謝慧華，馬青印,辛紅偉，田相元，孔春巖，賀亞杰

（1.中國石化中原油田分公司工程技術管理部，河南 濮陽 457001；2.中國石化中原油田分公司文留采油廠，河南 濮陽 457172；3.西華大學機械工程學院，四川 成都 610039；4.中國石化中原石油工程有限公司鉆井二公司，河南 濮陽 457001）

0 引言

文留油田文東鹽間油藏屬于復雜斷塊，包括文16、文13北、文13西、文13東、文203等5個油藏單元［1］，主要地質(zhì)特性是高壓、低滲、多鹽，油藏開發(fā)難度極大。經(jīng)過多年開發(fā)，套管在鹽層塑性蠕動的擠壓以及壓裂、高壓注水等開發(fā)措施下嚴重產(chǎn)生變形與損壞。目前，文東鹽間油藏共有油水井346口，其中156口井有問題，占總井數(shù)的45.98%，水驅控制和動用儲量損失嚴重，嚴重影響油田的正常開發(fā)［2］。

開窗側鉆技術是目前老油田技術改造與調(diào)整挖潛的主導性技術之一［3-4］。十幾年來，文留油田累計實施開窗側鉆井208口，其中文中油藏196口、文東油藏12口（鹽上8口、鹽間4口）。文留油田部署實施的開窗側鉆井主要是在文中油藏，由于文東深井開窗側鉆技術及雙層套管開窗側鉆技術一直未獲得突破，文東油藏部署的開窗側鉆井數(shù)量少、實施成功率低已成為制約文東油藏高效開發(fā)的重要因素。為此，開展了深部地層雙層套管開窗側鉆技術攻關［5-6］，進行了文東鹽間油藏深部地層開窗側鉆技術先導試驗，探索了高溫高壓高礦化度條件下穿透多套鹽層的小井眼側鉆技術，以提高文留油田文東鹽間油藏的整體開發(fā)水平［7-9］。

1 施工技術難點

文東油藏多年的工程實踐表明：單層套管套損井開窗側鉆技術已十分成熟，但鹽間油藏深部雙層套管開窗技術還不夠完善，不能滿足井網(wǎng)恢復的需要［10］。主要存在以下技術問題：

1）原始地層壓力系數(shù)高（1.70～1.85）、鹽膏層超厚（文九鹽在 2 850～3 260 m），鉆井液密度高（1.80～1.90 g/cm3），鉆井液性能調(diào)控困難［11］，維護難度大。

2）油層溫度高（125～135 ℃），對螺桿和隨鉆儀器性能要求高，定向成本高。

3）井眼尺寸小（井眼直徑在 114～118 mm），循環(huán)壓耗大，鉆壓和排量受限，井底清潔困難，機械鉆速低（0.55～0.57 m/h）；φ73 mm 鉆具水眼小， 循環(huán)壓耗大（70%～75%）。

4）泵壓高（35～40 MPa），對鉆井泵和循環(huán)系統(tǒng)耐壓要求高。

5）地層壓力多變，井下漏涌并存，井控風險大。

6）開窗側鉆井費用高。

2 關鍵技術

針對鹽間油藏側鉆井壓力系數(shù)差異大、漏涌并存、易黏卡、鉆井液密度高、施工泵壓高、攜砂難度大、井眼軌跡不易控制、完鉆電測困難及固井質(zhì)量難以保證等難點，開展了側鉆井選址標準、深部雙層套管開窗技術、鹽間油藏深部側鉆技術攻關，形成了鹽間油藏深部雙套開窗側鉆配套技術。

2.1 側鉆井選址標準

2.1.1 剩余油藏分布特征研究

1）在局部剩余油相對富集、疊加厚度大的構造有利部位或井損區(qū)，以恢復完善注采井網(wǎng)為目標，在充分利用老井的基礎上，部署井網(wǎng)恢復工作量。

2）盡可能按砂層組完善井網(wǎng)，縮小開發(fā)井段。

2.1.2 工程統(tǒng)計分析

開展鹽間油藏側鉆井復雜事故分析及側鉆相關工程數(shù)據(jù)統(tǒng)計（見表1），結合新鉆井實際需要，從可控因素出發(fā)，參考側鉆工藝水平，盡量避開區(qū)塊低壓高滲層，建立鹽間油藏側鉆井選址標準。

表1 鹽間油藏分單元側鉆井相關數(shù)據(jù)

2.2 深部雙層套管開窗技術

2.2.1 雙層套管開窗點選擇

雙層套管開窗側鉆技術是近年發(fā)展起來的一種新技術，是開發(fā)剩余油氣藏、提高采收率的重要手段［12］。在雙層套管開窗側鉆過程中，開窗銑錐有一個由上至下、從里到外的過程，在油層套管（油套）、水泥環(huán)、技術套管（技套）和地層巖石間進行不均勻的偏心接觸與切削。由于套管鋼級不同，組合可分為雙層套管鋼級相當、內(nèi)硬外軟、內(nèi)軟外硬3種組合形式。在前2種組合情況下，雙層套管開窗相對容易成功，而在內(nèi)軟外硬組合下，銑錐會發(fā)生偏斜并嚴重磨損，無法切削技術套管，只能騎在較軟的油層套管上繼續(xù)銑削油層套管和斜向器，導致坐封器卡瓦牙失去支撐，斜向器掉入井內(nèi)。

根據(jù)油套與技套的相對位置，有3種特殊情況［13］：油套貼邊居左（大斜度處2層套管緊貼井眼低邊方向）、油套居中、油套貼邊居右（大斜度處2層套管緊貼井眼高邊方向），如圖1所示。

圖1 油套相對技套的3種特殊位置

油套靠左緊貼技套很少見，但是一旦開窗點選在此處，那么開窗失敗的可能性極大。因為在此工況下，2層套管的間距最大，水泥環(huán)最厚，銑錐在切削完內(nèi)層套管后，很有可能會在2層套管的夾縫中不斷地向下磨銑硬度較軟的水泥環(huán)，而不是向外切削較硬的外層套管。如遇到2層套管鋼級“內(nèi)軟外硬”的組合，則更容易發(fā)生上述情況。由于2層套管間距大，斜向器斜面距離外層套管最遠，引起鉆具組合剛性不足，其造斜能力嚴重下降，致使銑錐很難從外層套管側鉆出去，只能在套管夾縫中向下運動，導致開窗失敗。

油套靠右緊貼技套的工況也很少見，這種雙層套管側鉆井相當于一種套管壁加厚的單層套管側鉆井，是最理想的雙層套管側鉆位置工況。在該種工況下，斜向器的造斜和導向能力最強，銑錐的工作量最少，可直接將2層套管側鉆出去，成功率最高。

油套居中的工況最為普遍，因為在井身結構設計和下套管施工時都嚴格要求保證套管居中，而側鉆時開窗工具和工藝又都按套管居中來設計和施工［14］，因此開窗成功率很高。

分析雙套的相對位置、套管間距和開窗難易程度可知：如果選擇在套管間距較小的一側開窗，開窗成功率較高；反之，在套管間距較大的一側開窗，成功率較低。因此，在選擇開窗位置時，既要滿足新鉆井井眼軌跡的需要，又要參考老井固井質(zhì)量與井斜大小，將開窗點確定在井斜較小、固井質(zhì)量優(yōu)良的井段，杜絕在老井井斜大且固井質(zhì)量差的井段進行雙層套管開窗，避免因老井井斜大、油套不居中、油套與技套環(huán)空間隙大，而導致的開窗過程中斜向器脫落及銑錐放空等情況的發(fā)生。

2.2.2 雙層套管專用配套開窗工具研制

雙層套管專用配套開窗工具包括YDY（硬對硬）加長型液壓卡瓦斜向器（見圖2）和特制的加強復式銑錐（見圖 3）。

圖2 YDY加長型液壓卡瓦斜向器

圖3 特制加強復式銑錐

1）YDY加長型液壓卡瓦斜向器由導向器和坐封器構成。導向器結構：采用雙角度超硬復合斜面結構確保定向準確，實現(xiàn)1次起下鉆完成定向坐封；采用硬對硬設計理念，在開窗過程中對導向器表面的損傷?。簧喜啃泵嬖O計角度為3.5°，下部為4.0°，兩斜面相交于導向器的中心線，保證導向器斜面具有較大的分叉角（見表2）坐封器總成結構：實現(xiàn)全液壓驅動，雙卡瓦坐封，三缸聯(lián)動加壓，坐封力達30～45 t，能承受較大的周向載荷和軸向載荷，在劇烈振動下鉆進切削套管不會松動，確保側鉆井整個施工過程導向器穩(wěn)定可靠；斜向器整體長度加長至4.50 m，使坐掛卡瓦位置整體下移1.50～2.00 m，確保下窗口距斜向器上卡瓦有足夠的安全距離，提高其坐掛的可靠性。

表2 常規(guī)斜向器與YDY加長型液壓卡瓦斜向器性能對比

2）加強型復式銑錐。常規(guī)開窗銑錐受損最嚴重的部位是銑錐球頭和銑錐柱面與錐面過渡的肩部，為提高雙層套管開窗的效率和成功率，研制了強化常規(guī)開窗銑錐頭部和肩部的銑錐（見圖3）。針對厚壁、高強度雙層套管，采用雙切削刃復合超硬材質(zhì)切削齒的布齒方案，優(yōu)化銑錐的齒面結構，保證切削齒具有良好的切削性能，使得鐵屑及時斷屑和排屑，同時減少切削齒受沖擊損傷的程度，從而延長切削齒的使用壽命［15-16］；并兼顧切削齒整體與局部的剛性和強度，較好地適應開窗過程的非對稱性、非穩(wěn)定性和形態(tài)隨機性所形成的斷續(xù)切削工況，同時增強抗沖擊能力，與普通銑錐相比，加強型復式銑錐的抗沖擊能力得到極大加強；通過增加錐體冠部破窗齒的數(shù)量［17］，實現(xiàn)整個開窗過程的快速切削，有利于實現(xiàn)快速分叉，達到快速開窗并脫離老井眼的目的。

2.3 鹽間油藏深部側鉆技術

2.3.1 特殊鉆桿研選

為解決深部地層雙層套管開窗側鉆井循環(huán)泵壓高的問題［18］，研制了 φ79.4 mm 直連型鉆桿（見圖 4）。通過加大環(huán)空間隙與鉆具內(nèi)徑，達到減少循環(huán)壓耗，降低泵壓的目的。該鉆桿本體采用了φ79.4 mm管體，相比于φ73.0 mm普通鉆桿，本體外徑和內(nèi)徑均增加了6.4 mm（見表3），同時直連型鉆桿接頭采用無接箍設計，直接通過兩端墩粗加厚成型，不但減小了接頭外徑，增大了接頭內(nèi)徑，而且避免了原鉆桿接頭摩擦堆焊易造成焊縫斷裂的隱患，提高了鉆桿強度。

圖4 直連型鉆桿接頭內(nèi)部結構

表3 直連型鉆桿與普通型鉆桿相關參數(shù)

2.3.2 低摩阻鉆井液技術

低摩阻鉆井液主要是將原來的飽和鹽聚磺鉆井液體系改為復合鹽飽和鉆井液［19］，具體配方為：抗鹽土漿+0.1%HXC（生物聚合物-磺原膠）+0.3%CPS2000（二性離子磺酸鹽聚合物）+1%LV-PAC（低黏-聚陰離子纖維素）+復合鹽+重晶石。

低摩阻鉆井液與文13區(qū)塊常用的飽和鹽聚磺鉆井液相比有以下優(yōu)點：1）低摩阻鉆井液壓耗低，泵壓相同的條件下排量大，有利于實現(xiàn)清潔井眼、穩(wěn)定井壁；2）低摩阻鉆井液由于惰性顆粒含量較低，抑制性強，亞微顆粒含量低，有利于提高機械鉆速；3）低摩阻鉆井液抑制性強，井壁穩(wěn)定，減少了井下復雜情況。

通過回收低摩阻鉆井液和飽和鹽聚磺鉆井液返出的巖屑（見圖5）可以看出：低摩阻鉆井液回收的巖屑粗且有明顯棱角，飽和鹽聚磺鉆井液回收的巖屑細且無明顯棱角，水化狀態(tài)非常明顯，這表明低摩阻鉆井液的抑制性明顯強于飽和鹽聚磺鉆井液。

圖5 不同鉆井液回收的巖屑

2.3.3 井眼軌跡控制技術

在鹽間油藏側鉆井施工過程中，將小井眼側鉆井采用的電纜測斜優(yōu)化為無線隨鉆測斜（見表4），利用無線隨鉆測斜可實時測量、連續(xù)調(diào)整的特點，改善井眼軌跡，最大化地保障井眼軌跡圓滑、規(guī)則，提高井身質(zhì)量，降低后期電測過程中阻卡的風險，節(jié)約測井成本。同時，應用特殊工藝井軌道設計及軌跡監(jiān)測軟件（DWPSS）對開窗后裸眼鉆進過程中的軌跡進行控制與監(jiān)測。

表4 電纜測斜與無線隨鉆測斜參數(shù)對比

2.3.4 復雜壓力體系下的防漏堵漏技術

文東油藏儲層多，井段長，地層均質(zhì)性差，長期開采導致地層壓力差異大，鉆井過程中同一裸眼井段漏涌并存，壓力窗口為負值。預堵漏工作及堵漏效果直接影響著鉆井施工能否順利完成。針對不同層位，依據(jù)儲層物性，選擇性或者綜合應用隨鉆堵漏、橋堵段塞、固結堵漏等工藝，最大限度地提高地層承壓能力，確保鹽層及下部儲層鉆完井安全。

3 側鉆技術應用效果

自鹽間油藏深部雙層套管開窗側鉆技術應用以來，文東油田鹽間油藏實施雙層套管開窗側鉆井7井次，深部開窗側鉆井9井次，實施成功率100%，鉆井工程質(zhì)量優(yōu)良率100%，平均鉆井周期38.3 d，較前期相比縮短周期68.2%，側鉆井費用由原來的745×104元縮減為470×104元。

3.1 完善文東鹽間油藏深部側鉆選井標準

1）文東區(qū)塊側鉆井老井井口至開窗點油層套管必須完好，無錯斷、漏失、嚴重變形等情況；套管內(nèi)徑大于118 mm，以保障開窗及鉆井施工過程中井下工具的通過性。

2）在文東油田文東區(qū)塊鉆井施工過程中，井斜大于40°時，鉆井液攜砂能力弱、定向難、易黏卡、托壓；井斜小于10°時，方位漂移控制難度大。因此，在開窗點選擇時，需要滿足側鉆井井斜小于 50°，以25°～40°為最佳。

3）文東區(qū)塊油藏埋藏深、地層壓力系數(shù)高，對側鉆井而言，小井眼井段長度與循環(huán)壓耗呈正相關，裸眼段越長，對循環(huán)設備要求越高，井下漏失、卡鉆等風險也越大。因此，新鉆井裸眼段長度需小于1 000 m，以300～500 m 最佳。

3.2 鹽間油藏雙層套管開窗技術參數(shù)優(yōu)化

針對雙層套管間隙大、內(nèi)軟外硬的特點，在應用雙層套管開窗專用配套工具的同時，結合國內(nèi)雙層套管開窗施工片的現(xiàn)場經(jīng)驗（片狀鋼屑代表鉆壓過小、塊狀鋼屑代表鉆壓過大、絲狀鐵屑表示鉆壓適中），采用小鉆壓、高轉速的施工參數(shù)增加側向切削磨銑能力，根據(jù)文13-側305井井口返出的鐵屑大小和形狀，控制現(xiàn)場施工參數(shù)；隨著開窗進尺的逐步增加，提高開窗轉速，修窗時轉速達到最大值（見表5）。

表5 文13-側305井雙層套管開窗技術參數(shù)

3.3 直連型鉆桿降泵壓增排量的效果

文東鹽間油藏深部側鉆井文13-側305井應用新型φ79.4 mm直連型鉆桿進行開窗側鉆，與同類型側鉆井文16-平側1井相比，井深、密度、工況相同，文13-側305井在排量增加的情況下，泵壓降至21 MPa，循環(huán)壓耗降低2～4 MPa（見表6），有效改善了鹽間油藏深部地層側鉆井循環(huán)壓耗高、儲層易漏失、循環(huán)系統(tǒng)耐壓要求高等突出問題，滿足了降泵壓的需求，提高了機械鉆速。

表6 不同鉆桿應用效果對比

4 結論

1）優(yōu)選開窗點的位置是提高雙層套管與深井側鉆成功率的關鍵，對預防鉆井復雜事故、縮短鉆井周期和提高側鉆成功率具有決定性作用。

2）直連型鉆桿有效改善了鹽間油藏深部地層側鉆井循環(huán)壓耗高、儲層易漏失等突出問題，達到了降泵壓增排量的效果，提高了開窗側鉆井的平均機械鉆速。

3）鹽間油藏深部雙層套管開窗側鉆配套技術能有效提高文東油田的側鉆成功率，節(jié)約鉆井周期和實現(xiàn)綜合效益最大化，是低油價形勢下此類油藏產(chǎn)能建設的新思路，可大力推廣應用。