小井眼開窗側鉆水平井技術在秦皇島32－6油田的應用＊

崔國杰張曉誠劉軍波謝榮斌

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司 天津 300452； 2.中海油田服務股份有限公司 天津 300452）

小井眼開窗側鉆水平井技術在秦皇島32－6油田的應用＊

崔國杰1張曉誠1劉軍波2謝榮斌2

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司 天津 300452； 2.中海油田服務股份有限公司 天津 300452）

我國陸地油田應用實踐表明，采用小井眼開窗側鉆技術，可以充分利用低效井、無效井及關停井上部套管，減少施工井段，節省成本，提高剩余油的開采效果，恢復停產井生產能力。針對秦皇島32－6油田E15H1井小井眼開窗側鉆作業面臨方位測量難度大、易卡鉆、井眼軌跡控制難度大、鉆井液性能要求高及完井篩管串粘卡風險高等技術難點，開展了小井眼套管開窗側鉆、造斜段和水平段井眼軌跡控制、鉆井液性能控制及完井防粘卡等關鍵技術研究，順利完成了該井小井眼開窗側鉆作業，為海上油田挖潛增儲、延長老油田生產壽命提供了有效途徑，值得進一步推廣應用。

小井眼；開窗側鉆；井眼軌跡控制；鉆井液性能控制

小井眼開窗側鉆水平井技術是在側鉆井、定向井、水平井及小井眼井基礎上發展起來的一項綜合性鉆井技術［1］。歸納起來，國內外對小井眼的定義主要有4種［2］：①井眼直徑小于等于215.9 mm；②全井90%的井眼直徑小于177.8 mm；③井眼直徑小于152.4 mm；④井眼直徑小于該區域常規井。國外石油公司在20世紀30年代開始大尺寸套管開窗側鉆技術研究，目前在側鉆方法、工藝措施及井下工具使用等方面已經完全成熟。我國于20世紀80年代開始大尺寸套管開窗側鉆技術研究，勝利、大港、遼河等陸地油田率先進行試探性研究，之后在海上油田進行了成功應用［3－5］，但套管開窗側鉆技術在小井眼方面的應用相對比較晚，直到1997年大港油田完成了國內陸地油田第1口小井眼開窗側鉆水平井——官50－9KH井［6］，并取得了較好的經濟效益。此后，小井眼開窗側鉆技術陸續在陸地各大油田進行了推廣應用［7］。由于受到海上作業日費用高、防碰風險大、定向井井眼軌跡復雜、地質構造變化大等條件的限制，小井眼開窗側鉆技術目前在海上油田的發展應用比較緩慢。

E15H1井是秦皇島32－6油田E平臺的一口調整井，是為了恢復低效井E15井產能，進一步動用NmII1砂體的儲量而設計的1口套管內開窗側鉆水平井。E15H1井完鉆井深2 040 m，垂深1 117 m，在177.8 mm尾管內開窗側鉆，152.4 mm井眼著陸水平段完鉆，裸眼段長1 281 m，是渤海鉆完井史上第1口裸眼段長超過1 200 m的152.4 mm井眼水平井；該井在完井下中心管期間，有550 m長的篩盲管靜置在裸眼段內，粘卡風險極大，現場通過優化篩盲管扶正器加放位置、合理設置鉆具活動頻次、細化作業步驟等措施，最終安全順利地將中心管下放到位，這在渤海鉆完井史上也屬首例。這表明，在不增加海上生產平臺井槽的前提下，利用小井眼開窗側鉆技術能夠有效利用上層套管，減少施工井段，節省作業綜合成本，優化井網布置，延長海上老油田的生產壽命，值得進一步推廣應用。本文是對小井眼開窗側鉆水平井關鍵技術在秦皇島32－6油田應用實踐的總結。

1 小井眼開窗側鉆作業面臨的技術難點

由于E15H1井側鉆點井深較深、定向井井眼軌跡復雜、水平段裸眼長度長、完井管柱粘卡風險大，小井眼開窗側鉆作業主要面臨以下技術難點。

1）方位測量難度大。受套管影響，開窗工具導向定位時使用的隨鉆測斜儀器易受磁干擾，難以準確測量方位。

2）易卡鉆。小直徑鉆具在開窗時，由于套管與開窗工具之間的環空間隙較小，且E15H1井開窗位置井斜角在50°左右，開窗過程中產生的鐵屑和巖屑容易堆積造成卡鉆。

3）井眼軌跡控制難度大。小井眼鉆具柔性大，井眼軌跡不易控制，隨著井斜角的增大，鉆具托壓更加嚴重，特別是在水平段鉆進時，定向鉆具組合的摩阻大、扭矩高、工具面不穩定，且受地層非均質性的影響，井眼軌跡控制難度進一步加大。

4）對鉆井液性能要求高。小井眼所用的鉆具直徑小、井眼環空間隙小，排量受限，攜帶巖屑困難，尤其是E15H1井整個裸眼段長達1 281 m，發生井壁坍塌及卡鉆的可能性極大，對鉆井液流變性、潤滑性及攜砂等性能提出了更高的要求。

2 關鍵技術及其實施效果

2.1 套管開窗側鉆技術

2.1.1 側鉆點優選

開窗位置的選擇對整口井的開窗成功與后期完井生產順利與否起著至關重要的作用，側鉆點的選擇應綜合考慮施工費用、定向作業難度、裸眼段長度、套管外水泥膠結質量、套管接箍的影響及完井泵掛沉沒度等因素。側鉆點位置要盡可能選擇上層套管無變形、無斷裂，固井質量較好，老井眼井徑規則，全角變化率較小的井段，避開膨脹頁巖、礫巖、鹽巖及堅硬地層，最好是選擇比較均質的砂巖層［4］，便于鉆頭盡快吃入新地層，形成新井眼。因此，在綜合考慮以上因素之后，E15H1井選擇在759.3 m處作為開窗側鉆點，側鉆點井斜49.2°，方位236.2°。

2.1.2 開窗工具優選

套管開窗側鉆技術主要分為套管鍛銑開窗和下斜向器磨銑開窗2種［8］。套管鍛銑由于時間長，費用高，且對鍛銑井段要求較高，目前已很少使用。隨著各種開窗工具的出現及新型導向器坐掛可靠性的逐漸提高，下斜向器磨銑套管開窗技術的應用越來越廣泛。國外的哈里伯頓、斯倫貝謝、威德福及貝克休斯等大型服務公司已研發出一系列開窗配套工具，而國內勝利、大港、遼河等油田也研發了各自的套管開窗工具。由于國外公司所研發的開窗工具的共同特點是只需下一趟鉆就可完成開窗工具的定位、坐掛、開窗、修窗及短距離側鉆作業，可有效降低作業時間和成本，值得優先考慮。通過比較國內外幾種典型的套管開窗工具的技術特點，最終選擇使用斯倫貝謝公司的開窗工具。

2.1.3 斜向器定位

在坐掛之前需要將斜向器的高邊刻度線定向到設計的方位上，目前主要有陀螺定向和隨鉆測斜儀器（MWD）定向2種方式。MWD定向的優勢在于它不受井斜角大小的限制，能夠實現一趟鉆定位，節省時間，缺點是在井斜比較小的井段開窗時儀器容易受到磁場干擾［9］，造成方位偏差。陀螺定向的優勢是不受外界磁場的干擾，缺點是定向程序復雜，在井斜角較大的井段定位時儀器坐鍵比較困難。

與陀螺定向相比，MWD定向的程序比較簡單，只需將MWD儀器連接在開窗鉆具組合上，在設計位置調整工具面滿足設計要求即可。由于E15 H1井開窗位置處深度和井斜角較大，受磁干擾較小，因此采用了MWD定向，并根據出窗后定向要求及OFFSET（角差）值最終確定MWD工具面擺至右86°。

2.2 井眼軌跡控制技術

2.2.1 造斜段

造斜段的井眼軌跡控制是保證開窗側鉆水平井順利施工的根本，尤其是對于小井眼開窗側鉆水平井，不僅要考慮普通水平井的特點，還要考慮老井井斜方位測量難度大、可控井段短、井眼直徑小、摩阻大、加壓困難等特點［10］。由于該階段的主要目的是全力增斜和扭方位，為水平段做準備，一般采用馬達滑動鉆進造斜，因此全角變化率較大的點也經常出現在該井段，且容易出現新井眼、“大肚子”及鍵槽等復雜情況。針對以上問題，E15H1井在施工過程采取了以下主要技術措施：①優化定向井井眼軌跡設計，控制全角變化率小于3.5°/30 m（表1）。②在滿足設計著陸的前提下，盡量采用“勤劃少劃”的方式保證井眼軌跡平滑，避免出現全角變化率太大的點。對于設計全角變化率較大且需要連續增斜鉆進至著陸的井，井眼軌跡最好控制在設計軌跡線之上，在接近著陸點時控制實鉆軌跡在設計軌跡之上0.5 m左右。③起下鉆速度要平穩，不得猛提猛放。④為防止出現新井眼和下鉆遇阻，先將鉆具轉一個角度下放，如仍遇阻，則開泵小排量、低轉速快速下放，遇阻嚴重時可以調出高邊下放；劃眼時堅持“慢提快放”，且避免在同一位置長時間循環；通井鉆具的剛性要與鉆進鉆具接近，避免剛性大幅度變化。⑤為避免出現“大肚子”，在軟地層段中造斜時要避免靜止循環時間過長，如果一次測斜不成功，則要盡量換一個位置再測。⑥針對小井眼鉆具在井斜較大井段加壓困難的問題，選擇倒裝鉆具組合，將加重鉆桿加放在井斜較小的井段，以便提供有效的鉆壓。

表1 QHD32－6－E15H1井定向鉆井井眼軌跡設計節點數據Table 1 Node data of well QHD32－6－E15H1directional trajectory design

2.2.2 水平段

后期的穩斜水平段井眼軌跡控制是整個開窗側鉆水平井施工的重點，也是難點。隨著井深的不斷增加，水平段鉆進時會出現送鉆困難、扭矩大、工具面不穩定、攜砂能力差、托壓嚴重等諸多問題，井眼軌跡控制難度進一步增大。為此，E15H1井在水平段施工期間采取了以下主要技術措施：①在滿足設計中靶要求的前提下，盡量少調井眼軌跡，保證井眼平滑，滑動結束后劃眼1～2遍，使井眼暢通。②由于地層的非均質性，油層傾角變化會對井眼軌跡控制產生極大影響，因此要提前摸清該區域井斜方位自然漂移規律以及油層厚度、走向和蓋層、底水、邊水等。③考慮到中完后在井底循環、起下鉆及下套管時會減小井底井斜，一般需要中完井斜高于地質油藏部門要求的井斜0.5°～1°，且盡量避免在井底長時間循環。④根據鉆具組合的造斜率及工具面控制情況隨時預測井底的井斜和方位變化。⑤針對小井眼水平段鉆具托壓嚴重的現象，采取倒裝鉆具組合并配合點剎送鉆方式解決。

2.3 鉆井液性能控制技術

秦皇島32－6油田在生產過程中碰到了如下問題：①含油層系明化鎮組是大段泥巖及泥砂巖交互層，泥質含量高，粘土礦物含量高，易水化膨脹。②由于前期大規模的開采，目前各區地層壓力有所下降，地層壓力系數在0.72～0.89，地層壓力有所虧損。③水平段裸眼段較長，完井下篩管粘卡風險大。針對以上問題及考慮到井眼清潔、穩定井壁、防塌防漏等問題，同時為了保護油氣層和海洋環境，E15H1井在開窗和造斜鉆進井段采用海水膨潤土漿，下部穩斜段及著陸段采用抑制性能較好的小陽離子體系，水平段采用無固相弱凝膠體系。

1）套管開窗側鉆井段：采用海水膨潤土漿，要求鉆井液具有良好的攜砂懸浮能力。期間可根據返出鐵屑的情況，適當補充增粘劑，提高攜砂能力；開窗完成后掃稠塞，攜帶鐵屑，清掃井眼，保證鉆進時井筒清潔干凈。

2）造斜井段：造斜井段要求鉆井液具有良好的潤滑性、抑制防塌及攜砂能力，保持鉆井液泥餅薄而堅韌，從而形成光滑的井眼。E15H1井造斜段上部用海水膨潤土漿，盡量保持低固相，提高泥餅質量，控制漏斗粘度在50～70s之間；下部井段轉換成PEC體系，進一步提高鉆井液的抑制性能，保持適當的動塑比，避免形成巖屑床，并根據需要加入適當的潤滑劑，保證井眼順暢。

3）水平井段：進入水平井段后，鉆具緊貼在井壁，環空返砂效果差，摩阻大，且已經進入儲層，因此要求鉆井液不僅要具有良好的攜砂、潤滑性能，還要考慮儲層保護，鉆井液中不能有有害固相。E15H1井采用了無固相弱凝膠體系，在保證井下安全的前提下，鉆井液比重盡量采用設計下限，并控制好鉆井液的失水小于4 mL，含砂量小于0.3%，加入適當的潤滑劑減小鉆具摩阻。進入油層前，將振動篩目數換成140目以上；進入油層后，全面開啟固控設備，全力清除鉆井液中的有害固相。鉆進過程中，適當控制機械鉆速和排量，降低固相含量和ECD，減少對泥餅的過度沖蝕；完鉆之后，循環清洗井眼，在裸眼段及套管鞋以上100m替入新配的無固相弱凝膠鉆井液，有效保護儲層。

2.4 完井防粘卡技術

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

完井作業期間，E15H1井下中心管預計需要7 h左右，但防砂外管柱有550 m長的篩育管靜置在裸眼段內，存在粘卡風險，為此現場采取了如下措施：

1）每下入300 m中心管，大范圍上下活動外管柱3次，再根據第一次活動管柱的情況適當增減活動間隔時間。

2）在防砂管柱上適當加放半剛性扶正器，減少防砂管柱與裸眼之間的接觸面積，減小粘卡風險。

3）在連接頂部封隔器之前循環打通，確認井眼通暢。

3 結束語

隨著海上油氣田的不斷開發，很多老油田陸續進入調整期，部分油井產量下降、含水增加，需要通過開窗側鉆等一些技術手段開采剩余油來進行增產。小井眼開窗側鉆水平井技術在秦皇島32－6油田取得了成功應用，為海上油田挖潛增儲、延長老油田生產壽命提供了有效途徑，值得進一步推廣應用。

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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

（編輯：孫豐成）

崔國杰，張曉誠，劉軍波，等.小井眼開窗側鉆水平井技術在秦皇島32－6油田的應用［J］.中國海上油氣，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”國家科技重大專項“多枝導流適度出砂及海上油田叢式井網整體加密鉆采技術示范（編號：2011ZX05057－002）”部分研究成果。

崔國杰，男，工程師，2004年畢業于原石油大學（華東）石油工程專業，現任中海石油（中國）有限公司天津分公司工程技術作業中心墾利項目組項目經理。地址：天津市濱海新區渤海石油大廈B座B703室（郵編：300452）。