套管側鉆技術在本布圖油田焉2區塊的應用

劉 炳，忽建澤，張紅軍，鄭永超，邱曉龍，姚 俊

(中國石化河南石油工程有限公司鉆井工程公司，河南南陽 473132)

套管側鉆技術在本布圖油田焉2區塊的應用

劉 炳，忽建澤，張紅軍，鄭永超，邱曉龍，姚 俊

(中國石化河南石油工程有限公司鉆井工程公司，河南南陽 473132)

為形成新的注采井網，縮小注采井距，補充地層能量，抑制底水錐進，充分挖掘剩余油富集區潛力，對本布圖油田焉2區塊西北部低效井實施了套管開窗側鉆技術。由于前期施工經驗不足以及側鉆小井眼段煤層多、地層研磨強、裸眼段長、地層壓力異常等因素影響，初期施工的前2口井鉆井速度慢、鉆井周期長；通過優化技術措施，調整施工方案和認真施工，后續4口井的鉆井周期大幅縮短，逐步探索出一套適合該區塊側鉆井施工的技術。

本布圖油田；側鉆井技術；鉆井液

1 套管開窗側鉆井基本情況

本布圖油田焉2區塊位于焉耆盆地博湖凹陷本布圖構造帶上，為北西向背斜，屬于低孔低滲儲層，西北部表現為上油下水的底水特征。生產井初期采油速度過高，導致近井地帶壓力下降過快，同時排狀井網注采井距過大，無法建立有效壓力驅動體系，地層壓力虧空嚴重，底水錐進嚴重，油井見水后產油量急速下降。為此2014年焉2區塊西北部部署套管開窗側鉆井，目的是以目前井網為基礎，結合西北區I2層底水特征油藏特點，利用低效井進行側鉆，并與鄰近注水井形成新的注采井網，縮小注采井距，補充地層能量，抑制底水錐進，充分挖掘剩余油富集區潛力，以提高儲量動用程度，改善開發效果。該區塊地層鉆進存在以下難點：一是地層含礫石且研磨性強，易導致鉆頭早期失效；二是煤層井段多且長，易垮塌誘發井下復雜；三是地層壓力紊亂，地層壓力系數0.69～1.55，平衡地層壓力的鉆井液密度難以確定，易出現井涌、漏；四是開窗點深(2 000～2 250 m)、裸眼井段長(703 m)，增加了施工難度。在完成的6口井中，前兩口井(T4431C1、T4330C1)機械鉆速非常低、鉆井周期長。

2 側鉆井施工技術[1-5]

2.1 優化實鉆剖面設計

合理的井身剖面設計是側鉆井成功實施的關鍵與前提。借助計算機軟件進行剖面設計時，既要使井眼設計軌跡能夠保證施工安全，最大限度地降低扭矩、摩阻和有利于穩定井壁，還要兼顧有利于快速鉆井、方便現場施工，使設計軌跡易于實現和控制。所施工6口側鉆井對剖面都進行了優化，后4口井還縮短了試鉆段，由設計的20 m減少為10 m；6口井都增加了增斜井段的增斜率，這樣有利于現場實際施工和提高鉆井時效。

2.2 采用陀螺定位坐封斜向器

準確的窗口方向可為小井眼側鉆帶來很大方便，能夠一定程度上降低新井眼的狗腿度，使新眼軌跡平滑，有利于快速施工與安全，而窗口方向是和斜向器斜面的坐封方向緊密相關的。斜向器斜面坐封方向的定位可采用有線隨鉆測量儀器和精度高的陀螺測量儀器實現，采用陀螺定位可克服老井套管的磁干擾、精度高，因而被廣泛采用。2014年度焉耆所施工的6口側鉆井斜向器斜面定位全部采用陀螺測量儀，測量儀準確度都比較高，與設計新井眼的方位偏差均不超過15°。

2.3 優選鉆頭類型

焉2區塊2 000～2 200 m地層基本上是可鉆性差的紅泥巖，該段在軌跡上屬于試鉆段和增斜段，為了提高定向速度和增斜效果，本段選用江鉆YC517單牙輪鉆頭。2 200 m以下地層大多屬于砂礫巖研磨性強、可鉆性差地層，且煤層較發育，不太適合牙輪鉆頭，易早期失效。前兩口井因選用江鉆單牙輪鉆頭，造成單井500 m左右的裸眼段要使用5～6只鉆頭，機械鉆速低。第三口井在該層段成功試用了江鉆4刀翼PDC鉆頭，機械鉆速大幅提高，四口井中PDC鉆頭復合鉆時的鉆速達8～11 m/h、滑動鉆速達2.5～3.5 m/h。目前焉耆側鉆井的鉆頭使用基本采用以下方式：試鉆段和第一趟增斜段采用YC517單牙輪鉆頭，第二趟增斜段和穩斜段使用江鉆4刀翼PDC鉆頭，剩余井段采用舊PDC鉆頭，一口井2～3只鉆頭便可鉆完裸眼段。

2.4 優選高效螺桿鉆具

焉2區塊側鉆井的裸眼井段均在2 000 m以下，鉆進井段比較深，為滿足進尺多、鉆速快、時效高、定向效果好等方面的因素就必須選用高效單彎螺桿鉆具。前兩口井(T4330C1、T4431C1)由于考慮成本因素和對小螺桿的認識有限而選用A廠家φ95 mm螺桿，該螺桿因馬力不足而進尺慢、有效工作時間短，造成經常起鉆換螺桿，每口井用量3根。經過調研和咨詢，后4口井選用B廠家的螺桿鉆具，該螺桿鉆具動力強勁、有效工作時間長、定向效果好，其巴掌體經過強化處理，抗研磨性較強，現場應用每口井用量1～2根。

2.5 優化軌跡控制技術

針對前兩口井進尺慢、鉆速低的缺點，通過認真總結、分析，后4口井主要采取以下軌跡控制措施，以滿足焉耆側鉆井開窗點深、井眼小、裸眼段長、煤層段多且厚、井身質量要求高等軌跡控制難點：①施工前首先針對該井的具體情況和特點做出有利于該井安全、快速施工的新剖面設計；②斜向器斜面采用陀螺準確定位；③試鉆段(常規鉆具)只鉆進10 m，試鉆鉆具底部使用1根φ105 mm鉆鋌，以增加其剛度，防止新眼掉井斜滑入老井眼；④第一趟增斜鉆下入1.5°單彎螺桿鉆具，并且采用單牙輪鉆頭，同時使用無線隨鉆監控，定向一開始盡管井斜只有3°左右，但仍把工具面擺在0°，全力增斜，以利于新、老井眼快速分叉；⑤第二趟增斜段及以后的穩斜段采用PDC鉆頭加1.25°單彎螺桿鉆具，使用無線隨鉆監控，加強測量監控，鉆進中根據測量結果及時進行待鉆軌跡設計預測，必要時起鉆更換鉆具，確保井眼軌跡處于安全受控狀態。

2.6 優選鉆井液體系及維護措施

本布圖油田焉2區塊側鉆井鉆遇層段主要有中生界侏羅系的西山窯組和三工河組(儲層)。西山窯組巖性主要以厚層深灰色泥巖為主，夾薄層淺灰色泥質粉砂巖及黑色煤和碳質泥巖，砂巖不發育；三工河組巖性為深灰色泥巖、淺灰色細礫巖、含礫砂巖、礫狀砂巖等不等厚互層。在上述地層中，泥巖水化膨脹嚴重，易引發井眼縮徑；脆性碳質泥巖掉塊，煤層較發育，易引起井壁垮塌。因而要求該區塊鉆井液必須具備良好的濾失造壁性和抑制防塌能力，為此所施工6口側鉆井采用聚磺防塌鉆井液體系(核心是煤層防塌防卡)基本配方為：清水+(0.3%～0.4%)純堿+(0.2%～0.3%)燒堿+(4%～5%)膨潤土+0.5%FA367+(0.5%～1%)SNH-1(或KJ-1)+(2%～3%)SFT(或WFT-666) +(2%～3%)RT-1+ BYJ-1。同時，考慮到側鉆小井眼井環空間隙小、裸眼井段長、定向困難和地層壓力高等因素，還要求該區塊鉆井液必須具有良好的流變性、較低的固相含量、合適的密度、較低的濾失量及薄韌且潤滑性好的泥餅(有利于煤層穩定防塌)。在施工過程中要及時維護處理鉆井液，保證大分子聚合物質量分數達0.4%以上，用FA-367提高鉆井液抑制性，控制造漿和保持井眼穩定；使用SNH-1(或KJ-1)降低鉆井液濾失量；保持鉆井液的低黏低切，以降低環空壓力，防止激動壓力過高憋漏地層；及時加入相應濃度的潤滑劑和防塌劑，使鉆井液具備良好的潤滑防塌能力，摩阻系數控制在0.1以下，既有利于防卡，又確保了井壁穩定；振動篩、除砂器、除泥器有效運轉率要達到100%，離心機根據實際情況使用，始終使鉆井液的含砂量小于0.5%。另外，該區儲層為低孔特低滲儲層，物性差，敏感性程度嚴重，為滿足開發的需要，在鉆開油氣層前要調整好鉆井液性能，保證各項性能均能符合保護油氣層及穩定井壁的要求，按設計要求加入相應濃度的油保材料，對油氣層進行屏蔽暫堵保護。所鉆6口側鉆井的鉆井液性能為：密度為1.23～1.28 g/cm3(T4239C1井溢流，密度達1.46 g/cm3)、黏度45～70 s、失水3～5 mL、泥 餅 0.4～0.5 mm、含沙量<0.5%、固相含量6%～8%、動 切 力 4～12 Pa、塑性黏度10～20 mPa·s、動 塑 比0.45～0.6、膨潤土含量 3.5%～5.5%。

2.7 強化安全措施

①使用高強度φ73 mm18°斜坡鉆桿和斜坡加重鉆桿，用加重鉆桿代替鉆鋌(只在10 m試鉆段使用1根φ105 mm鉆鋌)，簡化鉆具結構，下部少用接頭，防止鉆具故障；②銑錐開窗時鉆壓、轉速、排量一定要按技術要求執行，加壓均勻，防止溜鉆扭斷銑錐；③鉆具過窗口一定要控制下防速度，平穩滑過；④嚴防異物落入井筒內，卡死鉆具或造成鉆頭受損；⑤按推薦要求使用鉆頭，控制好鉆進參數，嚴禁溜鉆和頓鉆，嚴禁加壓啟動泵和轉盤；⑥堅持每鉆進100 m左右進行一次短程起下鉆(起下6～10柱)，鉆完每單根轉盤劃眼2次，及時修正井壁、破壞巖屑床和清洗井底；⑦煤層段鉆進時堅持“進1退2”原則，控制鉆進速度，每鉆完一單根劃眼兩次；⑧及時調整鉆井液性能，嚴防黏附卡鉆和掉塊卡鉆；⑨用好四級固控設備，清除有害固相；⑩起鉆及時灌漿，防止井壁垮塌。

3 現場應用效果

2014年本布圖油田焉2區塊共實施側鉆井6口，前2口(T4330C井1、T4431C1井)處于摸索、試驗階段，進尺慢、周期長、機械鉆速低，后4口井(T4239C1井、T4501C1井、T103C1和T4432C1井)優化了各項技術措施，取得了良好的應用效果。

(1)機械鉆速大幅提高：后四口井的機械鉆速明顯高于前兩口井，具體情況見表1，鉆井周期大幅度縮短，這主要得益于PDC鉆頭、高效螺桿及軌跡的有效控制，提高了鉆井時效，節約了鉆井成本。

(2)井身質量達到了工程和地質設計要求,實鉆數據詳見表2。

(3)優選出適用于井眼軌跡控制和安全快速鉆進的鉆頭序列與型號。后四口井平均鉆頭用量2～3只(包括牙輪和PDC)，低于前兩口井的5～6只數量，單只鉆頭平均進尺提高。

表1 焉耆本布圖側鉆井結果

表2 焉耆本布圖側鉆井中靶數據情況

(4)優選出了高效螺桿鉆具，提高了鉆進時效，降低了鉆井成本。后四口井螺桿用量大幅減少，共使用1.25°和1.5°單彎7根，低于前兩口井7根用量。

4 結束語

套管開窗側鉆技術在本布圖油田的成功應用，提升了河南油田套管開窗側鉆小井眼鉆井技術水平，為進一步推廣應用奠定了基礎。套管開窗側鉆小井眼鉆井是一個系統工程，仍需不斷地研究、探索、完善，需要注入新技術、新工藝，以實現安全優質高效鉆井，更好地發揮套管開窗側鉆井的優勢，為勘探開發增儲上產帶來更大的效益。

[1] 張保增，王瑞和．CCP105-5側鉆水平井施工技術[J]．石油鉆采工藝，2007，29(2)：10-12．.

[2] 張東海．φ139.7 mm套管開窗側鉆技術現狀及其展望[J]．新疆石油科技，2007，17(1)：4-7．

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[4] 邱維清．伊朗Y油田套管開窗側鉆技術[J]．鉆采工藝，2013，36(6)：112-115．

[5] 張儀，李彬，楊麗，等．卡拉姆卡斯套管開窗側鉆水平井技術研究[J]．西部探礦工程，2013,25(10):57-59．

編輯：劉洪樹

1673-8217(2015)04-0114-03

2015-03-11

劉炳，高級工程師，1965年生，1989年畢業于西南石油大學鉆井工程專業，現從事特殊工藝井鉆井技術研究與技術服務工作。

TE242

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