M3區塊小井眼側鉆水平井鉆井技術

毛立豐，李宏勛，蔣思臣

（中國石油大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院，黑龍江大慶163413）

XM 油田M3 區塊區域構造位于松遼盆地南部中央凹陷區扶新隆起帶的西北部，K1q4儲層以河道砂為主，砂體基本呈條帶狀展布，油層平均孔隙度為12.8%，平均滲透率為1.5×10-3μm2。本區屬于低孔、特低滲透儲層，M118-21-22CP 井是部署在吉林新廟油田的一口側鉆水平井，側鉆目的在于完善地下井網、改善注采狀況，有效降低油田開發成本費用，本井采用套管開窗方式進行側鉆。由于側鉆地層為K2qn，巖性為粉砂質、泥巖、大段層紋狀頁巖層組成不等厚互層，偶夾粉砂巖條帶，層間膠結欠致密，水敏性強，易發生井塌或卡鉆等井下事故，鉆井風險較高。

1 井身結構

M118-21-22CP 井為老井開窗側鉆，與M118-21-22 井同一井口，井口縱、橫坐標為（5023435.82m，21625176.9m） ；靶 點 A 坐 標 為 （5023756m，21625177m），海 拔 - 1593.8m；靶 點 B 坐 標 為（5024286m，21625177m），海拔-1619.8m；磁偏角及收斂角為-10°、0°，關鍵要點見表1。

表1 井身關鍵點數據

該井井身剖面為增—穩—變曲率結構，井身結構：?117.5mm 鉆頭×（1268～2314.01m）;定向方式為導向馬達+MWD方式，造斜井段、增斜段、水平段測點距離不超過10m;井眼軌跡如圖1所示。

2 主要鉆井技術難點

（1）老井?139.7mm 套管內首先用?118mm 銑錐開窗修窗，后使用?117.5mm 鉆頭側鉆至井深2314.01m。 裸眼長為1046.01m, 裸眼最小間隙6.25mm，小井眼環隙小,鉆進中泵壓高,容易憋漏地層;若降低排量,攜砂困難,容易造成卡鉆。

圖1 井眼軌跡示意圖

（2）開窗作業中由于?139.7mm 套管最小間隙3.36mm，小鉆具開窗側鉆，扭矩和鉆壓不好控制，磨銑開窗容易開偏造成“剝皮”現象,套管內鐵屑多,容易卡[2]。

（3）造斜段中青二、三段發育大段泥巖，造漿性強，青一段層紋狀頁巖層理發育，泥砂巖互層性強，易吸水剝落，鉆進中易發生剝落掉塊、井塌、鉆具泥包及卡鉆，對鉆井液質量提出更高要求。

（4）鉆具靠向下井壁，形成“上弦月效應”，使鉆井液在井眼截面上形成流速分布上的差異，寬間隙處泥漿返速大，窄間隙處泥漿返速小，加之巖屑受重力作用使巖屑翻轉沉向下井壁，容易形成巖屑床[3]。

（5）完井方式主要為裸眼滑套完井，完井時需要下入多級滑套（7級以上）進行壓裂改造，下入管柱結構復雜、外徑大、剛性強，下入難度大，對井眼曲率、井眼規則度和鉆井液潤滑性提出了嚴格要求。

3 主要鉆井技術措施

（1）利用斜向器和開窗銑錐, 在設計位置將套管磨穿而形成窗口, 然后用側鉆鉆具鉆出新井眼老井[4]。大慶油田小井眼開窗側鉆水平井鉆井技術。? 139.7mm 套 管 下 入 井 段 0.00～1643.5m(0～1344.45m/J55 壁厚 7.72mm+1344.45～1643.5m/P110壁厚9.17mm)。套管開窗期間重點技術措施如下：

①選擇水泥封固質量好井段開窗,同時避開套管接箍，原井眼的井斜角、方位角、井眼曲率均有利于側鉆,避開膨脹頁巖、礫巖、鹽巖及堅硬地層,最好在比較均質的砂巖層,因此,本井選在1268～1271m 開窗（套管下接箍深度為1273.46m），段長3m，開窗時考慮盡量避開套管接箍，應選在完好套管的本體下部。

②下入開窗工具前首先下鉆通套管內徑和刮壁器刮壁，清除原井眼鐵屑及油污，檢查套管無損壞、變形，確認刮壁井段套管完好后使用不低于60℃的熱水進行洗井，徹底清理套管污物。窗口設計位置下入?114.3mm 卡瓦坐封式斜向器，用陀螺儀定向后坐封，坐掛井段為1265～1268m。

③開窗工具選擇118mm 紅光銑錐下到開窗位置1268m 后，開始對 139.7mm 套管 1268～1271m 進行磨銑作業，井口導流槽內放置磁鐵用于吸附觀察鐵屑；考慮到環空間隙小，鐵屑上返困難，開窗采用“輕壓中轉，進1退2”方式，通過控制鉆壓小于10kN，轉數70～80r/min，環空返速大于1.5m/s 等措施來消除開窗中“剝皮”現象及控制井底鐵屑濃度，本井一次開窗成功，用時11h成功將3m套管段銑完。

④開窗完成后，調整轉數至80～110r/min 刮劃修窗，直至下放無遇阻顯示（＜5kN），調整鉆井液性能，增大排量循環洗井，用稠泥漿清掃套管內鐵屑。

（2）造斜及水平段鉆進（1271.00～2314.01m）。

①造斜段采用1.25°螺桿，配合117.5mmPDC 鉆頭開始造斜，鉆具組合為：?117.5mm 鉆頭+?95mm 單彎螺桿鉆具（1.25°）+?105mm 單流閥+?105mm 定向接頭+?105mm 無磁鉆鋌（MWD）+?73mm 斜坡鉆桿+?73mm 加重鉆桿×30 根+?105mm 鉆鋌×6 根+?73mm 斜坡鉆桿；為了降低下步鉆具剛性、減小剛性摩阻，進入大斜度段前進行鉆具倒裝，使加重鉆桿不進入大斜度井段。

水平段鉆具組合：?117.5mm 鉆頭+?95mm 單彎螺桿鉆具（0.75°）+?105mm 單流閥+?105mm 定向接頭+?105mm無磁鉆鋌（MWD+伽馬）+?73mm鉆桿+?73mm 加 重 鉆 桿 ×30 根 +?105mm 鉆 鋌 ×6 根 +?73mm鉆桿+89mm方鉆桿。

②造斜初期，采用MWD隨鉆測量井斜及方位，進入青一段前利用起鉆倒裝鉆具工況更換測量儀器為MWD+GR，加測自然伽馬，實現探油頂段及時跟蹤地層巖性變化，結合氣測錄井分析，實現實時地質導向確保精準入靶。

③小井眼側鉆要求施加鉆井參數要精準，為了預防鉆具事故發生，起下鉆及鉆進中定期校準扭矩、懸重、泵壓等鉆井參數，精心操作，均勻送鉆，勤送少送，嚴控局部全角變化率，確保井眼軌跡光滑，定期倒換鉆具，避免下部鉆具疲勞破壞。

④在水平井或近水平井中，巖屑床表面的剪切力對巖屑運移起到了關鍵作用，低粘度流體以高速湍流流態泵入比高粘度流體以層流流態泵入有更高的井眼清潔效率[5]。鉆井液返速作為抑制巖屑床形成的重要參數，本井實鉆鉆井液返速不低于1.38m/s，強化鉆井液高剪切速率攜巖能力。

⑤優化工程措施消減巖屑床影響，正劃眼加速，倒劃眼降速，控制每個單根劃眼時間不低于5min，造斜段每鉆進50～80m 短起下拉井壁1 次，水平段每鉆進80～100m 短起下拉井壁1 次，每次起鉆使用高于井漿密度0.1～0.15g/cm3的重稠漿清掃井筒，利用懸浮能力強的流體推舉清掃下井壁滯留巖屑。

4 鉆井液技術

本井側鉆使用KCl-聚合物鉆井液體系，該體系使用過程中在增強鉆井液對粘土礦物水化作用的抑制性，減少水敏性損害的同時具有較好的潤滑性，效果良好，全井沒有因鉆井液引起的復雜情況。

（1）鉆井液配方：4%土+0.5%純堿+1.5%～2%銨鹽+4%～6%KCl+0.2%～0.3%聚丙烯酸鉀KPAM+2%抗復合鹽降濾失劑KFH +2% 抗鹽高效封堵降濾失劑-120+2%陽離子乳化瀝青粉+2%超細碳酸鈣HQ-1+3%潤滑劑YDRH-1+3%潤滑劑ORH-101+2%井壁穩定減阻劑TC-Ⅱ。

（2）首先逐漸加強鉆井液的抑制性，按時補充抑制類處理劑，如KPAM、KOH、KCl、NH4-HPAN等，先從化學防塌方面著手提高鉆井液的抑制性，其次從物理防塌理論方面提高鉆井液的防塌功能，在設計范圍內循序漸進地提高鉆井液的密度，確保密度均勻穩步上升且嚴格控制在設計范圍之內。

（3）調整好鉆井液的流變性能是保證小井眼側鉆水平井攜砂、返砂的先決條件，本井從開窗就提高了對鉆井液流變性的重視程度，使用K-PAM、PAM等調整鉆井液的粘度及切力，盡可能的保持動塑比在0.3～0.4之間。由于鹽水鉆井液存在著粘切偏低且不容易保持等特點，所以在整個維護和處理過程中時刻監測關鍵性能點的變化。實際在鉆井液控制過程中，部分性能與設計性能點有著較大的差距，比如粘度、塑粘、初終切等值。而我們認為設計值在實際應用中確實偏小，本體系屬于強力抑制型鉆井液，在鉆井施工中產生的巖屑及微小固相由于K+對粘土晶格的固定作用多被抑制不能水化分散，導致被固控設備清除了，所以大多的有用固相都需地面添加。

（4）鉆至K2qn前20m，提高泥漿中陽離子乳化瀝青粉+超細碳酸鈣HQ-1 總含量不低于5%，剛性材料架橋，膠質材料填充，在井壁上形成致密的屏蔽層，嚴格控制鉆井液濾失量在易塌井段青二+三至青一段未發生過剝落、掉塊現象，全井鉆進過程中也未出現掉塊剝落現象。水平段鉆遇大段泥巖，本體系仍能保持較強的抑制性和穩定性，沒有出現井壁失穩現象。實鉆鉆井液性能如表2所示。

表2 鉆井液性能

5 完井期間技術措施

本井實際完鉆井深 2401.01m，裸眼段長1133.01m，水平段長530m。套管程序：?88.9mm×（1238～2314.01m），鋼 級 P110 ，尾 管 懸 掛 器?139.7mm×?88.9mm，懸掛位置1238 m。管串下入時先用?117.5mm 三牙輪鉆頭帶鉆柱銑鞋通井到底，然后單西瓜皮磨鞋磨通井和雙西瓜皮磨鞋模擬通井，兩種通井器外徑均為115mm。為提高單井產能采用小井眼裸眼封隔器+多級壓裂滑套方式完井。具體完井管串如圖2所示。

圖2 完井管串示意圖

為了確保完井管串得以順利下入到位，制定了相關關鍵環節的具體技術措施，指導現場施工。

（1）?139.7mm 套管刮削器在窗口以上20m（注：嚴禁通井規超出窗口），在懸掛器坐掛井段上下30m范圍反復刮削3～5次。下鉆到懸掛器坐封位置時，稱重，記錄上提、下放時管柱懸重。

（2）下入管柱時，需要嚴格對下入速度、灌漿速度進行控制，管柱到預定位置后，充分循環，先頂替5m3隔離液，用無固相壓井液頂替井筒內鉆井液；排量及壓力穩定后，以0.5～0.6m3/min 排量頂替，并注意壓力的變化，壓力不許超過10MPa。

（3）按程序逐級打壓坐封懸掛封隔器和裸眼封隔器，丟手后起出送入工具，所有操作必須在工具廠家現場工程師指導和全程監督下進行。

（4）打壓28MPa，穩壓20min，懸掛器及裸眼封隔器坐封完成后要驗證懸掛器密封性。

（5）詳細制定出模擬通井管柱遇卡、完井工具遇卡、投球不到位、丟手失敗四種情況的應急預案，確保備用工具及設備現場待命。

6 不足與認識

（1）由于鉆具組合的問題、環空間隙小，導致實鉆泵壓偏高，泵壓保持在25MPa以上，鑒于地面設備能力受限，全井排量一直低于8.5L/s，致使鉆井液環空返速低于1m/s，無法實現紊流，對巖屑的上返造成一定影響。

（2）全井整個施工過程中起下鉆未發生過阻卡，下鉆都是一次性下到距井底20m處提前開泵，起/下鉆噸位正常，懸重波動平穩，井筒完整性較好。

（3）全井共起下10趟鉆，每次下鉆到底循環返砂良好，巖屑顆粒均勻，返出量正常，未出現剝落坍塌現象，現場采用的剛性材料架橋+膠質材料填充的方式封堵青山口組裂縫性地層，井壁穩定效果顯著。

（4）現場1趟銑錐+兩趟西瓜皮銑鞋方式通井較好地模擬了完井管串剛性，現場管串下入一次到底；工具穩定性較強，啟動壓力較低，耐溫性和承壓能力均適用施工扶余油層。