文14-侧13井深层开窗侧钻技术

文14-侧13井深层开窗侧钻技术

鲁建军

中原油田分公司文留采油厂工程监督中心 河南省濮阳市 457001

摘要：文14-侧13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13西断块区的一口Ф139.7mm套管开窗侧钻井，完钻井深3710m，裸眼段长656m，最大井斜64.4°，钻井液密度1.85g/cm3，施工中从工具优选、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，解决了侧钻施工中泵压高排量受限，井温高工具失效、钻井液污染、高温减稀，钻输电测、下套管粘卡严重等难题，对今后此类井侧钻施工有一定的借鉴作用。

关键词：开窗侧钻；轨迹优化；高泵压；高温；粘卡；文14-侧13井。

1 概述

开窗侧钻技术是油田开发中后期完善注采井网，挖掘剩余油藏潜力，提高油气产量，降低钻井成本的一种重要手段，深层开窗侧钻井施工中会遇到泵压高排量受限，井温高工具失效、钻井液高温稳定性差等难题。文14-侧13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 13 西断块区的一口Ф139.7mm套管开窗侧钻井，窗口位置3052-3054m，完钻井深3710m，裸眼段长656m，最大井斜64.4°，钻井液密度1.85g/cm3，施工中从钻头、螺杆、钻具、随钻仪器优选、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，对今后此类井侧钻施工有一定的借鉴作用。

2 施工难点分析

（1）开窗井深3052m，井底温度高，螺杆、随钻仪器、钻井液性能抗高温要求高。

（2）设计Φ114mm井眼，环空间隙小，泵压高，排量受限，螺杆功率受影响，机械钻速低，加上井斜大排量小携砂难度大，侧钻施工中易出现砂卡等复杂情况。

（3）井眼轨迹控制难度大。设计井斜62.99°（狗腿度8°/30m高于常规设计6°/30m)，设计剖面见表1，小钻具柔性大复合钻进普遍降斜，无有效的稳斜工艺，稳斜段定向托压，定向施工难度大。

（4）产层亏空易井漏，堵漏时间长。在文九盐底7m开窗（文九盐井段：2881-3045m），电测解释老井眼第一个油层显示3078m，施工中易出现上部泥岩段井壁失稳，下部目的层井漏、溢流等复杂情况。

（5）注水井多易出水。设计内注水井12口，文13块高压注水，注水井多易窜通、连通出水。

（6）环空间隙小，密度1.85g/cm3压差大，粘卡严重。侧钻施工中易发生粘卡卡钻，钻具输送电测、套管安全下入难度大。

3 工具优选

3.1 钻头

窗口以上文九盐井段下入的是厚壁套管，设计使用Ф114mm钻头，考虑到本井泵压高排量受限，试用管具生产的型号：ZYN1331A，非标尺寸Ф116mm四刀翼PDC钻头，起下钻过程中Ф116mmPDC+Ф95mm1.5°螺杆在窗口无明显遇阻卡显示，通过试用非标Ф116mmPDC钻头增大井眼尺寸，降低环空循环压耗，达到增大排量提速清砂，减少钻具砂卡的风险。

3.2  螺杆

本井井温达到120°以上，使用饱和盐水钻井液体系腐蚀性强，裸眼段大段硬质泥岩井径扩大率小，前期使用的常规Ф95mm螺杆使用20小时无进尺，螺杆起出后传动轴断，拆开后转子腐蚀严重马达失效。

后期定制使用天津立林喷涂工艺的螺杆，抗高温耐腐蚀。

3.3  钻具

通过小井眼循环压耗计算模型分析，在同等条件下钻具接头和钻具水眼的尺寸是影响循环压耗的决定因素，现场通常使用Ф73mm钻杆，针对深井侧钻管具公司加工非标直连式Ф79.4mm钻杆，两种钻杆数据见表1。

表1Ф73mm与Ф79.4mm钻杆常用数据

通过在文33-侧37井2410-3150m试验，降低循环压耗16%-18%，利用计算模型和现场试验进行计算降压耗效果对比见表2，随着井深的增加，降低循环压耗效果更加显著。

表2Ф73mm与Ф79.4mm钻杆降压耗效果对比

使用非标直连式Ф79.4mm钻杆在深井侧钻中有以下优点:

（1）降低环空循环压耗 ，达到增大排量提速清砂，减少钻具砂卡的风险。

（2）钻具尺寸大、钢级高硬度大，定向、拉工具面时钻压、扭矩传递效果相比Ф73mm钻杆好，定向工具面稳定，增斜高，提高定向速度。

（3）钻具接头尺寸小，相对增大了钻具接头与套管内径的环空间隙，钻输电测时旁通阀以上电缆挤伤机会小，中途不用再送钻输电测专用钻具。

3.4  随钻仪器 

本井井温达到120°以上，前期使用的河北赛维无线仪器，钻进至3194m以后仪器故障频繁，在地面、中途测试正常，下钻到底因仪器无信号起钻3次。

后期使用郑州士奇无线仪器使用正常，无线随钻仪器使用技术保障措施：

（1）螺杆上面接回压凡尔，防止下钻、下放钻具过快，钻具水眼倒返钻井液，仪器脱键无信号。

（2）使用好钻杆滤子清除钻井液中杂物，定期清理钻杆滤子，防止钻井液含有的杂物堵塞仪器。

（3）严禁加入硬颗粒药品（玻璃球、塑料球）和大颗粒堵漏剂，防止卡死、堵死仪器脉冲无信号。

（4）加药品少量均匀加入，保证泥浆泵上水良好，以免出现无线仪器杂波多，不解码或解码错误。

4 井眼轨迹优化

4.1 脱离老井眼

（1）老井眼开窗点以下井斜微增，方位微增，侧钻轨迹出窗口增方位102°，根据老井眼和侧钻轨迹走向，使用有线陀螺仪器确定斜向器斜面方向无角差对着磁性工具面75°左右，主增方位微降斜。
     （2）开窗处每根套管都有扶正器，侧钻过程中极有可能钻头打到套管扶正器，下钻到底复合8m定向控时侧钻，依靠斜向器斜面的导斜作用对着磁性工具面75°增方位微降斜尽快脱离老井眼，以免复合钻进井段长，小钻具软钻头返回套管顺着走打到扶正器。

（3）降低排量至7L/s，侧钻期间尽量不要停泵、上提钻具、拉工具面，如遇特殊情况钻头提离井底不超过侧钻井段，开泵、停泵在井底，防止活动钻具、开泵划眼过程中破坏侧钻夹壁墙。

实际定向侧钻至3066m，通过钻压、钻时、砂样、磁场强度等综合判断侧钻脱离老井眼成功。

4.1 轨迹控制技术

（1）针对小井眼复合钻进普遍降斜的规律，轨迹优化设计成增-稳-微降剖面，利用复合钻进自然降斜中靶。

（2）侧钻成功后尽快增斜，把造斜率按设计8°/30m提高到10°/30m，提前打出位移，有效降低稳斜段最大井斜，保持井斜超过靶心平均井斜以上，一直维持井斜稳下去靶点水平位移超过靶心5-10m，

（3）增方位时附带增斜，尽量避免全力扭方位过快轨迹差；方位留5°余地，对着高边0-20°增斜，防止方位摆正后，对着高边0°全力增斜过程中，人为得把方位定大或定小来回扭方位。

（4）针对双靶井充分利用设计靶心半径，上靶打远边、下靶打近边，有效降低下部定向工作量。

（5）定向托压严重时及时更换牙轮钻头定向，防止定向托压工具面不稳，定向效果差或降斜，方位定偏，增大后期定向工作量。

实钻轨迹靶心距7.34m（满足中靶要求），最大井斜64.4°，最大狗腿度12.22°/30m（3085.12-3104.18m），定向至3466m距离靶点斜深129m复合钻进微降斜中靶。

5 钻井液技术

5.1 体系优选

针对文东文13块易失稳地层，优选饱和盐水钻井液体系，抑制性强可减缓井壁垮塌现象，按表3配方配制钻井液，钻井液性能达到表4的要求。

表3 体系配方                       表4 性能指标

5.2 配制工艺

（1）在循环罐中按要求加入清水 100m3 、钠膨润土 4%、纯碱 0.2%，配制膨润土浆。

（2）膨润土浆水化后经混合漏斗加入0.1%～0.2% 高分子包被絮凝剂、0.5%～1.0% LV-CMC、0.3%～1.0% COP-HFL/LFL、2%～4% SMP、2%～4%SMC 配制聚合物胶液，并加入 0.2% NaOH 和适量的盐，循环均匀至充分溶解

（3）通井下钻至开窗点以下20m，替出井筒作业水，配足钻井液，加盐至 Cl - 含量为 17 ×104mg/L以上，用氢氧化钠调节pH值，充分循环，根据需要加入处理剂性能达到开钻要求后方可进行下步作业。  

5.3维护处理

（1）建议膨润土含量维持在设计下限，以利于流变性能控制，使用好固控设备，合理使用离心机，清除有害固相。

（2）采用LV-CMC、PMC、SMP-II、沥青粉等复配胶液维护，胶液中适量加入工业盐，定期检测钻井液滤液Cl-含量，保持Cl-含量符合设计要求。

（3）根据井下情况加入液体润滑剂、固体润滑剂复配使用，改善钻井液润滑性，减缓定向托压现象。

（4）进入目的层之前加强体系封堵，钻井液体系中超细目碳酸钙含量不低于3%、石墨粉不低于2%、微裂缝不低于1%。

（5）勤测钻进液的流变性能、失水以及CO32-、HCO3-含量，及时用石灰、烧碱、单宁等配成胶液调整钻井液的流变性，提高钻井液的抗污染能力。

（6）进入3200m以后井底温度偏高，钻井液中保证抗温药品的有效含量，提高钻井液的抗温性，勤测高温高压失水，加温烧开后钻井液的实际漏斗粘度。

5.4完井电测

常规钻具通井到底排量提高至9.5L/s循环至振动筛无明显返砂，配封闭液13m3，配方：原浆+0.5m3清水+LV-CMC 50 kg+液体润滑剂500kg+固体润滑剂300 kg+磺化沥青300kg+磺化树脂II型 400kg+磺化褐煤 250kg。

封闭液性能调整至密度1.82g/cm3，漏斗粘度141s，加热烧开后漏斗粘度90s。

6 复杂预防技术

6.1钻进

（1）加强注水井日常巡查。通过地面排查增加了设计外注水井文13-301井。总共13口注水井，每天专人负责早、晚巡查，有异常及时汇报，直到测完声幅、固井质量合格，

（2）入井钻具加强检查，特殊工具测量各部位尺寸、画草图，钻进中记录好钻进参数，有异常及时排查，地面排查不出原因及时起钻检查钻具，防止泵压高短路循环，沉沙卡钻。

（3）砂岩发育地层钻时快，每钻进3m左右划眼清砂一次，上提之前磨钻压

至20kN之内让砂子在环空上返足够的高度，缓慢上提钻具观察好指重表和泵压表（电动泵可适当降低排量，泵压易控制），泵压升高2MPa，悬重多提100kN有继续升高迹象，立即转动转盘下放钻具，待泵压、悬重恢复正常后再上提钻具，防止上提钻具过程中环空砂子聚堆憋泵遇卡。

（4）定向托压时精心操作刹把，根据钻压、工具面、泵压及时判断井下情况，托压严重时及时上提钻具、防止钻具长时间静止紧贴井壁粘卡卡钻。

（5）每钻进50m左右短起下钻清砂，根据井斜大小，接单根、测斜等井下情况长、短结合，短起前必须循环至振动筛无明显返砂井下正常。

6.2起下钻

侧钻施工中钻井液受CO32-、HCO3-污染，钻井液粘切高流变性差，存在高温减稀现象，井底温度高钻井液粘切低携砂能力差，上返过程中随着温度降低钻井液增稠流变性差。钻进至3293m井漏进多出少，密度1.79g/cm3，堵漏成功后下钻到底返出米粒状气泡，持续1.5小时，密度最低降至1.10 g/cm3，起下钻过程中极易发生溢流、井漏、遇阻卡等复杂。

起下钻技术保障措施：

（1）目的层长起之前必须短起下测后效，无井控风险才可以起钻。

（2）起钻前根据短起下后效情况，起钻时泵入1.90 g/cm3×5m3重浆（比原浆高0.1 g/cm3左右）压钻杆，起钻至窗口以上100m，泵入1.95 g/cm3×10m3段塞帽，重浆和段塞帽密度和量根据短起下后效和持续时间及时调整，泵重浆和段塞帽时排量可以降低至4L/s防漏。
    （3）下钻分五段循环，分别在2000m、3000m、3300m、3500m、遇阻点或井底30m，每次1-2L/s排量开泵，提排量时每20分钟提高0.5L/s，尽量降低激动压力，防止开泵、提排量过快，钻井液粘切太高憋漏地层。

（4）接方钻杆开泵活动钻具期间保持一个方钻杆的自由活动距离，方补芯不要提离转盘面，开泵初期以上提下放活动钻具为主，上提下放正常，泵压无明显波动，试转转盘负荷、泵压正常才可连续转动转盘，防止开泵初期井壁不稳、环空不畅连续转动钻具过程中，井壁砂子、掉块下落聚堆憋泵遇卡。

（5）下钻遇阻不要多压（特别是第一次），及时接方钻杆开泵划眼，带螺杆划眼钻压10KN左右，以点刹为主，禁止溜送，排量6.5-7l／s，监测好钻压、泵压、转盘负荷，划眼期间司钻，副司钻操作刹把，专人辅助司钻观察泵压，尽量减少憋泵泵压过高，环空砂子因憋泵憋的太死复杂恶化。

6.3钻输电测

（1）常规钻具通井调整钻井液性能配封闭，起钻至窗口静止，模拟钻输电测井下情况，确保钻具上、卸扣静止期间不转动钻具，上提不超过正常悬重加摩阻200kN之内，才可以配封闭起钻钻输电测，否则继续通井、调整钻井液性能。

（2）针对井下粘卡时下压钻具比上提钻具更容易解卡，钻输过程中和电测人员配合好，电缆和钻具同步活动，当井下出现粘卡时，钻输下测时上完扣先上提钻具提开后再下放，钻输上测时钻具接头过转盘面1m左右再下放坐吊卡卸扣，确保钻具静止卸扣时处于自由状态，严禁带拉力卸扣。

（3）钻输电测时间长起下钻期间确保井控安全。下钻至2000m顶通、3000m循环3-4L/s把重浆、后效排完，进、出口密度平衡再钻输下钻，钻输上测甩掉旁通后循环至进、出口密度平衡，泵入重段塞再起钻。

原计划钻输下测上完扣上提钻具超过悬重加摩阻300kN暂停钻输电测通井，实际钻输下测上提最大超过悬重加摩阻250kN提开，钻输电测顺利。

6.4 下套管

通过通井多次调整钻井液性能配封闭验证，井下粘卡消除不了，钻具上、卸扣静止期间不转动钻具，上提钻具超过正常悬重加摩阻150kN，下放钻具超过悬重加摩阻100kN，Ф101.6mm尾管比Ф79.4mm钻具外径大22.2mm，刚性更强，尾管无接箍支撑紧贴井壁，因此下钻输送尾管比正常下钻具粘卡更严重，常规尾管悬挂器支撑套最大承重300kN。

下要管技术保障措施：

（1）针对本井粘卡严重，下尾管遇卡上提吨位过大，定制德州隆科不带卡瓦牙的尾管悬挂器，直接坐底循环固井，此套悬挂器最大可上提1200kN，无卡瓦牙支撑座挂的悬挂器与套管环空间隙相对大，容易开泵，不易憋堵。

（2）尾管割焊一把抓引鞋，根据套管串坐底固井要求割焊引鞋7m，引鞋底部侧面留有焊缝可以循环冲砂，距离引鞋底部6m左右螺旋割3-4个Ф20mm水眼孔，即使引鞋扎进井底沉沙也可以开泵循环。

（3）准备2根3m短钻杆，调整钻具回缩距。

（4）常规钻具通井到底钻井液性能调整好后，提高排量至9.5L/s配合高转速转动钻具套划眼循环清砂，确保井眼砂子循环干净。

（5）先泵入封闭液5m3，再泵入6m3解卡剂，替浆8m3，下部井眼粘卡严重井段封入解卡剂，上部裸眼封闭液。替浆到位，起钻前静止3分钟做粘卡实验，上提钻具超过悬重加摩阻也就50kN提开。

（6）下钻输送尾管严格控制速度，防止下钻过快激动压力大压漏地层，输送尾管至窗口循环一个迟到时间，防止钻井液静止增稠，下钻输送尾管到底开泵困难憋压太高。

（7）下钻到底开泵不好开活动钻具时，钻具接头在转盘面上下3m左右活动，即使遇卡可以直接接短钻杆固井，防止遇卡后钻具接头距离转盘面太远，固井水泥头不方便接。

7 结论和建议

（1）针对深井开窗侧钻高泵压排量受限，使用Ф79.4mm非标直连型钻杆，可有效降低施工泵压，提高排量，达到强化参数提速清砂的目的。

（2）针对深井井温高，选用质量过硬抗高温耐腐蚀的螺杆、随钻仪器，减少因中途螺杆、随钻仪器有问题频繁起下钻，影响钻井时效。

（3）井眼轨迹通常优化为增-稳-微降斜剖面，优先使用1.5°大弯度螺杆提高造斜率，有效降低稳斜段最大井斜，加强井眼轨迹预测，始终保持井斜超过靶心平均井斜以上，距离靶点较近定向托压严重时利用复合钻进自然降斜中靶，提高稳斜段机械钻速。

（4）针对深井高密度钻井液，使用好四级固控设备，合理使用离心机，降低有害固相含量，保证抗温药品的有效含量，提高钻井液的高温稳定性和抗污染能力。

（5）针对塌漏同存，安全密度窗口窄的井，加强低压层随钻封堵、渐进承压，井壁失稳井段的封堵、抑制，固壁相结合，降低坍塌压力，从而拓宽安全密度窗口。

（6）针对喷漏同存，安全密度窗口窄的井，钻进时利用小井眼循环压耗大低密度钻进，起钻前提高钻井液密度或窗口泵入重段塞压稳油气层，下钻分段循环恢复钻进时密度防漏。

（7）降低钻井液有害固相含量，加强钻井液的润滑，提高泥饼质量减缓井下粘卡现象，紧盯司钻操作，加强井下情况研判，减少钻具静止时间，保证钻具安全。