大斜度井定向侧钻技术

邵波

摘要：套管开窗侧钻即用专用工具将老井眼套管磨铣出一个与地层连通的窗口而后进行侧钻。套管开窗侧钻工艺技术主要应用在分支井、事故井处理和老井二次开发等。本文以川西气田为例，探讨大斜度井定向侧钻技术。

关键词：超深大斜度定向井；套管开窗；裸眼侧钻；多层多增式井眼轨道

1. 大斜度井开窗作业难点

川西气田由中石化西南油气分公司部署于四川盆地川西凹陷龙门山构造带，主力层位雷口坡组，共部署钻井平台6个、30口井。PZ6-4D井位于四川省成都市彭州市葛仙山镇文林村7组，是PZ6号平台所部署的4口井中实施的第一口井，设计为四开制直井，主要目的层为雷三段、雷四段，完钻层位雷二段（井身结构如图1所示），于2019年3月28日开钻，12月8日钻至井深6446m钻穿雷三段进入雷二段顶部完钻。PZ6-4D井直导眼完钻后，结合雷口坡组岩芯分析数据和测井解释数据，决定对该井实施大斜度钻井。

图1 PZ6-4D直导眼井实钻井身结构图

大斜度井开窗作业难点在于下钻时套管内磨阻大，斜向器与铣锥连接的销钉易产生疲劳提前剪切；井斜大，特别是老井由于套管壁不清洁（结蜡）造成下斜向器时遇阻；由于侧钻点以上的井眼轨迹复杂，造成斜向器遇阻；下钻时下放过猛造成销钉提前剪断；井斜大，坐挂时由于斜向器贴壁，坐挂不成功；井斜大造成磨阻大，脱手时不易压断销钉；井斜基数大，侧钻后新老轨迹不易分离。

2.开窗侧钻技术措施

2.1开窗前作业准备

（1）开窗点应选择固井质量良好、岩性为泥岩的井段，上下窗口及锚定位置避开接箍及套管扶正器；（2）搜集老井资料包括生产管柱图、油品性质（原油粘度、含蜡程度，井下温度等）；（3）对生产时间较长且含蜡量高、重质、稠油等老井，洗井时可考虑选用地热水、柴油或套管清洗剂等，充分清洁套管内壁残留物。

2.2刮管及通井作业

通井钻具应当模拟斜向器组合刚性，并能起到良好的清理井壁的效果。推荐钻具组合中带近满眼扶正器及可旋转刮管器（刮管器牙板可收缩，不能明显验证套管变形或有异物的情况）。

2.3下斜向器

斜向器前收集斜向器结构图、销钉弱点等相关资料；斜向器吊至钻台时做好防磕碰工作，防止液压管线损坏；下钻过程中要严格控制遇阻吨位，原则上不超过3t；下钻时，严格保证钻具不转动，下放速度控制在0.20~0.3m/s之间；斜向器等工具过防喷器及防磨衬套时，缓慢下放钻具，避免发生磕碰；每次接完立柱，缓慢上提，提活之后缓慢下放，克服掉钻具摩阻之后，再正常下钻，避免钻具对下部销钉产生过大的冲击；遇阻后开泵应当缓慢，避免因压力激动造成斜向器提早座挂。

2.4坐挂斜向器及销钉剪切

大井斜在使用MWD找出斜向器工具面之后需确认多次。在转动钻具找工具面时每次转动角度不应过大避免转过且操作平稳（斜向器与铣锥为销钉连接，尽可能避免重复转动钻具）。坐挂斜向器时应当控制悬重在中和点位置。受到磨阻影响，下压存在无法剪断销钉风险，应尝试多次，最终在尝试上提脱手。（斜向器卡瓦存在上提解封的风险）。大斜度井由于开窗段多在稳斜段居多，在设定开窗工具面时可考虑在原轨迹扭方位段，通过边增斜边带方位方式离开老井眼，建议斜向器工具面摆到45~50°为宜。

2.5开窗作业

提前在高架槽备强磁，以便开窗过程中搜集套管铁屑以便承重及观察铁屑形状判断井下磨铣情况。进行开窗前应当记录上提和下放重量，空钻重量，转速，扭矩，泵速和压力为下一步作业提供参数依据。开窗过程可分四个阶段：（1）初始阶段：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，然后中压中速磨铣；（2）骑套阶段：从铣锥底圆接触套管内壁到底圆刚出套管外壁为开窗第二阶段，此段重压很容易提前外滑，但不加一定钻压又不易磨铣切削套管，使铣锥沿套管外壁均匀磨铣，保证窗口长度；（3）出套阶段：从铣锥底圆出套管到铣锥最大直径全部铣过套管为开窗第三阶段，此段是保证下窗口圆滑的关键段，只要稍一加压就会滑出套管；（4）修窗阶段：高转速，平稳在窗口上下活动，修窗完毕后，停止转动下放管串通过窗口，如果摩阻异常，继续修窗直到摩阻正常。起钻后，铣锥，磨鞋起出后需确认最大外径处磨损在1/8''以内，方可转入下步作业。大斜度井在开窗过程中由于老井眼轨迹复杂，扭矩基值大，波动幅度大现象，在开窗过程中应设定扭矩上限确保铣锥不会蹩坏套管或造成硬卡；根据铁屑返出情况可中途及开窗完毕后扫稠塞携带铁屑；在开窗过程中，每进尺1m活动钻具一次或者每钻进45min活动钻具一次；在开窗过程中，蹩扭矩时严禁带扭矩上提钻具。

3.裸眼侧钻技术

PZ6-4D井钻至井深5638.05m遇小唐子组高压油气显示，在处理过程中发生井下复杂故障。后因故障处理难度较大，甲方决定回填侧钻。

3.1难点分析

（1）本井为套管开窗侧钻井，井深4210~4212.5m为套管开窗窗口，钻具通过性能低于其它井段。裸眼侧钻钻具组合带有1.75°单弯螺杆或2.25°弯接头，通过该处时摩阻大，可能无法出窗。

（2）本井实际钻达井深5638.05m，设计侧钻点4310m，下部老井眼长1328.05m，防碰难度大。

（3）老井眼内有1035.17m钻具，可能改变地层磁场强度，对MWD测斜数据准确性带来不利影响。

3.2技术措施

根据PZ6-4D井⌀241.3mm井眼裸眼侧钻实际井况，设计了“⌀241.3mm混合钻头+⌀185mm1.75°弯螺杆+MWD”弯螺杆侧钻钻具组合和“⌀241.3mm混合钻头+⌀185mm直螺杆+⌀185mm2.25°弯接头+MWD”弯接头侧钻钻具组合两套方案。综合考虑侧钻点上部存在如图2所示的套管开窗点，对下部钻具通过性有一定影响，结合前期螺杆钻具过窗口时的遇阻情况，决定使用弯螺杆钻具组合，并制定技术措施如下：

图2套管窗口示意图

（1）扫塞起钻前做好水泥石承压试验（承压能力在150kN以上），调整好钻井液性能，循环清洗井底，保证井眼干净，记录钻水泥塞钻时，并捞1~2包水泥石；（2）在控时侧钻前进行静粘试验，3min、5min、10min、15min、30min各一次，以提供侧钻施工的防粘数据；（3）下钻到底开泵正常后，采用增方位的方式进行侧钻（工具面85R~95R），先进行定点循环1h造台肩，再进行严格的控时钻进，具体时间为：前6m控制时间为6h/m，再8m控制时间为5h/m，再3m控制时间为4h/m；然后根据岩屑返出情况，判断侧钻是否成功，若确认侧钻成功后，在钻头使用时间许可的情况下继续控时钻进5m；（4）开始控时钻进前接好整立柱，侧钻施工中每侧钻1m捞1包岩屑，清洗干净，排放好，进行对比、分析侧钻效果，以确定下一步侧钻技术措施；（5）结合岩屑情况和MWD测量数据，判断侧钻情况：当岩屑含量达95%以上、夹壁墙达0.5m以上可确认侧钻成功，循环起钻更换常规定向钻具。

结 语：

页岩气储层段的开采始终是一个难题，而大斜度定向井技术因能够在钻穿更长的页岩气储层段基础上能够加大范围的探明其中的含气面积，同时具有提高单井产气量的优点，被越来越多的应用在了页岩气储层段的开采上。我们通过对井身结构、钻具组合、钻柱力学、固井、井眼轨迹等技术的优化设计，大幅提高了直径预探井工作的效率。在优选出符合高陡构造区页岩气勘探的钻井工程设计方案后，就要利用油基钻井液、旋转导向钻井等先进技术，进行钻井，从而大大缩短了钻井周期，有效提高了钻井效率，实现了优快钻井的工作目的。

参考文献：

[1]李广,韩强,赵海艳,等.胜利油田小井眼定向套管开窗侧钻技术[J].石油钻探技术,2008,36(4):75-78.

[2]胡大梁,欧彪,何龙,等.川西海相超深大斜度井井身结构优化及钻井配套技术[J].石油钻探技术,2020,48(3):22-28.