套管侧钻技术在本布图油田焉2区块的应用

刘 炳，忽建泽，张红军，郑永超，邱晓龙，姚 俊

(中国石化河南石油工程有限公司钻井工程公司，河南南阳 473132)

套管侧钻技术在本布图油田焉2区块的应用

刘 炳，忽建泽，张红军，郑永超，邱晓龙，姚 俊

(中国石化河南石油工程有限公司钻井工程公司，河南南阳 473132)

为形成新的注采井网，缩小注采井距，补充地层能量，抑制底水锥进，充分挖掘剩余油富集区潜力，对本布图油田焉2区块西北部低效井实施了套管开窗侧钻技术。由于前期施工经验不足以及侧钻小井眼段煤层多、地层研磨强、裸眼段长、地层压力异常等因素影响，初期施工的前2口井钻井速度慢、钻井周期长；通过优化技术措施，调整施工方案和认真施工，后续4口井的钻井周期大幅缩短，逐步探索出一套适合该区块侧钻井施工的技术。

本布图油田；侧钻井技术；钻井液

1 套管开窗侧钻井基本情况

本布图油田焉2区块位于焉耆盆地博湖凹陷本布图构造带上，为北西向背斜，属于低孔低渗储层，西北部表现为上油下水的底水特征。生产井初期采油速度过高，导致近井地带压力下降过快，同时排状井网注采井距过大，无法建立有效压力驱动体系，地层压力亏空严重，底水锥进严重，油井见水后产油量急速下降。为此2014年焉2区块西北部部署套管开窗侧钻井，目的是以目前井网为基础，结合西北区I2层底水特征油藏特点，利用低效井进行侧钻，并与邻近注水井形成新的注采井网，缩小注采井距，补充地层能量，抑制底水锥进，充分挖掘剩余油富集区潜力，以提高储量动用程度，改善开发效果。该区块地层钻进存在以下难点：一是地层含砾石且研磨性强，易导致钻头早期失效；二是煤层井段多且长，易垮塌诱发井下复杂；三是地层压力紊乱，地层压力系数0.69～1.55，平衡地层压力的钻井液密度难以确定，易出现井涌、漏；四是开窗点深(2 000～2 250 m)、裸眼井段长(703 m)，增加了施工难度。在完成的6口井中，前两口井(T4431C1、T4330C1)机械钻速非常低、钻井周期长。

2 侧钻井施工技术[1-5]

2.1 优化实钻剖面设计

合理的井身剖面设计是侧钻井成功实施的关键与前提。借助计算机软件进行剖面设计时，既要使井眼设计轨迹能够保证施工安全，最大限度地降低扭矩、摩阻和有利于稳定井壁，还要兼顾有利于快速钻井、方便现场施工，使设计轨迹易于实现和控制。所施工6口侧钻井对剖面都进行了优化，后4口井还缩短了试钻段，由设计的20 m减少为10 m；6口井都增加了增斜井段的增斜率，这样有利于现场实际施工和提高钻井时效。

2.2 采用陀螺定位坐封斜向器

准确的窗口方向可为小井眼侧钻带来很大方便，能够一定程度上降低新井眼的狗腿度，使新眼轨迹平滑，有利于快速施工与安全，而窗口方向是和斜向器斜面的坐封方向紧密相关的。斜向器斜面坐封方向的定位可采用有线随钻测量仪器和精度高的陀螺测量仪器实现，采用陀螺定位可克服老井套管的磁干扰、精度高，因而被广泛采用。2014年度焉耆所施工的6口侧钻井斜向器斜面定位全部采用陀螺测量仪，测量仪准确度都比较高，与设计新井眼的方位偏差均不超过15°。

2.3 优选钻头类型

焉2区块2 000～2 200 m地层基本上是可钻性差的红泥岩，该段在轨迹上属于试钻段和增斜段，为了提高定向速度和增斜效果，本段选用江钻YC517单牙轮钻头。2 200 m以下地层大多属于砂砾岩研磨性强、可钻性差地层，且煤层较发育，不太适合牙轮钻头，易早期失效。前两口井因选用江钻单牙轮钻头，造成单井500 m左右的裸眼段要使用5～6只钻头，机械钻速低。第三口井在该层段成功试用了江钻4刀翼PDC钻头，机械钻速大幅提高，四口井中PDC钻头复合钻时的钻速达8～11 m/h、滑动钻速达2.5～3.5 m/h。目前焉耆侧钻井的钻头使用基本采用以下方式：试钻段和第一趟增斜段采用YC517单牙轮钻头，第二趟增斜段和稳斜段使用江钻4刀翼PDC钻头，剩余井段采用旧PDC钻头，一口井2～3只钻头便可钻完裸眼段。

2.4 优选高效螺杆钻具

焉2区块侧钻井的裸眼井段均在2 000 m以下，钻进井段比较深，为满足进尺多、钻速快、时效高、定向效果好等方面的因素就必须选用高效单弯螺杆钻具。前两口井(T4330C1、T4431C1)由于考虑成本因素和对小螺杆的认识有限而选用A厂家φ95 mm螺杆，该螺杆因马力不足而进尺慢、有效工作时间短，造成经常起钻换螺杆，每口井用量3根。经过调研和咨询，后4口井选用B厂家的螺杆钻具，该螺杆钻具动力强劲、有效工作时间长、定向效果好，其巴掌体经过强化处理，抗研磨性较强，现场应用每口井用量1～2根。

2.5 优化轨迹控制技术

针对前两口井进尺慢、钻速低的缺点，通过认真总结、分析，后4口井主要采取以下轨迹控制措施，以满足焉耆侧钻井开窗点深、井眼小、裸眼段长、煤层段多且厚、井身质量要求高等轨迹控制难点：①施工前首先针对该井的具体情况和特点做出有利于该井安全、快速施工的新剖面设计；②斜向器斜面采用陀螺准确定位；③试钻段(常规钻具)只钻进10 m，试钻钻具底部使用1根φ105 mm钻铤，以增加其刚度，防止新眼掉井斜滑入老井眼；④第一趟增斜钻下入1.5°单弯螺杆钻具，并且采用单牙轮钻头，同时使用无线随钻监控，定向一开始尽管井斜只有3°左右，但仍把工具面摆在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稳斜段采用PDC钻头加1.25°单弯螺杆钻具，使用无线随钻监控，加强测量监控，钻进中根据测量结果及时进行待钻轨迹设计预测，必要时起钻更换钻具，确保井眼轨迹处于安全受控状态。

2.6 优选钻井液体系及维护措施

本布图油田焉2区块侧钻井钻遇层段主要有中生界侏罗系的西山窑组和三工河组(储层)。西山窑组岩性主要以厚层深灰色泥岩为主，夹薄层浅灰色泥质粉砂岩及黑色煤和碳质泥岩，砂岩不发育；三工河组岩性为深灰色泥岩、浅灰色细砾岩、含砾砂岩、砾状砂岩等不等厚互层。在上述地层中，泥岩水化膨胀严重，易引发井眼缩径；脆性碳质泥岩掉块，煤层较发育，易引起井壁垮塌。因而要求该区块钻井液必须具备良好的滤失造壁性和抑制防塌能力，为此所施工6口侧钻井采用聚磺防塌钻井液体系(核心是煤层防塌防卡)基本配方为：清水+(0.3%～0.4%)纯碱+(0.2%～0.3%)烧碱+(4%～5%)膨润土+0.5%FA367+(0.5%～1%)SNH-1(或KJ-1)+(2%～3%)SFT(或WFT-666) +(2%～3%)RT-1+ BYJ-1。同时，考虑到侧钻小井眼井环空间隙小、裸眼井段长、定向困难和地层压力高等因素，还要求该区块钻井液必须具有良好的流变性、较低的固相含量、合适的密度、较低的滤失量及薄韧且润滑性好的泥饼(有利于煤层稳定防塌)。在施工过程中要及时维护处理钻井液，保证大分子聚合物质量分数达0.4%以上，用FA-367提高钻井液抑制性，控制造浆和保持井眼稳定；使用SNH-1(或KJ-1)降低钻井液滤失量；保持钻井液的低黏低切，以降低环空压力，防止激动压力过高憋漏地层；及时加入相应浓度的润滑剂和防塌剂，使钻井液具备良好的润滑防塌能力，摩阻系数控制在0.1以下，既有利于防卡，又确保了井壁稳定；振动筛、除砂器、除泥器有效运转率要达到100%，离心机根据实际情况使用，始终使钻井液的含砂量小于0.5%。另外，该区储层为低孔特低渗储层，物性差，敏感性程度严重，为满足开发的需要，在钻开油气层前要调整好钻井液性能，保证各项性能均能符合保护油气层及稳定井壁的要求，按设计要求加入相应浓度的油保材料，对油气层进行屏蔽暂堵保护。所钻6口侧钻井的钻井液性能为：密度为1.23～1.28 g/cm3(T4239C1井溢流，密度达1.46 g/cm3)、黏度45～70 s、失水3～5 mL、泥 饼 0.4～0.5 mm、含沙量<0.5%、固相含量6%～8%、动 切 力 4～12 Pa、塑性黏度10～20 mPa·s、动 塑 比0.45～0.6、膨润土含量 3.5%～5.5%。

2.7 强化安全措施

①使用高强度φ73 mm18°斜坡钻杆和斜坡加重钻杆，用加重钻杆代替钻铤(只在10 m试钻段使用1根φ105 mm钻铤)，简化钻具结构，下部少用接头，防止钻具故障；②铣锥开窗时钻压、转速、排量一定要按技术要求执行，加压均匀，防止溜钻扭断铣锥；③钻具过窗口一定要控制下防速度，平稳滑过；④严防异物落入井筒内，卡死钻具或造成钻头受损；⑤按推荐要求使用钻头，控制好钻进参数，严禁溜钻和顿钻，严禁加压启动泵和转盘；⑥坚持每钻进100 m左右进行一次短程起下钻(起下6～10柱)，钻完每单根转盘划眼2次，及时修正井壁、破坏岩屑床和清洗井底；⑦煤层段钻进时坚持“进1退2”原则，控制钻进速度，每钻完一单根划眼两次；⑧及时调整钻井液性能，严防黏附卡钻和掉块卡钻；⑨用好四级固控设备，清除有害固相；⑩起钻及时灌浆，防止井壁垮塌。

3 现场应用效果

2014年本布图油田焉2区块共实施侧钻井6口，前2口(T4330C井1、T4431C1井)处于摸索、试验阶段，进尺慢、周期长、机械钻速低，后4口井(T4239C1井、T4501C1井、T103C1和T4432C1井)优化了各项技术措施，取得了良好的应用效果。

(1)机械钻速大幅提高：后四口井的机械钻速明显高于前两口井，具体情况见表1，钻井周期大幅度缩短，这主要得益于PDC钻头、高效螺杆及轨迹的有效控制，提高了钻井时效，节约了钻井成本。

(2)井身质量达到了工程和地质设计要求,实钻数据详见表2。

(3)优选出适用于井眼轨迹控制和安全快速钻进的钻头序列与型号。后四口井平均钻头用量2～3只(包括牙轮和PDC)，低于前两口井的5～6只数量，单只钻头平均进尺提高。

表1 焉耆本布图侧钻井结果

表2 焉耆本布图侧钻井中靶数据情况

(4)优选出了高效螺杆钻具，提高了钻进时效，降低了钻井成本。后四口井螺杆用量大幅减少，共使用1.25°和1.5°单弯7根，低于前两口井7根用量。

4 结束语

套管开窗侧钻技术在本布图油田的成功应用，提升了河南油田套管开窗侧钻小井眼钻井技术水平，为进一步推广应用奠定了基础。套管开窗侧钻小井眼钻井是一个系统工程，仍需不断地研究、探索、完善，需要注入新技术、新工艺，以实现安全优质高效钻井，更好地发挥套管开窗侧钻井的优势，为勘探开发增储上产带来更大的效益。

[1] 张保增，王瑞和．CCP105-5侧钻水平井施工技术[J]．石油钻采工艺，2007，29(2)：10-12．.

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[3] 杨海东，富玉梅，朱强，等．定向套管开窗侧钻技术在华北油田的应用[J]．油气井测试，2007，16(3)：70-72．

[4] 邱维清．伊朗Y油田套管开窗侧钻技术[J]．钻采工艺，2013，36(6)：112-115．

[5] 张仪，李彬，杨丽，等．卡拉姆卡斯套管开窗侧钻水平井技术研究[J]．西部探矿工程，2013,25(10):57-59．

编辑：刘洪树

1673-8217(2015)04-0114-03

2015-03-11

刘炳，高级工程师，1965年生，1989年毕业于西南石油大学钻井工程专业，现从事特殊工艺井钻井技术研究与技术服务工作。

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