使尾管固井作业向着安全、技术易掌握、施工方便、可靠性强、固井质量好、成本更加低廉的方向发展;随着开窗侧钻技术的发展,侧钻井也大多采用尾管或尾管内管并注水泥浆完井,但是由于该技术发展时间短、侧钻尾管固井技术的特殊性,还存在许多技术难题,造成开窗侧钻尾管固井质量不高;2、主要技术难题1小井眼开窗侧钻尾管固井工具不配套;2尾管悬挂器在上层套管内座挂难度大;由于上层套管内壁磨损腐蚀严重,都有不同程度的直径变化、挤扁、椭园、或腐蚀有孔洞,给尾挂悬挂器座挂成功带来困难;3下尾管施工和固井注水泥作业困难；环空间隙小,循环阻力大,如果水泥浆量多,环空水泥浆液柱高,易因井漏造成水泥低返;4 环空间隙小,不利于套管扶正器的使用;5 不碰压尾管固井,井下留水泥塞;在小套管内钻水泥塞不仅费时费力,而且还容易出现难以处理的复杂情况,甚至还要破坏原本就很薄弱的水泥环,影响固井质量;6尾管重量轻,地面判断井下困难,尾管串不宜“丢手”;内管柱双向阻流尾管固井技术和碰压式尾管固井技术,实现了在侧钻井固井时尾管内不留水泥塞,提高了侧钻井完井技术水平;3、尾管固井技术的改进1、碰压式尾管完井技术该工艺主要特点有：在下套管过程中,允许中途循环钻井液,采取胶塞碰压座封及脱挂,不使用转盘倒扣,适合深井及大斜度井的完井施工;悬挂器采用储能弹簧,坐封位置可任意选定;2倒扣工艺技术倒扣工艺过程采用先例扣后注水泥的方式,防止注水泥完成后悬挂器脱不开的严重后果;3循环冲洗工艺技术实现全通径不钻水泥塞尾管固井,解决了尾管固井后悬挂器喇叭口留水泥塞的问题;该工艺技术的实施以可靠的碰压作为前提条件,在碰压完成后,对管内实施憋压并高于悬挂位置循环压力3一5Mpa,缓慢上提送入管柱,当上提到管内压力下降时停止上提并立即开泵循环冲洗,此时悬挂器密封装置刚刚脱离,对回接筒以上混浆和水泥浆进行循环冲洗两周以上,从而实现了悬挂器喇叭口的全通径要求;4使用非离子表面活性剂进行清洗,消除在井壁和管壁上形成的油膜,形成水湿性,保证了水泥的胶结质量；5配备应急接头由于尾管较短等原因,施工中有时难以判断尾管是否脱开,而反复拔插中心管易导致中心管堵塞器损坏,不能保证密封;这时可将中心管起出,用应急接头替换堵塞器重新下入,确保施工成功;6中心管冲洗式尾管固井工艺技术中心管冲洗式固井工艺技术的特点是：1采用内管循环冲洗法清除多余水泥浆,避免了风险；2能够达到不留水泥塞的目的；3固井施工不用精确计量替量,降低了固井施工的难度；4降低了固井施工的替浆压力,保证了施工的安全;江苏油田马侧22井、马侧13—1井及扬侧12—2井实施了尾管冲洗式尾管固井工艺技术, 马侧22井是该固井工艺技术在江苏油田应用的第l口井,井深1706m,最大井斜46°,套管下深1698m,水泥浆返高1066m;∮88．9mm管串结构为：引鞋＋套管×1根＋浮箍＋短套十浮箍＋套管×l根＋球座短节十套管＋定位短节十套管串＋∮139．7mm×∮88．9mm中心管冲洗式全通径液压式尾管悬挂器＋∮73mm钻杆;整个固井施工过程顺利,达到了预期的设计要求,实现了全通径不留水泥塞的固井目的;六、套管开窗侧钻技术未来展望侧钻井技术的发展初期,仅限于套管损坏和井下落物等停产井的恢复工作,侧钻位移只有几米；随着技术的发展,大井斜、大位移侧钻技术在现场得到应用,侧钻工具、仪器也得到研制、开发和应用；现在,大部分油田配套和完善了侧钻井技术,实现了利用侧钻井技术整体开发低产、难动用的区块油田;侧钻井技术已由单纯的使关停井复产,发展为挖掘剩余油潜力的重要手段;目前,我局已将这一技术列为今后重点攻关课题,我们相信,随着我们的科研攻关的成功,随着国际、国内的技术交流的进一步的加强,随着中短半径侧钻水平井等技术应用和实践,多底井分支井技术、短半径、超短半径径向水平井技术的不断成熟和发展,套管开窗侧钻技术一定会有良好的应用前景;致谢：在本文的编写的过程中,江汉石油学院程教授、华北石油学校李老师多次给笔者辅导指正;在此深表感谢;同时,笔者也得到函授班同学、单位同事的大力帮助,这里一并表示谢意主要参考数目：1、钻井工艺原理编着：刘希圣石油工业出版社2、钻井手册甲方石油工业出版社3、石油钻采 20002年第2期。
美国普鲁德霍湾油田套管井侧钻技术典型的侧钻井包括5个步骤：回堵井眼、侧钻、钻进、测井、下尾管完井。
图1说明了侧钻井的钻进过程。
图1prudhoe Bay油田侧钻井图2prudhoe Bay油田常见的井身结构1侧钻基本情况1.1prudhoe Bay油田常见的油井结构1.1.1prudhoe Bay油田目前有1400口井位于阿拉斯加的北斜坡，被侧钻井大多数井身结构为133/8in的表层套管、95/8in的技术套管或油层套管、7in油层尾管和41/2in或5in的油管。
1.1.2常见的作法是在7in尾管上方下入95/8in永久式封隔器，在7in尾管内下入7in的附加隔离封隔器。
图2给出了prudhoe Bay油田常见的井身结构。
1.2prudhoe Bay油田油井侧钻理由1.2.1进行侧钻的目的是替换机械损坏油井或实现油井加密。
1.2.2prudhoe Bay油田最常见机械损坏问题是堵水、封气和腐蚀。
1.2.3用侧钻替代修井挤水泥作业，使用最新的挤水泥技术把新型防腐不锈钢尾管下入到井内。
1.2.4由于地震监测和油藏监测技术的完善，使侧钻井眼定位达到最佳。
2侧钻设计2.1造斜点的选择2.1.1靶位的可及性和人工举升设备位置是考虑确定造斜点的两个重要参数。
2.1.1.1确定造斜点深度的基本原则之一是造斜点要尽可能的深，这样可使人工举升设备（气举阀工作筒）下入深度也尽可能的深；2.1.1.2另一条基本原则是在设计的造斜点下方留有大约200ft的井底口袋，用来沉积岩屑和打水泥塞。
2.1.2造斜点处新井眼造斜率的设计曲率主要是由迅速离开原井眼的要求决定的。
为了精确考虑到实际情况，造斜点处由原来的3°/100ft～4°/100ft标准造斜率增加到6°/100ft。
2.2开窗铣刀与斜向器2.2.1prudhoe Bay油田侧钻计划使用铣刀和造斜水泥塞与斜向器侧钻井眼。
2.2.2在近来设计变化以前，斜向器产生有限的定向倾向。
动力钻具侧钻要点1劳保穿戴整齐2水泥塞候疑时间48小时，保证水泥胶结强度3常规钻具扫塞到侧钻点，测试水泥胶结强度，开泵承静压不小于100千牛，并且处理好钻井液4组合下入侧钻钻具组合，对动力钻具试动转，量好角差。
常用的组合有二种：A 弯接头+直螺杆优点：（1）适用于裸眼井眼各种情况侧钻(2)成功率高缺点：不能复合钻进、调整造斜率，控制井段受限。
B 单弯螺杆常用1.25-1.5度优点：（1）侧钻成功后可以复合+滑动钻进，少一趟起下钻缺点：（1）不适用侧钻点深、硬地层等侧钻（2）相对于弯接头+直螺杆来比较不易侧钻出去5 侧钻钻头的选择A三牙轮钻头优点：（1）适用于裸眼井眼各种情况侧钻(2) 成功率高缺点：（1）寿命短(2)易发生掉牙轮故障B PDC钻头优点：（1）PDC钻头+单弯螺杆侧钻成功后可以复合+滑动钻进，减少起下钻缺点：（1）不适用侧钻点深硬地层等侧钻（2）相对于三牙轮钻头来比较不易侧钻出去6 根据设计要求摆放工具面(不要考虑反扭角)7 在侧钻点位置定点磨台肩30分钟左右(具体可根据地层可钻性来定)8 控制钻时滑动侧钻钻进控制钻时原则: 老井眼相同井段的钻时2-3倍方法: 在方钻杆上用粉笔画刻度,均匀控制钻时送钻9 每米捞取砂样一次,结合测斜结果综合分析判断侧钻情况10 每5-10米测斜一次，侧钻钻进2-3单根后,如果砂样和测斜结果变化不能证明新井眼形成，则要重复前面的步骤,并控制钻时更要慢，直至侧钻成功11侧钻成功判断的依据是新砂子的比例和测斜数据，侧钻成功新砂子占80%以上才可调整钻进参数提高机械钻速。
12 判断侧钻完全成功后,如果使用单弯可以复合钻进按设计要求控制轨迹, 如果采用弯接头组合需要起钻更换单弯钻具组合。
