崔月明 陶小勇 馬 銳 劉小明

中國石油吉林油田分公司 鉆井工藝研究院 （吉林 松原 138000）

雙層套管開窗側鉆小井眼水平井技術在吉林油田的應用

崔月明 陶小勇 馬 銳 劉小明

中國石油吉林油田分公司 鉆井工藝研究院 （吉林 松原 138000）

套管開窗側鉆水平井是水平井技術和側鉆井技術的集成和發(fā)展，是繼水平井之后又一項鉆井新技術，它適用于各類油氣藏。介紹了深層天然氣小井眼雙套管側鉆開窗水平井技術在吉林油田長深平2井的成功應用，為吉林油田深層氣藏高效經濟開發(fā)提供了一條新途徑。

雙層套管 開窗側鉆 水平井 吉林油田

20 世紀90年代以來，套管開窗側鉆技術在全國各大油田得到了廣泛應用，并取得了顯著的經濟效益。小井眼側鉆開窗水平井實際上是小井眼技術、水平井技術、開窗側鉆技術的綜合應用。該項技術可以顯著降低鉆井投資，實現(xiàn)用較小型鉆機替代大型鉆機施工，從而整體改善油田開發(fā)效果。

中國石油吉林油田分公司長深平2井是2008年完成的一口雙分支水平井，由于主井眼未能成功射孔，無法打開主井眼進行開采，需采用小井眼對244.5mm（98″）和 177.8mm（7＂）雙層套管進行開窗側鉆，實現(xiàn)側鉆井眼與主井眼貫通或平行主井眼，完成對目的層的開采。本井完鉆井深4 402m，開窗位置:3 211.43m,垂深3 685.32m，水平段長度568m，試氣獲得日產天然氣35×104m3。長深平2井小井眼雙層套管開窗側鉆水平井施工的順利完成，使雙層套管開窗側鉆水平井技術在吉林油田深層氣井開發(fā)領域得到了成功應用。

1 小井眼雙層套管開窗側鉆技術難點分析

長深平2井是小井眼側鉆、雙層套管開窗深層氣井水平井。該井在施工過程中存在以下幾方面技術難點：

（2）由于水平段施工時間較長，起下鉆頻繁，導致斜向器易滑動，另一方面開窗后套管易活動，窗口處易發(fā)生變形、導致卡鉆等問題；

（3）小鉆具柔性大、剛度低，鉆頭側向力小，破巖效率低。鉆進過程中機械鉆速和扭矩變化較大，極易發(fā)生異常，造成鉆井事故；

（4）小井眼井環(huán)空間隙小，攜砂能力差，環(huán)空循環(huán)壓耗和鉆柱內壓耗較大，容易造成環(huán)空蹩堵，摩阻與扭矩較大；

（5）井眼較深，鉆具剛度低，地層可鉆性差，工具面不穩(wěn)定，導致造斜困難，井眼軌跡控制難度大。

2 小井眼雙層套管開窗側鉆鉆完井技術措施

2.1 工程設計概況

2.1.1 老井眼基本概況

長深平2井是松遼盆地的一口重點天然氣雙分支水平井。主要目的是在氣層鉆2個215.9mm（8 2?″）的水平裸眼分支，完井后2個井眼合采。主井眼采用尾管懸掛器懸掛尾管（139.7mm（52?″）套管和139.7mm（52?″）篩管），氣層段下入 139.7mm（52?″）防CO2的13Cr篩管，產層段以上用水泥封固的完井方式。另一個分支井眼通過177.8mm（7″）回接密封插頭插入到177.8mm（7″）回接筒內，用斜向器進行連接，回接到主井眼的開窗點，在分支井眼內采用下入 177.8mm（7″）和 139.7mm （52?″）尾管，然后采用水泥固井的完井方式。2個分支井眼均使用威德福的尾管懸掛器及其回接系統(tǒng)。

2.1.2 新井眼井身結構設計

通過開窗側鉆采用152.4mm(6″)井眼在探頂段（3 850～4 020m）或水平段和長深平2井主井眼進行貫通，達到使該井恢復生產的目的（表1）。

本井老井眼177.8mm(7″)套管已下至3 304.71 m。側鉆井眼從3 202.5m采用152.4mm（6″）鉆頭開窗鉆至完鉆井深，下127mm篩管（3 580～3 850m）+遇油膨脹封隔器+一根盲管+套外封隔器+分級注水泥器+127mm 套管（2 900～3 580m），2 900～3 580m固井，水平段篩管完井。

2.2 施工概況

2.2.1 開窗側鉆點選擇

為確保雙層套管開窗施工安全，通過套管接箍磁定位測井同時避開 244.5mm（98 5/8″）套管、177.8mm（7″）套管接箍和 177.8mm（7″）套管的扶正器，遵循開窗點盡可能選在固井質量較好井段原則，在施工時根據套管長度準確推算，依據固井質量情況，將開窗點設計在井深3 211.89m處。

長深平2井頂部封固至3 299m，封固井段為3 299～2 989m，根據套管接箍磁定位測井確定掃塞至3 215.66m，斜向器下端為3 215.66m。通過陀螺測井最終確定導斜器方向（設計正北方向），現(xiàn)場計算 177.8mm（7″）生產套管窗口位置 3 211.89～3 215.27m， 244.5mm（98 5/8″）技術套 管窗口 位 置3 212.49～3 215.87m，窗口長 3.38m。

2.2.2 開窗側鉆技術

套管內側鉆分支井眼的方法包括段銑套管側鉆、下斜向器開窗側鉆、和取出套管裸眼側鉆等幾種，本井采用的是斜向器開窗側鉆方式。

開窗前注水泥塞：下鉆至3 299m，注水泥6m3，封固井段3 299～2 989m，候凝 48h后掃塞至3 200m，精確鉆塞至3 215.66m，下入斜向器，并用φ152通徑規(guī)通徑，通徑組合：φ152mm通徑規(guī)+φ120mm短鉆鋌+φ150mm扶正器+φ88.9mm加重鉆桿15柱+φ88.9mm鉆桿。通徑完后下入刮管器對3 215.32～3 200m進行反復刮管并循環(huán)洗井，刮管組合：177.8mm（7″）刮管器+φ120mm 短鉆鋌+φ150mm扶正器+φ88.9mm加重鉆桿15柱+φ88.9mm鉆桿。

導斜器下入組合：φ146斜向器×4.15m+定向接頭×0.56m＋φ88.9mm 加重鉆桿 15柱+φ88.9mm 鉆桿。接方鉆桿探底到底，確定井深。投球憋壓至28MPa，穩(wěn)壓循環(huán)3min，上提鉆具懸重54～60t，穩(wěn)壓1min不降，鉆具下放至原懸重，上提鉆具至懸重54～63t，穩(wěn)壓1min不降（導斜器已完全坐掛）。斜向器井深 3 211.35～3 215.05m。

實探斜向器頂深在3 211.43m。開始開窗作業(yè)，磨銑至3 216.53m再無進尺，同時返出地層巖屑，判斷開窗成功，起鉆更換銑錐。下鉆到底修窗磨銑至井深3 217.43m，再無進尺。反復修窗，上提下放均無阻卡，決定起鉆，完成套管開窗和修窗施工。

2.2.3 小井眼水平井施工技術

水平段地層屬營城組，營城組地層研磨性強、深層巖石可鉆性差、機械鉆速慢，巖性變化大，這些客觀條件都會加大鉆頭的磨損程度，特別是下部井段井斜比較大，牙輪鉆頭的牙掌及軸承部位受到不均勻的側向力，可能會導致牙輪脫落事故。小井眼所用鉆具剛度小，抗扭轉變形能力弱，給鉆井施工帶來許多困難。

表1 新老井眼井身結構對比

根據得出的已鉆井平均摩阻系數進行井身剖面摩阻扭矩分析優(yōu)化，將井身軌跡由雙增剖面變?yōu)槿銎拭?，并適當降低上部造斜率，并將探頂段設計為微增剖面，并增加了段長。

小井眼水平井施工鉆具組合為：

3217～3242m：φ152.4mm牙輪鉆頭+雙母+φ150mm扶正器+φ120mm短鉆鋌+無磁鉆鋌1根+φ88.9mm加重鉆桿1根+回壓凡爾+φ88.9mm加重44根+φ88.9mm鉆桿。

3242～3327m：φ152.4mm 牙輪鉆頭+1°單彎螺桿+331×310接頭+回壓凡爾+φ120mm無磁短鉆鋌（MWD)+無磁承壓鉆桿 1根+φ88.9mm加重 1根+φ120mm短鉆鋌+φ88.9mm加重44根+φ88.9mm鉆桿。

3327～3431m：φ152.4mmPDC+1°單彎螺桿+331×310接頭+回壓凡爾+φ120mm無磁短鉆鋌（MWD)+無磁承壓鉆桿1根+φ88.9mm加重45根+φ88.9mm鉆桿。

3431～3488m：φ152.4mm 牙輪鉆頭+1.25°單彎螺桿+331×310接頭+回壓凡爾+φ120mm無磁短鉆鋌 (MWD)+無磁承壓鉆桿1根+φ88.9mm加重 45根+φ88.9mm鉆桿。

3488～3594m：φ152.4mm 牙輪鉆頭+1°單彎螺桿+331×310接頭+回壓凡爾+φ120mm無磁短鉆鋌(MWD)+無磁承壓鉆桿 1根+φ88.9mm加重6根+φ88.9mm鉆 桿 21根+φ88.9mm加 重 36根+φ88.9mm鉆桿。

3594～3742m：φ152.4mm 牙輪鉆頭+1°單彎螺桿+331×310接頭+回壓凡爾+φ120mm無磁短鉆鋌(MWD)+無磁承壓鉆桿 1根+φ88.9mm加重6根+φ88.9mm鉆 桿 27根+φ88.9mm加 重 45根+φ88.9mm鉆桿。

3742～4402m：φ152.4mm 牙輪鉆頭+1°單彎螺桿+331×310接頭+回壓凡爾+φ120mm無磁短鉆鋌(MWD)+無磁承壓鉆桿 1根+φ88.9mm加重6根+φ88.9mm鉆桿66根+φ88.9mm加重39根+φ120mm鉆鋌6根+φ88.9mm鉆桿。

2.2.4鉆井液降摩減扭技術措施優(yōu)化

由于小井眼井環(huán)空小，攜砂能力差，環(huán)空循環(huán)壓耗和鉆柱內壓耗較大，而且井下情況比較復雜，井底地層壓力、溫度較高，氣藏發(fā)育良好，平均含量達到72.11%，極易發(fā)生溢流和漏失。適用于該地層的泥漿密度窗口較窄（低于1.20g/cm3易涌，高于1.22 g/cm3易漏），并且進入營城組氣層后，氣侵較為嚴重，必須嚴格控制泥漿密度，做到“壓而不死，活而不噴”，對井控和防漏失效果要求較高。

（1）優(yōu)化鉆井液配方。結合小井眼水平井施工難點，優(yōu)選出具有良好抑制性、潤滑性和抗高溫穩(wěn)定性及防塌性能的優(yōu)質復合離子鉆井液體系。

具體配方：4%懷安土+5%純堿+1%燒堿+0.15%FA-367+0.2%高溫提粘劑+2%180高效封堵降濾失劑+2%磺化酚醛樹脂+2%GFD-1+2%CLG-220+3%理想填充劑+2%隔離膜+5%白油+3%ZLR-101+3%ORH-030+0.1%ABSN+2%乳化劑。

（2）鉆井液性能維護措施。鉆進過程中，充分發(fā)揮固控設備的作用，振動篩裝配149μm(100目)以上的篩布，除砂器、除泥器達到規(guī)定的壓力，有效除砂，使用率要達到100%，必要時使用離心機清除固相。

嚴格控制鉆井液在低剪切速率下的表觀黏度，保證鉆井液的懸浮能力。進入斜井段后，適當增大泵排量，保證排量不低于30L/s，提高環(huán)空返速。保持層流流型，維持合適的動塑比，防止巖屑床的形成。每次接單根前，循環(huán)鉆井液并上下活動鉆具，起下鉆前充分循環(huán)鉆井液，破壞巖屑床的形成。

提高潤滑性能，加足潤滑劑。根據每天實驗蒸出液相觀察潤滑劑含量，及時補充潤滑劑，保持潤滑劑含量大于6%。

在配制泥漿時，按照設計要求加入3%理想填充劑和2%隔離膜。在正常鉆進過程中，將儲層保護劑加入到配制的膠液里進行補充，減少儲層污染，更好地保護儲層。

裸眼水平段長，在泥漿里加入2%高效封堵降濾失劑和2%井壁穩(wěn)定劑，并及時補充起到封堵，防塌的目的。

后期鉆進時有滲漏，加入堵漏劑后又容易被篩除。通過暫時不用震動篩，滲漏現(xiàn)象有所減弱。根據實際情況及時調整，盡量在鉆頭還沒到窗口時把鉆井液性能調整好，以避免事故的發(fā)生。

2.3 現(xiàn)場施工效果

吉林油田第一口小井眼雙層套管側鉆水平井長深平2井鉆井周期75.21d，完井周期8d，完鉆井深4 402m，水平位移943.09m，水平段長568m，平均機械鉆速1.3m/h，日產氣35萬m3。

3 結論及認識

（1）小井眼雙層套管開窗技術在吉林油田長深平2井的成功實施，為吉林油田深層天然氣開發(fā)提供了一條新的途徑，為后期在長嶺氣田大規(guī)模應用積累了經驗，奠定了基礎。

（2）小井眼側鉆盡管其工藝復雜、技術難度大、風險大、成本高，但可以大幅度地降低鉆井成本，提高低滲透油田綜合開發(fā)效益。

（3）優(yōu)選優(yōu)質復合離子鉆井液體系具有良好的抑制性、潤滑性和抗高溫穩(wěn)定性及防塌性能，很好地滿足了小井眼側鉆施工要求。

（4）長深平2井采用的井身剖面很好地滿足了水平井鉆井施工和采氣工藝技術要求，為后續(xù)復雜完井工藝的實施奠定了良好基礎。

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Casing sidetrack drilling of horizontal well is the integration and development of horizontal well drilling technique and sidetrack drilling technique,and it is a new drilling technique after horizontal well drilling technique.It is suitable to various oil/gas reservoirs.The application of this technique in Changshenping 2 gas well is introduced,which provides a new way for the efficient development of deep gas reservoirs in Jilin Oilfield.

double casing;sidetrack drilling;horizontal well;Jilin Oilfield

崔月明（1966-），男，長期從事鉆井技術研究和鉆井監(jiān)督管理工作，現(xiàn)任中國石油吉林油田分公司鉆井工藝研究院副院長兼鉆井工程監(jiān)督中心主任。

張簫鈴

2012-09-10▌