楊 振 科（中國(guó)石油吉林油田公司鉆井工藝研究院 ，吉林松原 138000）

引用格式：楊振科. ?118 mm側(cè)鉆水平井鉆完井技術(shù)在紅側(cè)平+24-022井的應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：34-36.

?118 mm側(cè)鉆水平井鉆完井技術(shù)在紅側(cè)平+24-022井的應(yīng)用

楊 振 科
（中國(guó)石油吉林油田公司鉆井工藝研究院 ，吉林松原 138000）

引用格式：楊振科. ?118 mm側(cè)鉆水平井鉆完井技術(shù)在紅側(cè)平+24-022井的應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：34-36.

摘要：為了進(jìn)一步挖掘吉林油田老區(qū)剩余油資源、充分利用老井網(wǎng)，開(kāi)展了老井側(cè)鉆水平井開(kāi)發(fā)試驗(yàn)工作。紅側(cè)平+24-022井是紅崗油田的第一口?118 mm小井眼側(cè)鉆水平井，水平段長(zhǎng)、鉆進(jìn)難度大。通過(guò)優(yōu)選套管開(kāi)窗工藝、優(yōu)化剖面設(shè)計(jì)和優(yōu)選強(qiáng)抑制性鉆井液體系，確保了紅側(cè)平+24-022水平井側(cè)鉆裸眼段長(zhǎng)度、水平段長(zhǎng)度、平均機(jī)械鉆速等技術(shù)指標(biāo)都處于較先進(jìn)水平。 通過(guò)鉆完井難點(diǎn)分析和現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，全面總結(jié)了長(zhǎng)水平段?118 mm側(cè)鉆水平井的鉆完井技術(shù)經(jīng)驗(yàn)，對(duì)于同類(lèi)側(cè)鉆水平井的施工具有借鑒意義。

關(guān)鍵詞：小井眼；開(kāi)窗側(cè)鉆；水平井；鉆完井；長(zhǎng)水平段；吉林油田

吉林油田老井井況逐年變差，套變井逐年增多，一些生產(chǎn)井無(wú)法實(shí)施增產(chǎn)措施，單井產(chǎn)量下降幅度較大，甚至停產(chǎn)報(bào)廢，嚴(yán)重影響了油田的開(kāi)發(fā)效益。此外，老區(qū)一些生產(chǎn)層由于受當(dāng)時(shí)開(kāi)發(fā)條件的限制，沒(méi)有得到充分利用，在新形勢(shì)下采用水平井技術(shù)和體積壓裂技術(shù)可以獲得更好的生產(chǎn)效益，使得側(cè)鉆水平井開(kāi)發(fā)剩余油資源具有實(shí)際意義。

吉林油田開(kāi)發(fā)井一般采用?139.7 mm的生產(chǎn)套管，套管開(kāi)窗側(cè)鉆面臨地質(zhì)條件復(fù)雜、小井眼鉆井完井等技術(shù)難題。紅側(cè)平+24-022井的成功應(yīng)用，為吉林老油田再次開(kāi)發(fā)提供了新的技術(shù)途徑。該井完鉆裸眼段長(zhǎng)度1 309 m，水平段長(zhǎng)度845 m，全井平均機(jī)械鉆速6.36 m/h，達(dá)到了吉林油田側(cè)鉆井鉆完井技術(shù)的較高水平［1-5］。

1　紅側(cè)平+24-022井基本情況

紅崗油田位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)紅崗階地南端，早期主要開(kāi)發(fā)薩爾圖油層，埋藏深度1 150~ 1 230 m，為一套砂泥巖互層沉積，砂巖連續(xù)性較好，單層砂巖厚度為1~2 m，儲(chǔ)層平均孔隙度一般在24%左右，空氣滲透率為132 mD。紅崗油田目前套變的油井有70口，套變水井53口，整體呈現(xiàn)逐年增多趨勢(shì)。紅側(cè)平+24-022井側(cè)鉆前處于停產(chǎn)狀態(tài)，側(cè)鉆井目的層位于薩爾圖油藏西部SI 層，大厚層改造不充分。分析認(rèn)為，區(qū)域SI上部剩余油較為富集，目前技術(shù)手段很難采出，因此采用側(cè)鉆水平井和體積壓裂改造技術(shù)進(jìn)行充分挖掘［6］。

2　難點(diǎn)問(wèn)題

2.1 地層復(fù)雜情況

在長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)的老區(qū)開(kāi)展套管開(kāi)窗側(cè)鉆技術(shù)面臨地應(yīng)力變化大、地層壓力紊亂等問(wèn)題，鉆井過(guò)程中容易發(fā)生地層坍塌掉塊，井涌、井漏等復(fù)雜情況，控制措施不到位，將影響鉆井施工進(jìn)度，甚至造成填井重鉆、井眼報(bào)廢以及井控事故等嚴(yán)重后果。尤其在紅崗地區(qū)嫩江、姚家組，地層巖性主要為泥巖，水敏性強(qiáng)，對(duì)鉆井液性能要求較高。

2.2 套管情況

開(kāi)窗的難易程度首先取決于原井套管性能，包括鋼級(jí)、壁厚和強(qiáng)度。為滿足不同的地質(zhì)情況和開(kāi)發(fā)要求，各采油廠采用的套管型號(hào)和組合不同，需要根據(jù)實(shí)際情況確定開(kāi)窗參數(shù)。

（1）由于井身結(jié)構(gòu)決定著鉆井周期和鉆井材料費(fèi)用，是小井眼降低開(kāi)發(fā)成本的主要因素。在充分考慮動(dòng)液面高度的情況下，優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)，盡可能下移窗口的高度。由于開(kāi)窗點(diǎn)的下移，井眼曲率變大，造斜率增加，會(huì)對(duì)水平井鉆完井造成一定影響。

（2）鉆井機(jī)械鉆速受多因素綜合影響，而最直接的影響因素在于鉆頭的選擇。在?139.7 mm套管內(nèi)小井眼側(cè)鉆最常采用的鉆頭是?118 mm單牙輪鉆頭和PDC鉆頭；與三牙輪鉆頭相比，單牙輪鉆頭結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，軸承空間大，地層適應(yīng)性強(qiáng)，應(yīng)用范圍廣；PDC鉆頭一般用于地質(zhì)情況復(fù)雜、可鉆性差的地層中，可有效減少起下鉆次數(shù)。此外，復(fù)合鉆進(jìn)與滑動(dòng)鉆進(jìn)相結(jié)合，可充分提高鉆井效率。

（3）利用側(cè)鉆水平井技術(shù)開(kāi)發(fā)低滲透剩余油還需要解決水平段有效延伸的問(wèn)題。影響水平段不斷延伸的主要因素是鉆井過(guò)程中摩阻的大小。首先要選擇性能優(yōu)良的鉆井液體系，具有良好的抑制性、潤(rùn)滑性和攜巖性能；其次采用低摩阻剖面，剖面類(lèi)型盡可能簡(jiǎn)單，使設(shè)計(jì)的斜井段最短，軌跡波動(dòng)最小。

2.4 完井技術(shù)分析

完井技術(shù)是保證側(cè)鉆后產(chǎn)量效益的關(guān)鍵。根據(jù)地層滲透率、穩(wěn)定性、物性均勻程度、地層出水情況以及后期投產(chǎn)方式，優(yōu)選完井方法。裸眼封隔器加多級(jí)壓裂滑套完井是目前吉林油田套管開(kāi)窗側(cè)鉆井主要的完井技術(shù)手段，但存在成本高、下入難度大以及裸眼封隔器密封性難以保證等問(wèn)題。常規(guī)套管固井完井，需要在窄間隙固井質(zhì)量方面有所突破。

3　設(shè)計(jì)原則

（1）窗口選擇原則：開(kāi)窗點(diǎn)固井質(zhì)量?jī)?yōu)質(zhì)；避開(kāi)接箍和扶正器位置；有利于水平井軌跡控制。

（2）鉆頭選擇原則：與地層配伍性好；井下事故風(fēng)險(xiǎn)小；機(jī)械鉆速高。

本研究還發(fā)現(xiàn)，術(shù)前矯形棒預(yù)彎弧度會(huì)影響AIS矢狀面平衡的恢復(fù)，適當(dāng)增加矯形棒的胸段預(yù)彎弧度能夠更好地維持矢狀面矯形效果，與文獻(xiàn)報(bào)道一致［17-18］。但是當(dāng)預(yù)彎弧度增加時(shí)，也會(huì)導(dǎo)致螺釘拔出應(yīng)力增加，同時(shí)矯形棒的抗疲勞性會(huì)顯著下降，增加了斷棒的風(fēng)險(xiǎn)［15］。目前手術(shù)醫(yī)師在確定彎棒弧度時(shí)多由自身經(jīng)驗(yàn)決定，本研究初步探討了采用基于金屬棒性質(zhì)的有限元模型預(yù)測(cè)矯形棒預(yù)彎弧度，為個(gè)體化設(shè)計(jì)矯形棒預(yù)彎弧度及矯形棒材料選擇提供了新思路。但本研究采用的是仿真模型，無(wú)法納入患者體質(zhì)量、柔韌性、骨骼發(fā)育等情況，其可行性仍需進(jìn)一步驗(yàn)證。

（3）鉆井液優(yōu)選原則：具有較低濾失量、良好的造壁性和潤(rùn)滑性、較強(qiáng)的防塌能力；能夠有效清洗井底，懸浮和攜帶巖屑；防止井漏和保護(hù)油氣層。

（4）完井原則：優(yōu)先采用裸眼封隔器+多級(jí)壓裂滑套完井，確保完井管柱順利下入到位；最大程度提高單井產(chǎn)量。

4　現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

4.1 側(cè)鉆前井眼準(zhǔn)備工作

下入?118 mm刮刀鉆頭到井深1 100 m，充分洗井，井口防噴器組試壓。起出刮刀鉆頭，通井規(guī)通井，注水泥塞，候凝，探灰面，井筒試壓（壓力21 MPa，穩(wěn)壓10 min，壓降0.1 MPa）。刮管后下入導(dǎo)斜器至井深900 m處，采用陀螺對(duì)導(dǎo)斜器進(jìn)行方位定向，確定開(kāi)窗方位為226°，坐封導(dǎo)斜器，丟手并起出送入鉆具。為保證導(dǎo)斜器坐封可靠，避免鉆井過(guò)程中出現(xiàn)松動(dòng)移位等復(fù)雜情況，采用單獨(dú)送入的方式。

4.2 采用復(fù)合式銑錐進(jìn)行開(kāi)窗

從靶點(diǎn)位置、軌跡控制難度、套管磨銑難易程度和老井段利用程度綜合考慮，選擇開(kāi)窗點(diǎn)位置在井深900 m處，資料顯示該處地層穩(wěn)定，固井質(zhì)量?jī)?yōu)質(zhì)，原井套管鋼級(jí)低，有利于磨銑開(kāi)窗。開(kāi)窗時(shí)銑錐接觸導(dǎo)向器至銑錐底部與套管接觸，采用輕壓慢轉(zhuǎn)，鉆壓5~10 kN，轉(zhuǎn)速60~65 r/m；磨銑出均勻接觸面后，用10~80 kN中壓磨銑，轉(zhuǎn)盤(pán)轉(zhuǎn)速控制在60~70 r/m；磨銑中出現(xiàn)金屬物、水泥塊、地層巖屑后，泵壓微升0.5~1 MPa，提起銑錐反復(fù)修窗至無(wú)阻卡現(xiàn)象，充分循環(huán)后起鉆。從后期側(cè)鉆情況看，鉆頭、鉆具經(jīng)過(guò)窗口時(shí)無(wú)掛卡情況，滿足了現(xiàn)場(chǎng)施工的要求。

4.3 采用“增、穩(wěn)、增、平”四段式剖面

由于前期多次進(jìn)行填井重鉆，重新側(cè)鉆時(shí)需要避開(kāi)老井眼，實(shí)際應(yīng)用中采用了“增、穩(wěn)、增、平”四段式剖面，并加強(qiáng)了軌跡控制，實(shí)現(xiàn)了規(guī)避老井眼和穩(wěn)定鉆進(jìn)的目的。在第一段增斜的同時(shí)，即進(jìn)行方位控制，方位從226°扭至281°，最大狗腿度達(dá)到11（°）/30 m，實(shí)鉆過(guò)程中，方位最大達(dá)到了289°。達(dá)到避開(kāi)老井眼的目的后，按照7.5（°）/30 m的狗腿度進(jìn)行軌跡控制，在測(cè)深1 336 m、井斜84.3°時(shí)完成第一增斜段鉆進(jìn)；穩(wěn)斜鉆進(jìn)至1 375 m，井斜85.5°；從井深1 375 m至1 384 m進(jìn)行第二段增斜，井斜增至88.9°，狗腿度5（°）/30 m；之后使用1°螺桿加PDC鉆頭進(jìn)行穩(wěn)斜、穩(wěn)方位水平段鉆進(jìn)，至井深2209 m完鉆。鉆進(jìn)過(guò)程需要每鉆進(jìn)3 m則上下活動(dòng)鉆具。

4.4 采用強(qiáng)抑制性的KCl鉆井液體系

開(kāi)窗位置900 m以下的嫩江、姚家組地層水敏性強(qiáng)，由于小井眼施工周期長(zhǎng)，泥巖經(jīng)長(zhǎng)時(shí)間浸泡，極易發(fā)生縮徑甚至剝落、坍塌。前期采用普通水基聚合物體系，鉆井過(guò)程中多次出現(xiàn)井壁坍塌、卡鉆等復(fù)雜情況，導(dǎo)致下鉆困難、多次劃眼，甚至填井重鉆。

針對(duì)嫩江組泥頁(yè)巖易水化膨脹掉塊的情況，現(xiàn)場(chǎng)選用KCl泥漿體系。該體系KCl含量達(dá)到7%以上，密度范圍控制在1.30~1.35 g/cm3之間，漏斗黏度控制在50~60 s之間，濾失量控制在2.5~3.5 mL之間，pH值在9~10之間，動(dòng)塑比0.35~0.45之間?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，采用KCl鉆井液體系后，鉆完井過(guò)程均沒(méi)有出現(xiàn)掉塊、卡鉆等情況，從后期測(cè)井結(jié)果看，井徑規(guī)則，擴(kuò)大率在規(guī)定范圍之內(nèi)，基本滿足了井壁穩(wěn)定的要求。

4.5 鉆頭使用情況

小井眼鉆頭優(yōu)選是提高鉆井效率的有效途徑，直接影響著鉆井速度，鉆井質(zhì)量和鉆井成本。通過(guò)對(duì)吉林油田側(cè)鉆井?118 mm鉆頭使用情況分析，造斜段選擇了破巖效率高，保徑效果好的單牙輪鉆頭。水平段為了進(jìn)一步提高鉆速，減少起下鉆次數(shù)，優(yōu)選了PDC鉆頭。從使用情況看，造斜段采用單牙輪鉆頭，送鉆平穩(wěn)，軌跡控制穩(wěn)定，機(jī)械鉆速保持較高的水平。水平段使用五翼PDC鉆頭鉆進(jìn)，機(jī)械鉆速高，鉆頭磨損少，有效減少了起鉆次數(shù)，單鉆頭進(jìn)尺達(dá)到815 m，機(jī)械鉆速達(dá)到了7.77 m/h，應(yīng)用效果非常突出。

4.6 完井情況

本井實(shí)際完鉆井深2 209 m，裸眼段長(zhǎng)1 309 m，水平段長(zhǎng)834 m。為提高單井產(chǎn)能采用裸眼封隔器+多級(jí)壓裂滑套+尾管懸掛的完井方式。套管鋼級(jí)P110，滑套級(jí)數(shù)7級(jí)，尾管懸掛器?139.7 mm ×?88.9 mm ，懸掛位置854 m。

管柱下入時(shí)先用鉆桿通井到底，然后單西瓜皮磨鞋磨通井和雙西瓜皮磨鞋模擬通井，通井器外徑115 mm。下入管柱時(shí)，需要嚴(yán)格對(duì)下入速度、灌漿速度進(jìn)行控制，管柱到預(yù)定位置后，用KCl溶液正循環(huán)頂替井筒內(nèi)鉆井液，逐級(jí)打壓坐封懸掛封隔器和裸眼封隔器，丟手后起出送入工具。完井采用分段體積壓裂改造投產(chǎn)，目前產(chǎn)量一直穩(wěn)定在5 t/d左右，取得了較好的經(jīng)濟(jì)效益。

5　結(jié)論

（1）紅側(cè)平+24-022井是紅崗地區(qū)第一口?118 mm小井眼側(cè)鉆水平井，其側(cè)鉆裸眼段長(zhǎng)度、水平段長(zhǎng)度、平均機(jī)械鉆速等技術(shù)指標(biāo)都處于較先進(jìn)水平。該井完鉆成功標(biāo)志著吉林油田在利用側(cè)鉆水平井開(kāi)發(fā)老油田方面取得了較大進(jìn)步。

（2）鉆井液技術(shù)是老區(qū)側(cè)鉆井鉆完井成功實(shí)施的關(guān)鍵技術(shù)，需要確保鉆井液體系的抑制性、潤(rùn)滑性、攜巖性能夠與地層有效配伍，保證水平井鉆井施工順利進(jìn)行。

（3）?118 mm的PDC鉆頭在提高鉆井機(jī)械鉆速方面效果顯著，同時(shí)由于磨損少、事故率低的特點(diǎn)，減少了起下鉆次數(shù)，大幅度縮短了鉆井周期。

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（修改稿收到日期 2015-08-12）

〔編輯 李春燕〕

Application of drilling and completion technique for ?118 mm sidetracked horizontal well of Hongceping+24-022

YANG Zhenke
（Drilling Technology Research Institute of Jilin Oilfield Company, CNPC, Songyuan 138000, China）

Abstract:In order to further tap the remaining resources in the old region of Jilin Oilfield and make full use of the old well patterns, the tests were conducted to the old wells development by sidetrack horizontal well. Well Hongceping+24-022 was the first ?118 mm slim hole sidetrack horizontal well in Honggang Oilfield, which had long horizontal interval and was difficult to drill. Optimization of casing sidetracking, profile design and strong-inhibition drilling fluid system, ensured that the technical indicators such as the length of sidetrack openhole interval, the length of the horizontal interval, and average ROP, were all at an advanced level. Through analysis of difficulties in drilling and completion and presentation of field application, this paper fully summarizes the drilling and completion technique for ?118 mm sidetrack horizontal well with long horizontal interval, which is of guiding significance to the research and application of sidetrack horizontal wells.

Key words:slim hole; casing sidetracking; horizontal well; drilling and completion; long horizontal interval; Jilin Oilfield

作者簡(jiǎn)介：楊振科，1979年生。2007年畢業(yè)于西南石油大學(xué)油氣井工程專(zhuān)業(yè)，現(xiàn)主要從事鉆井工程技術(shù)方面的研究工作。E-Mail：yangzk-jl@petrochina.com.cn。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.009

文章編號(hào)：1000 – 7393（2015）05 – 0034 – 03

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：B

中圖分類(lèi)號(hào)：TE243