蘇北盆地小井眼側鉆井關鍵技術研究與應用

樊繼強， 王 委， 陳小元， 黃志安

（中石化華東石油工程有限公司江蘇鉆井公司，江蘇揚州 225261）

老井眼套管開窗側鉆是各油田降本增效的主要措施之一。與常規井相比，套管開窗側鉆可節約鉆機費用25%～50%，個別區塊甚至可節約75%[1]，且98%的井側鉆后產能較高[2]。蘇北盆地經過40 余年的勘探與開發，部分油田已進入開發中后期，因各種原因造成的報廢井、停產井、低產井越來越多，而且蘇北盆地原油開發成本較高，因此加大套管內開窗側鉆井的布置力度更為迫切。

蘇北盆地96% 以上的開發井采用φ139.7 mm油層套管，油層段為小井眼，而在小井眼開窗側鉆，對鉆井液的封堵性、抑制性、攜巖性、潤滑性，以及井下工具、固井質量等的要求較高[3-4]。國外從20 世紀60 年代、國內從20 世紀末開始進行側鉆井研究[5]，發展至今已完成了大量的側鉆井，但可用于小井眼的工具不多，且受排量等鉆井參數限制，不僅機械鉆速低，而且隨著裸眼段長度增加，井眼清潔困難、井下摩阻扭矩大、固井質量難以保證等問題仍然沒有解決。2005—2011 年，蘇北盆地側鉆井的現場施工發現[6]，由于小尺寸鉆頭及動力鉆具優選難，導致機械鉆速較低，鉆井周期相對較長，復雜時效也居高不下。

為此，筆者通過套管開窗方案設計、開窗工具優選、井眼軌跡調整與控制、巖屑床清除、個性化鉆頭設計、鉆井液體系優選及固井技術優化等措施，形成了蘇北盆地小井眼側鉆井關鍵技術，并在9 口井進行了成功應用，達到了提速提效的目的。

1 小井眼側鉆井技術難點

近年來，蘇北盆地側鉆井均采用φ117.5 mm 鉆頭在φ139.7 mm 套管內開窗，側鉆點平均井深1 437.75 m，側鉆后平均井深2 144.53 m（最深達3 271.00 m）；裸眼段長700.00～800.00 m，最長877.00 m；機械鉆速2.12 m/h，鉆井周期25.88 d，復雜時效6.3%。側鉆井鉆井資料分析認為，存在的主要鉆井技術難點為：

1）井眼軌道復雜，控制難度大。蘇北盆地側鉆井三維井眼軌道多，中靶要求高，防碰難度大。隨著井斜角增大，摩阻、扭矩增大，托壓嚴重，工具面不穩定，井眼軌跡控制難度進一步加大。例如，側周32-11A 平1 井與鄰井的最近距離僅為1.50 m，防碰平行井段長達120.00 m；2 022.00～2 228.00 m 井段的井斜角大于80°，方位角從10.84°增至57.85°（變化近50°）。入窗前，大井斜井段出現巖屑床沉積，導致摩阻、扭矩增大；采用的φ73.0 mm 鉆桿柔性大，易出現螺旋屈曲，鉆壓施加十分困難，嚴重影響了定向鉆進效率。

2）井下復雜情況多，鉆井周期長。由于環空間隙小，井下工具尺寸小，鉆井參數優化受限，導致循環攜巖效果不佳、機械鉆速低和裸眼段浸泡時間長，造成復雜時效居高不下。例如，側永22-2 井全井機械鉆速僅1.37 m/h，鉆井周期46.29 d，超出設計49%；側沙20-46 井存在“糖葫蘆”井段，電測遇阻，先后通井8 次，損失時間198 h；側閔3-1 井因出現井下復雜情況，鉆井時間損失640 h。

3）固井質量難以保證。φ95.2 mm 尾管入井后的理論環空間隙僅為11.2 mm，小于常規固井所要求的最小間隙19.0 mm。環空間隙小，套管居中度差，固井時窄邊難以驅替，易發生竄槽；環空流動阻力大，懸掛器卡瓦處截流面積小，循環泵壓高，易堵造成井漏；排量受限，頂替效率難以保證，不易達到紊流，固井施工時間長，易發生水泥漿早凝現象；油氣層活躍，易發生油、氣、水等地層流體竄流；水泥漿用量小，密度不易控制[7-9]。

2 小井眼側鉆井關鍵技術

2.1 套管開窗方案和工具

套管開窗時，若坐掛處有雜物或套管不規則，會導致斜向器坐掛失敗；開窗點無水泥或水泥封固質量較差，易在窗口處出現井眼失穩、漏失等情況。因此，一般先在預定位置及方位安放斜向器，起出送入工具后再下入復合式銑錐，2 趟鉆完成。若井眼較淺，可在1 d 時間內完成；若井眼較深，需要2 d左右才能完成套管開窗。

確定側鉆點時，選擇井斜角小和地層穩定的井段，避開接箍和封隔器，在滿足中靶條件的前提下盡量多利用老井眼段；開窗點以淺套管應無變形、破損和漏失；窗口位置套管外水泥環封固良好；對水泥返高低的特殊井，先射孔擠水泥或開窗后憋壓擠水泥。開窗前，先刮管通井，使用刮管器在斜向器坐掛位置上下50.00 m 范圍內反復刮削2～3 次，以確保斜向器正常坐掛。

側鉆點在井深2 500.00 m 以淺的井，采用先下斜向器、再下復合銑錐的常規方式；側鉆點在井深2 500.00 m 以深的井，選用一體化開窗工具，該工具主要由復合銑錐、卡瓦液壓錨定式斜向器、銷釘及液壓管線等組成，其工作原理如圖1 所示。復合銑錐與斜向器通過銷釘聯接，液壓管線從銑錐水眼處引出后，與斜向器卡瓦相連；一體化開窗工具組合下到預定位置后，按設計方向擺放斜向器、坐掛，緩慢下壓15～20 kN，剪斷領眼銑刀與斜向器之間的聯接銷釘，重新校正井深后開始開窗。

圖 1 一體化開窗工具工作原理示意Fig. 1 Working principle of integrated windowing tool

開窗時，先輕壓磨銑，鉆壓5～10 kN，轉速60～65 r/min；磨銑出均勻的接觸面后，改用中壓磨銑，鉆壓10～30 kN，轉速50～60 r/min。磨銑時注意觀察返出的鐵屑形狀及大小，防止鐵屑纏繞銑刀。磨銑完成后可再鉆進3.00～5.00 m 裸眼段，起鉆前大排量循環，打稠漿掃塞，清除井內鐵屑，直至無鐵屑返出后起鉆，一趟鉆完成坐斜向器、開窗及修窗作業，可節約一趟起下鉆時間。

2.2 井眼軌跡調整和控制及巖屑床清除措施

根據原井井眼軌跡、靶點坐標、完鉆垂深和工具的造斜能力等，設計造斜點、井身剖面和井眼曲率，優化井眼軌道。開窗點以淺使用陀螺測斜儀復測老井井眼軌跡數據，以避免套管磁性對測斜儀的影響，開窗成功后繼續鉆進20.00～30.00 m，然后進行定向作業。造斜率一般控制在（15°～25°）/100m，并優選螺桿鉆具，以實現連續導向鉆進、準確中靶。井網密集區塊要注意防碰繞障，提前預測井眼軌跡的延伸趨勢，及時進行防碰掃描，小于安全距離時要及時調整井眼軌跡。

為降低井下作業風險，采用簡化鉆具組合：φ117.5 mm 鉆頭+φ95.2 mm×（1.00°～1.75°）單彎螺桿+ MWD 短節+φ88.9 mm 無磁承壓鉆桿+φ73.0 mm加重鉆桿×18 根+配合接頭+φ73.0 mm 鉆桿；水平井采用倒裝鉆具組合：φ117.5 mm 鉆頭+φ95.2 mm×（1.00°～1.75°）單彎螺桿+ MWD 短節+φ88.9 mm 無磁承壓鉆桿+φ73.0 mm 鉆桿×30 根（根據需要調整）+φ73.0 mm 加重鉆桿×18 根+配合接頭+φ73.0 mm鉆桿。

定向鉆進時控制全角變化率在設計值以內，逐漸增大井斜角至穩斜段，然后減少井眼軌跡調整次數，保證井眼平滑；每次滑動鉆進結束后劃眼1～2 次；若出現扭矩大、送鉆困難、滑動鉆進工具面不穩定和托壓嚴重等問題，及時采取短起下鉆、適當增大排量、用稠漿清掃井筒、倒裝鉆具及使用螺旋清砂鉆桿等措施清除巖屑床。

螺旋清砂鉆桿是在常規鉆桿管體或加重鉆桿管體外側增加了幾組有一定深度、導程較長、截面形狀特殊的多頭螺旋槽，鉆桿高速旋轉時，螺旋槽的大截面可使靠近井壁處的流體擁有更高的動能，尤其是在下井壁附近產生更強的渦流，對沉積于下井壁的巖屑床能產生更有效的沖刷和清除效果，如圖2 所示。螺旋清砂鉆桿的長度、公扣、母扣均與常規鉆桿相同。該鉆桿一般安放在井斜角大于30°的井段，200.00 m 左右安放一根，每次安放2～3 根，可有效提高井筒清砂效果。

圖 2 螺旋清砂鉆桿與井壁環空的流體流動情況Fig. 2 Fluid flowing among the annulus of spiral sand removal drill pipe and borehole

2.3 個性化PDC 鉆頭設計

單牙輪鉆頭壽命短，不適合用于連續導向鉆進，且其機械鉆速較低（如三垛組—戴南組地層滑動鉆進時的機械鉆速僅1.0 m/h 左右）。大部分井側鉆后要立即定向，要求鉆頭具有較強的攻擊性和良好的定向效果。為此，設計了φ117.5 mm KSD1642GR 型和KSD1352GR 型2 種PDC 鉆頭。

φ117.5 mm KSD1642GR 型PDC 鉆頭用于定向鉆進井段短、長穩斜段快速鉆進。該鉆頭采用定向特征擊碎線設計，調整切削齒后傾角，以便在保證鉆頭攻擊性的同時，提高其定向能力；同時，增加副刀翼布齒數量，以提高鉆頭的穩定性；配有4 個可換噴嘴，以滿足不同壓降需要；采用一體式短刀翼結構，以提高鉆頭的定向效果。（見圖3）。

圖 3 φ117.5 mm KSD1642GR 型PDC 鉆頭Fig. 3 φ117.5 mm KSD1642G PDC bit

φ117.5 mm KSD1352GR 型PDC 鉆頭是針對定向工具面不穩定、定向難度較大的鉆井工況而設計的，具有較強的攻擊性。該鉆頭內錐齒后傾角較大，在定向鉆進時能較好地控制扭矩波動；鼻部、肩部和齒的后傾角較小，以使鉆頭具有較強的整體攻擊性；采用3 個φ10.0 mm、2 個φ12.0 mm 固定噴嘴，同時減小刀翼的寬度，以保證每個刀翼上的切削齒都能得到良好的清洗和冷卻；采用主動保徑、短保徑，以具有較好的定向效果（見圖4）。

圖 4 φ117.5 mm KSD1352GR 型PDC 鉆頭Fig. 4 φ117.5 mm KSD1352GR PDC bit

2.4 鉆井液體系優選

針對蘇北盆地側鉆井環空間隙小、環空壓耗大，對鉆井液攜巖、懸浮、潤滑、觸變及低固相等性能要求高的特點，為滿足小井眼施工對鉆井液強抑制性、強封堵性和潤滑性能等的要求，通過鉆井液性能試驗，優選了胺基聚合物鉆井液體系，其配方為：5.0% 膨潤土漿+1.0% 銨鹽+ 0.2% PAV-LV+0.3%M M C A+0.1% D S-3 0 1+0.2% N H-1+1.0%NH-EPL1+1.0%RHJ-1+ 2.0%FT-388+1.5%～2.0% LXJ-1+加重劑。其中，NH-EPL1 是一種高效極壓減摩劑，分子中含有能夠與礦物、鉆具表面產生化學吸附的基團，能形成有機膜，增加吸附性，增強潤滑性能；同時，在一定溫度和壓力條件下，形成的有機膜能夠覆蓋在鉆具和鉆頭表面，起到減摩降阻的作用。

2.5 固井技術優化

通過綜合對比、配方篩選以及降濾失劑、減阻劑和稠化時間的優化試驗，形成了適用于蘇北盆地小井眼固井的防竄增韌水泥漿，其主要配方為：HYG 水泥+1.5% 降濾失劑JS-12+2.0% 減阻劑JS-13+0.5%消泡劑JS-19。對該配方進行了室內復核試驗：水灰比0.44、密度1.9 kg/L，高溫高壓濾失量44 mL，61 ℃、25 MPa 條件下稠化時間為260 min；82 ℃條件下養護24 h，水泥石強度達28.4 MPa，滿足固井要求。

為提高套管居中度、降低套管下入風險，選用了φ95.2 mm 液壓變徑套管扶正器。該扶正器主要由中心管、液缸、銷釘、扶正片和止退環等組成（見圖5），配有專用膠塞及碰壓座（見圖6）。由于該扶正器變徑前直徑與套管相同，不會增加下入阻力；同時，該扶正器可靠性好，變徑后居中力大，在10 MPa壓力下的最小居中力不小于10 kN，不會提前膨脹；下到位后，固井前采用液壓脹開，可用于井徑擴大率不大于15%的情況，具有自鎖機構，膨脹后不會回縮，并且膨脹后不影響環空過流面積。

圖 5 φ95.2 mm 液壓變徑套管扶正器的結構Fig. 5 Structure of φ95.2 mm casing centralizer with hydraulic variable diameter

圖 6 膠塞及碰壓座剖面圖Fig. 6 Profile of rubber plug and bump pressure seat

為進一步提高防氣竄能力，選用了遇水自膨脹封隔器[10-12]。該封隔器主要由中心管、膨脹橡膠及金屬擋環等組成，如圖7 所示。中心管外徑95.2 mm，膠筒外徑114.0 mm，可封隔φ118.0～φ145.0 mm 井眼；橡膠采用聚合物材料，水進入聚合物材料中使橡膠持續膨脹，達到封隔層間的目的。

圖 7 遇水自膨脹封隔器結構示意Fig. 7 Schematic diagram of water-swelling packer

固井時，由于水泥漿用量少，使用具有二次攪拌功能的水泥車，將密度控制在設計要求范圍內。優化不同階段的排量，注水泥段按最大排量設計：替漿段到達平衡點之前，保持紊流狀態；到達平衡點之后，若井下條件好，則保持紊流狀態；若井下條件不好，為防止憋堵，調整為平板型層流。隔離液穿過主要層段的接觸時間為5～10 min。

3 現場應用

蘇北盆地小井眼側鉆井關鍵技術在該盆地9 口井進行了應用。應用效果表明，相比同區塊井況相近的其他井，平均完鉆井深增加428.59 m，進尺增加94.36 m，平均機械鉆速提高125.3%，鉆井周期縮短45.8%，復雜時效下降87.0%，固井質量合格率100%，取得了顯著的提速提效效果。應用井施工情況及應用效果見表1。

表 1 應用井情況及效果Table 1 Conditions of application wells and the effect

CF83-7 井的原井F83-7 井為定向井，完鉆井深3 502.00 m，φ139.7 mm 油層套管下深3 494.92 m，水泥返至井深2 191.20 m，先后在、等10 個層段采油，含水率均在90% 以上，產油量在1.0 t/d 以下。為挖掘F83 塊東部E2d1高部位剩余油，決定對F83-7 井側鉆，側鉆后為CF83-7 井。開窗側鉆點井深2 275.00 m，井斜角20.49°，該側鉆點在水泥返高以下。側鉆井設計為“增—穩”井身剖面，最大井斜角30.36°，2 個靶區半徑均為10.0 m。該井的主要特點是地層可鉆性差、斜井段長、靶區半徑小和井眼軌跡控制難度大。

開窗側鉆前先通井刮管，下入斜向器，測量方位后坐掛，下壓后倒扣丟手；下入φ117.5 mm 銑錐，鉆具組合為φ117.5 mm 銑錐+φ105.0 mm 鉆鋌×2 根+φ73.0 mm 加重鉆桿×19 根+φ73.0 mm 鉆桿。從井深2 275.00 m 開始鉆至井深2 285.00 m，完成開窗及修窗工作。

裸眼段鉆進時，下入定向鉆具φ117.5 mm PDC鉆頭+φ95.2 mm×1.50°單彎螺桿+φ105.0 mm MWD 短節+φ88.9 mm 無磁承壓鉆桿+φ73.0 mm 加重鉆桿×14 根+φ73.0 mm 鉆桿。為防止套管磁性對儀器產生影響，復合鉆至井深2 290.00 m 時開始定向，鉆至井深2 609.00 m 時井斜角、方位角均偏小，短起下15 柱后滑動鉆進19.18 m，井斜角從25.22°增至31.29°，方位角從311.28°增至317.38°，繼續鉆至井深3 100.00 m 時完鉆，井斜角降至14.83°，順利中靶，靶心距在7.00 m 以內。

該井使用胺基聚合物鉆井液鉆進，最高密度1.18 kg/L，開始時漏斗黏度為39 s，之后逐漸提高到52 s，攜巖性能良好；用MMCA 和NH-1 增強鉆井液的抑制性，用FH-96 和FT-388 增強鉆井液的防塌、封堵性，改善了濾餅質量，確保了井壁穩定；加入極壓減摩劑NH-EPL1，鉆井液黏滯系數不大于0.10，井下摩阻、扭矩正常。

CF83-7 井采用1 只KSD1642GR 型PDC 鉆頭完成全井進尺825.00 m，機械鉆速9.36 m/h，鉆機月速2 662.61 m/（臺·月），純鉆時效39.0%，復雜時效為0。蘇北盆地小井眼套管開窗側鉆井實現了“1 只PDC 鉆頭、1 根螺桿、1 趟鉆鉆達設計完鉆井深，電測1 次性成功”的“四個一”目標，同時創造了同類井鉆井周期最短、機械鉆速最高的紀錄。

4 結論與建議

1）小井眼側鉆井要在滿足中靶條件的前提下合理選擇側鉆點，兼顧側鉆點處水泥封固質量良好、上部套管完好及盡量多利用老井眼的原則。

2）蘇北盆地小井眼間隙較小，通過優化井眼軌道、采取井眼軌跡調整和控制措施、使用新型高效PDC 鉆頭及水力清砂與機械清砂相結合的方式，可進一步提高機械鉆速、降低井下摩阻扭矩，達到安全快速鉆進的目的。

3）采用胺基聚合物鉆井液，配合使用高效極壓減摩劑NH-EPL1，能滿足蘇北盆地小井眼側鉆井井壁穩定、井眼凈化及潤滑防塌等要求，大幅度減少井下故障的發生，建議進行推廣。

4）針對蘇北盆地油水同層、易氣竄和對固井質量要求較高的情況，在采用防竄增韌水泥漿的同時，使用小尺寸液壓變徑套管扶正器提高套管居中度、使用遇水自膨脹封隔器提高防竄能力，從而達到提高固井質量的目的，建議在類似井推廣。