小井眼开窗侧钻水平井技术在秦皇岛32－6油田的应用＊

崔国杰张晓诚刘军波谢荣斌

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津 300452； 2.中海油田服务股份有限公司 天津 300452）

小井眼开窗侧钻水平井技术在秦皇岛32－6油田的应用＊

崔国杰1张晓诚1刘军波2谢荣斌2

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津 300452； 2.中海油田服务股份有限公司 天津 300452）

我国陆地油田应用实践表明，采用小井眼开窗侧钻技术，可以充分利用低效井、无效井及关停井上部套管，减少施工井段，节省成本，提高剩余油的开采效果，恢复停产井生产能力。针对秦皇岛32－6油田E15H1井小井眼开窗侧钻作业面临方位测量难度大、易卡钻、井眼轨迹控制难度大、钻井液性能要求高及完井筛管串粘卡风险高等技术难点，开展了小井眼套管开窗侧钻、造斜段和水平段井眼轨迹控制、钻井液性能控制及完井防粘卡等关键技术研究，顺利完成了该井小井眼开窗侧钻作业，为海上油田挖潜增储、延长老油田生产寿命提供了有效途径，值得进一步推广应用。

小井眼；开窗侧钻；井眼轨迹控制；钻井液性能控制

小井眼开窗侧钻水平井技术是在侧钻井、定向井、水平井及小井眼井基础上发展起来的一项综合性钻井技术［1］。归纳起来，国内外对小井眼的定义主要有4种［2］：①井眼直径小于等于215.9 mm；②全井90%的井眼直径小于177.8 mm；③井眼直径小于152.4 mm；④井眼直径小于该区域常规井。国外石油公司在20世纪30年代开始大尺寸套管开窗侧钻技术研究，目前在侧钻方法、工艺措施及井下工具使用等方面已经完全成熟。我国于20世纪80年代开始大尺寸套管开窗侧钻技术研究，胜利、大港、辽河等陆地油田率先进行试探性研究，之后在海上油田进行了成功应用［3－5］，但套管开窗侧钻技术在小井眼方面的应用相对比较晚，直到1997年大港油田完成了国内陆地油田第1口小井眼开窗侧钻水平井——官50－9KH井［6］，并取得了较好的经济效益。此后，小井眼开窗侧钻技术陆续在陆地各大油田进行了推广应用［7］。由于受到海上作业日费用高、防碰风险大、定向井井眼轨迹复杂、地质构造变化大等条件的限制，小井眼开窗侧钻技术目前在海上油田的发展应用比较缓慢。

E15H1井是秦皇岛32－6油田E平台的一口调整井，是为了恢复低效井E15井产能，进一步动用NmII1砂体的储量而设计的1口套管内开窗侧钻水平井。E15H1井完钻井深2 040 m，垂深1 117 m，在177.8 mm尾管内开窗侧钻，152.4 mm井眼着陆水平段完钻，裸眼段长1 281 m，是渤海钻完井史上第1口裸眼段长超过1 200 m的152.4 mm井眼水平井；该井在完井下中心管期间，有550 m长的筛盲管静置在裸眼段内，粘卡风险极大，现场通过优化筛盲管扶正器加放位置、合理设置钻具活动频次、细化作业步骤等措施，最终安全顺利地将中心管下放到位，这在渤海钻完井史上也属首例。这表明，在不增加海上生产平台井槽的前提下，利用小井眼开窗侧钻技术能够有效利用上层套管，减少施工井段，节省作业综合成本，优化井网布置，延长海上老油田的生产寿命，值得进一步推广应用。本文是对小井眼开窗侧钻水平井关键技术在秦皇岛32－6油田应用实践的总结。

1 小井眼开窗侧钻作业面临的技术难点

由于E15H1井侧钻点井深较深、定向井井眼轨迹复杂、水平段裸眼长度长、完井管柱粘卡风险大，小井眼开窗侧钻作业主要面临以下技术难点。

1）方位测量难度大。受套管影响，开窗工具导向定位时使用的随钻测斜仪器易受磁干扰，难以准确测量方位。

2）易卡钻。小直径钻具在开窗时，由于套管与开窗工具之间的环空间隙较小，且E15H1井开窗位置井斜角在50°左右，开窗过程中产生的铁屑和岩屑容易堆积造成卡钻。

3）井眼轨迹控制难度大。小井眼钻具柔性大，井眼轨迹不易控制，随着井斜角的增大，钻具托压更加严重，特别是在水平段钻进时，定向钻具组合的摩阻大、扭矩高、工具面不稳定，且受地层非均质性的影响，井眼轨迹控制难度进一步加大。

4）对钻井液性能要求高。小井眼所用的钻具直径小、井眼环空间隙小，排量受限，携带岩屑困难，尤其是E15H1井整个裸眼段长达1 281 m，发生井壁坍塌及卡钻的可能性极大，对钻井液流变性、润滑性及携砂等性能提出了更高的要求。

2 关键技术及其实施效果

2.1 套管开窗侧钻技术

2.1.1 侧钻点优选

开窗位置的选择对整口井的开窗成功与后期完井生产顺利与否起着至关重要的作用，侧钻点的选择应综合考虑施工费用、定向作业难度、裸眼段长度、套管外水泥胶结质量、套管接箍的影响及完井泵挂沉没度等因素。侧钻点位置要尽可能选择上层套管无变形、无断裂，固井质量较好，老井眼井径规则，全角变化率较小的井段，避开膨胀页岩、砾岩、盐岩及坚硬地层，最好是选择比较均质的砂岩层［4］，便于钻头尽快吃入新地层，形成新井眼。因此，在综合考虑以上因素之后，E15H1井选择在759.3 m处作为开窗侧钻点，侧钻点井斜49.2°，方位236.2°。

2.1.2 开窗工具优选

套管开窗侧钻技术主要分为套管锻铣开窗和下斜向器磨铣开窗2种［8］。套管锻铣由于时间长，费用高，且对锻铣井段要求较高，目前已很少使用。随着各种开窗工具的出现及新型导向器坐挂可靠性的逐渐提高，下斜向器磨铣套管开窗技术的应用越来越广泛。国外的哈里伯顿、斯伦贝谢、威德福及贝克休斯等大型服务公司已研发出一系列开窗配套工具，而国内胜利、大港、辽河等油田也研发了各自的套管开窗工具。由于国外公司所研发的开窗工具的共同特点是只需下一趟钻就可完成开窗工具的定位、坐挂、开窗、修窗及短距离侧钻作业，可有效降低作业时间和成本，值得优先考虑。通过比较国内外几种典型的套管开窗工具的技术特点，最终选择使用斯伦贝谢公司的开窗工具。

2.1.3 斜向器定位

在坐挂之前需要将斜向器的高边刻度线定向到设计的方位上，目前主要有陀螺定向和随钻测斜仪器（MWD）定向2种方式。MWD定向的优势在于它不受井斜角大小的限制，能够实现一趟钻定位，节省时间，缺点是在井斜比较小的井段开窗时仪器容易受到磁场干扰［9］，造成方位偏差。陀螺定向的优势是不受外界磁场的干扰，缺点是定向程序复杂，在井斜角较大的井段定位时仪器坐键比较困难。

与陀螺定向相比，MWD定向的程序比较简单，只需将MWD仪器连接在开窗钻具组合上，在设计位置调整工具面满足设计要求即可。由于E15 H1井开窗位置处深度和井斜角较大，受磁干扰较小，因此采用了MWD定向，并根据出窗后定向要求及OFFSET（角差）值最终确定MWD工具面摆至右86°。

2.2 井眼轨迹控制技术

2.2.1 造斜段

造斜段的井眼轨迹控制是保证开窗侧钻水平井顺利施工的根本，尤其是对于小井眼开窗侧钻水平井，不仅要考虑普通水平井的特点，还要考虑老井井斜方位测量难度大、可控井段短、井眼直径小、摩阻大、加压困难等特点［10］。由于该阶段的主要目的是全力增斜和扭方位，为水平段做准备，一般采用马达滑动钻进造斜，因此全角变化率较大的点也经常出现在该井段，且容易出现新井眼、“大肚子”及键槽等复杂情况。针对以上问题，E15H1井在施工过程采取了以下主要技术措施：①优化定向井井眼轨迹设计，控制全角变化率小于3.5°/30 m（表1）。②在满足设计着陆的前提下，尽量采用“勤划少划”的方式保证井眼轨迹平滑，避免出现全角变化率太大的点。对于设计全角变化率较大且需要连续增斜钻进至着陆的井，井眼轨迹最好控制在设计轨迹线之上，在接近着陆点时控制实钻轨迹在设计轨迹之上0.5 m左右。③起下钻速度要平稳，不得猛提猛放。④为防止出现新井眼和下钻遇阻，先将钻具转一个角度下放，如仍遇阻，则开泵小排量、低转速快速下放，遇阻严重时可以调出高边下放；划眼时坚持“慢提快放”，且避免在同一位置长时间循环；通井钻具的刚性要与钻进钻具接近，避免刚性大幅度变化。⑤为避免出现“大肚子”，在软地层段中造斜时要避免静止循环时间过长，如果一次测斜不成功，则要尽量换一个位置再测。⑥针对小井眼钻具在井斜较大井段加压困难的问题，选择倒装钻具组合，将加重钻杆加放在井斜较小的井段，以便提供有效的钻压。

表1 QHD32－6－E15H1井定向钻井井眼轨迹设计节点数据Table 1 Node data of well QHD32－6－E15H1directional trajectory design

2.2.2 水平段

后期的稳斜水平段井眼轨迹控制是整个开窗侧钻水平井施工的重点，也是难点。随着井深的不断增加，水平段钻进时会出现送钻困难、扭矩大、工具面不稳定、携砂能力差、托压严重等诸多问题，井眼轨迹控制难度进一步增大。为此，E15H1井在水平段施工期间采取了以下主要技术措施：①在满足设计中靶要求的前提下，尽量少调井眼轨迹，保证井眼平滑，滑动结束后划眼1～2遍，使井眼畅通。②由于地层的非均质性，油层倾角变化会对井眼轨迹控制产生极大影响，因此要提前摸清该区域井斜方位自然漂移规律以及油层厚度、走向和盖层、底水、边水等。③考虑到中完后在井底循环、起下钻及下套管时会减小井底井斜，一般需要中完井斜高于地质油藏部门要求的井斜0.5°～1°，且尽量避免在井底长时间循环。④根据钻具组合的造斜率及工具面控制情况随时预测井底的井斜和方位变化。⑤针对小井眼水平段钻具托压严重的现象，采取倒装钻具组合并配合点刹送钻方式解决。

2.3 钻井液性能控制技术

秦皇岛32－6油田在生产过程中碰到了如下问题：①含油层系明化镇组是大段泥岩及泥砂岩交互层，泥质含量高，粘土矿物含量高，易水化膨胀。②由于前期大规模的开采，目前各区地层压力有所下降，地层压力系数在0.72～0.89，地层压力有所亏损。③水平段裸眼段较长，完井下筛管粘卡风险大。针对以上问题及考虑到井眼清洁、稳定井壁、防塌防漏等问题，同时为了保护油气层和海洋环境，E15H1井在开窗和造斜钻进井段采用海水膨润土浆，下部稳斜段及着陆段采用抑制性能较好的小阳离子体系，水平段采用无固相弱凝胶体系。

1）套管开窗侧钻井段：采用海水膨润土浆，要求钻井液具有良好的携砂悬浮能力。期间可根据返出铁屑的情况，适当补充增粘剂，提高携砂能力；开窗完成后扫稠塞，携带铁屑，清扫井眼，保证钻进时井筒清洁干净。

2）造斜井段：造斜井段要求钻井液具有良好的润滑性、抑制防塌及携砂能力，保持钻井液泥饼薄而坚韧，从而形成光滑的井眼。E15H1井造斜段上部用海水膨润土浆，尽量保持低固相，提高泥饼质量，控制漏斗粘度在50～70s之间；下部井段转换成PEC体系，进一步提高钻井液的抑制性能，保持适当的动塑比，避免形成岩屑床，并根据需要加入适当的润滑剂，保证井眼顺畅。

3）水平井段：进入水平井段后，钻具紧贴在井壁，环空返砂效果差，摩阻大，且已经进入储层，因此要求钻井液不仅要具有良好的携砂、润滑性能，还要考虑储层保护，钻井液中不能有有害固相。E15H1井采用了无固相弱凝胶体系，在保证井下安全的前提下，钻井液比重尽量采用设计下限，并控制好钻井液的失水小于4 mL，含砂量小于0.3%，加入适当的润滑剂减小钻具摩阻。进入油层前，将振动筛目数换成140目以上；进入油层后，全面开启固控设备，全力清除钻井液中的有害固相。钻进过程中，适当控制机械钻速和排量，降低固相含量和ECD，减少对泥饼的过度冲蚀；完钻之后，循环清洗井眼，在裸眼段及套管鞋以上100m替入新配的无固相弱凝胶钻井液，有效保护储层。

2.4 完井防粘卡技术

表2 QHD32－6－E15H1井套管下入程序Table 2 Casing running program of well QHD32－6－E15H1

完井作业期间，E15H1井下中心管预计需要7 h左右，但防砂外管柱有550 m长的筛育管静置在裸眼段内，存在粘卡风险，为此现场采取了如下措施：

1）每下入300 m中心管，大范围上下活动外管柱3次，再根据第一次活动管柱的情况适当增减活动间隔时间。

2）在防砂管柱上适当加放半刚性扶正器，减少防砂管柱与裸眼之间的接触面积，减小粘卡风险。

3）在连接顶部封隔器之前循环打通，确认井眼通畅。

3 结束语

随着海上油气田的不断开发，很多老油田陆续进入调整期，部分油井产量下降、含水增加，需要通过开窗侧钻等一些技术手段开采剩余油来进行增产。小井眼开窗侧钻水平井技术在秦皇岛32－6油田取得了成功应用，为海上油田挖潜增储、延长老油田生产寿命提供了有效途径，值得进一步推广应用。

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Development and application of slim hole sidetracking technology package in QHD 32－6oilfield

Cui Guojie1Zhang Xiaocheng1Liu Junbo2Xie Rongbin2
（1.Tianjin Branch of CNOOC Ltd.，Tianjin300452，China；2.COSL，Tianjin300452，China）

The practices in onshore oilfields in China indicate that inefficient wells，inactive wells and even upper portion of shutdown wells can be fully utilized by the slim hole sidetracking technology package，which reduces the drilling cost，improve the recovery efficiency of residual oil，and restore the production capacity of depleted wells.Key technologies such as window cutting and sidetracking，trajectory control of the building section and horizontal section，performance control of drilling fluids，and prevention of completion screen sticking were thoroughly studied in this paper，in view of the difficulties in the QHD32－6 E15H1 well operations，such as azimuth measurement，pipe－sticking，trajectory control，demanding drilling fluid performance，and sticking risk of completion screens etc.The technology package has been applied successfully in the field，which creates a way to explore the potential reserves and extend the life of matured oilfield，hence worth to disseminate.

slim hole；sidetracking；trajectory control；drilling fluid performance control

TE243＋.9

A

2014－05－19改回日期：2014－08－11

（编辑：孙丰成）

崔国杰，张晓诚，刘军波，等.小井眼开窗侧钻水平井技术在秦皇岛32－6油田的应用［J］.中国海上油气，2015，27（2）：68－72.

Cui Guojie，Zhang Xiaocheng，Liu Junbo，et al.Development and application of slim hole sidetracking technology package in QHD32－6 oilfield［J］.China Offshore Oil and Gas，2015，27（2）：68－72.

1673－1506（2015）02－0068－05

10.11935/j.issn.1673－1506.2015.02.012

＊“十二五”国家科技重大专项“多枝导流适度出砂及海上油田丛式井网整体加密钻采技术示范（编号：2011ZX05057－002）”部分研究成果。

崔国杰，男，工程师，2004年毕业于原石油大学（华东）石油工程专业，现任中海石油（中国）有限公司天津分公司工程技术作业中心垦利项目组项目经理。地址：天津市滨海新区渤海石油大厦B座B703室（邮编：300452）。