長裸眼側(cè)鉆井技術(shù)難點(diǎn)與實(shí)例優(yōu)化對(duì)策

黃凱

摘 要：運(yùn)用側(cè)鉆井技術(shù)來對(duì)區(qū)塊剩余油進(jìn)行開發(fā)是當(dāng)前提高油田儲(chǔ)量動(dòng)用程度的有效手段之一。緊緊圍繞油藏地質(zhì)特征、油藏開采動(dòng)靜態(tài)資料，通過剩余油潛力分析，篩選出側(cè)鉆井目標(biāo)區(qū)塊和開采目的層，進(jìn)而選出側(cè)鉆目標(biāo)井。 A井是一口二級(jí)結(jié)構(gòu)開發(fā)井，其前期井眼尺寸大、裸眼段長，此種井型既要保證井下安全，同時(shí)又要準(zhǔn)確控制井眼軌跡，因此施工難度較大，本井在施工過程中借鑒鄰井側(cè)鉆經(jīng)驗(yàn)，正確鉆頭選型，制定行之有效的技術(shù)措施，順利的完成了施工任務(wù)，為本區(qū)塊今后相同類型井的施工提供了借鑒。

關(guān)鍵詞：側(cè)鉆井技術(shù)；井眼軌跡；鉆頭選型；直螺桿配合彎接頭

近年來，隨著油田開發(fā)進(jìn)入中后期，老油田均面臨后備儲(chǔ)量不足，采收率低下，鉆井成本增加等一系列問題。為實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)增效，側(cè)鉆水平井作為一種快捷有效的修井工藝，越來越受到重視。A井位于井區(qū)三疊系下油組構(gòu)造較高部位的一口二級(jí)結(jié)構(gòu)開發(fā)井。本井自2015年08月14日13：00開鉆，于2015年10月08日12：00完鉆，完鉆井深5043m。（1）本井裸眼段長，在側(cè)鉆施工階段只有800m的表層套管；（2）本井上部裸眼井眼尺寸為250.88mm，而下部側(cè)鉆井眼尺寸為215.9mm，此種井型難點(diǎn)即在側(cè)鉆井施工階段，本論文重點(diǎn)探究側(cè)鉆施工階段的經(jīng)驗(yàn)。

1側(cè)鉆施工情況

通常情況下靶區(qū)是具有圓形或矩形橫截面的柱狀靶，并且要求井眼軌跡在所要求的目的層內(nèi)穿行。從另一角度看，也可以把這個(gè)柱狀靶理解為由無數(shù)的法平面構(gòu)成的。所以，對(duì)于中靶，它有著和普通定向井所不一樣的新的定義，其主要體現(xiàn)在以下幾個(gè)方面：1）實(shí)鉆的軌跡線要求在設(shè)計(jì)的靶框范圍內(nèi)，并且需要點(diǎn)的矢量方向與設(shè)計(jì)保持一致；2）矢量中靶，即中靶所包含的要素：方位角、井斜角、垂深以及位移等必須在設(shè)計(jì)所要求的區(qū)間里，且各要素在軌跡控制中的每一點(diǎn)都必須在要求范圍內(nèi)；3）中靶時(shí)進(jìn)入的靶區(qū)是一個(gè)柱狀體而不是一個(gè)簡單平面。軌跡控制主要有三個(gè)目標(biāo)：直井段防斜、增斜段入靶框以及水平段在靶框內(nèi)穿行。

1.1斜井段--側(cè)鉆-第一趟鉆段（4361.60-4388.07m）

鉆具組合：Φ215.9mm牙輪×0.24m+Φ172mm螺桿（直）×7.83m+Φ165mm彎接頭（2.5°）×0.39m+Φ165mm無磁接頭×0.75m+Φ165mm無磁短鉆鋌×1.93m+Φ172mmMWD懸掛×6.39m+Φ127mm無磁承壓鉆桿×9.07m+127mm鉆桿×5柱+127mm加重鉆桿×15柱+Φ139mm鉆桿。

1.2 斜井段-增斜-第二趟鉆（4388.07m—4559.00m）

鉆具組合：Φ215.9mm牙輪×0.24m+Φ172mm螺桿（1.5）×8.16m+Φ165mm無磁接頭×0.75m+Φ165mm無磁短鉆鋌×1.93m+Φ172mmMWD懸掛×6.39m+Φ127mm無磁承壓鉆桿×9.07m+127mm鉆桿×8柱+127mm加重鉆桿×15柱+Φ139mm鉆桿。入井目的：增斜鉆進(jìn)。鉆遇地層：三疊系-哈拉哈塘組（T3h1）阿克庫勒組（T2a4）。井斜變化：7.44°～42.97° 井斜變化率：6.23°/30m。方位變化：49.03°～51.00° 方位變化率：0.34°/30m。狗 腿 度：6.23°/30m。

1.3斜井段-增斜-第三趟鉆（4559.00m—4695.25m）

鉆具組合：Φ215.9mm牙輪×0.24m+Φ172mm螺桿（1.5）×7.91m+Φ165mm無磁接頭×0.75m+Φ165mm無磁短鉆鋌×1.93m+Φ172mmMWD懸掛×6.39m+Φ127mm無磁承壓鉆桿×9.07m+127mm鉆桿×15柱+127mm加重鉆桿×15柱+Φ139mm鉆桿。井斜變化：42.97°～76.12°。井斜變化率：7.29°/30m。

1.4 斜井段-增斜-第四趟鉆（4695.25m—4841.84m）施工情況

鉆具組合：Φ215.9mm牙輪×0.24m+Φ172mm螺桿（1.5）×7.91m+Φ165mm無磁接頭×0.75m+Φ165mm無磁短鉆鋌×1.93m+Φ172mmMWD懸掛×6.39m+Φ127mm無磁承壓鉆桿×9.07m+127mm鉆桿×15柱+127mm加重鉆桿×15柱+Φ139mm鉆桿。

1.5斜井段-增斜-第五趟鉆（4841.84m—5043.00m）

鉆具組合：Φ215.9mm牙輪×0.24m+Φ172mm螺桿（1.5）×7.91m+Φ165mm無磁接頭×0.75m+Φ165mm無磁短鉆鋌×1.93m+Φ172mmMWD懸掛×6.39m+Φ127mm無磁承壓鉆桿×9.07m+127mm鉆桿×20柱+127mm加重鉆桿×15柱+Φ139mm鉆桿。鉆遇地層：三疊系-阿克庫勒組（ T2a1）。井斜變化：88.92°～90.2°。井斜變化率：0.08°/30m。方位變化：53.83°～56.4°，方位變化率：0.41°/30m。狗 腿 度：0.42°/30m。

2 改進(jìn)對(duì)策

2.1側(cè)鉆選用直螺桿配合彎接頭的鉆具組合

由于使用彎接頭的側(cè)向力較大，從而有效的保證了側(cè)鉆的成功率。水泥塞的質(zhì)量是保證側(cè)鉆成功的重要前提，要滿足側(cè)鉆時(shí)水泥塞的強(qiáng)度，候凝期間確保大于48h后進(jìn)行掃塞施工。掃塞時(shí)可以通過掃塞鉆時(shí)也可以判斷水泥塞強(qiáng)度的質(zhì)量。對(duì)于水泥塞的質(zhì)量，掃塞鉆時(shí)越慢表示水泥塞的強(qiáng)度越好。掃塞至側(cè)鉆點(diǎn)以上20m處，停泵做水泥承壓實(shí)驗(yàn)，準(zhǔn)確的判斷好水泥塞強(qiáng)度的質(zhì)量是保證側(cè)鉆成功與否的關(guān)鍵。側(cè)鉆前要充分了解側(cè)鉆點(diǎn)的資料包括側(cè)鉆點(diǎn)的井徑及地層巖性還要了解側(cè)鉆點(diǎn)的鉆時(shí)確保側(cè)鉆一次成功。該井全井采用牙輪鉆頭配合1.5°單彎螺桿鉆進(jìn)，能有效滿足軌跡需求，吸取了該區(qū)塊使用PDC鉆頭鉆進(jìn)時(shí)吃虧的教訓(xùn)從而節(jié)省了鉆井周期。在水平段鉆進(jìn)過程中采用1.5°無扶的螺桿進(jìn)行復(fù)合鉆進(jìn)減少了鉆進(jìn)過程中反扣井斜的頻率，從而提高了機(jī)械鉆速。

2.2全井的重點(diǎn)是強(qiáng)調(diào)井下安全。

為防止井下事故的發(fā)生，準(zhǔn)確控制井眼軌跡，根據(jù)井下實(shí)際情況，應(yīng)及時(shí)采取短起下鉆。在鉆井液方面，其潤滑性能尤為重要，在保證鉆井液性能的同時(shí)，還應(yīng)注意泥漿的固相含量，因此，固控設(shè)備一定要使用并維護(hù)好。及時(shí)進(jìn)行短起下鉆作業(yè)，消除巖屑床，保證起下鉆作業(yè)的順利和通暢。

3 結(jié)束語

實(shí)踐證實(shí)：該技術(shù)可使眾多報(bào)廢井、套損井、停產(chǎn)井重新復(fù)活并增加產(chǎn)能，能有效地利用原井的井位資源及地面管網(wǎng)設(shè)備，保持原有井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，節(jié)省成本，減緩水、氣錐進(jìn)，改善驅(qū)油效果?；谝陨弦蛩?，運(yùn)用側(cè)鉆井技術(shù)來對(duì)區(qū)塊剩余油進(jìn)行開發(fā)，緊緊圍繞油藏地質(zhì)特征、油藏開采動(dòng)靜態(tài)資料，通過剩余油潛力分析，篩選出側(cè)鉆井目標(biāo)區(qū)塊和開采目的層，進(jìn)而選出側(cè)鉆目標(biāo)井；并針對(duì)目標(biāo)井的具體情況，對(duì)側(cè)鉆井進(jìn)行設(shè)計(jì)，包括側(cè)鉆點(diǎn)的選取、井眼軌道、井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)；開展側(cè)鉆水平井鉆完井技術(shù)及配套工藝研究，包括側(cè)鉆工藝、鉆進(jìn)工藝參數(shù)、鉆井液體系實(shí)驗(yàn)、完井方式選擇、完井工具和完井工藝等；通過實(shí)驗(yàn)優(yōu)選出酸液體系配方，設(shè)計(jì)用于脹封管外封隔器的脹封工具；形成了一套適用于區(qū)塊側(cè)鉆井酸化洗井工藝。研究成果應(yīng)用表明側(cè)鉆水平井技術(shù)對(duì)盤活油田停產(chǎn)井、報(bào)廢井、降低老油田開發(fā)成本具有現(xiàn)實(shí)意義，

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