側鉆井大通徑尾管完井技術研究及應用

吳柳根 馮德杰 齊鑫 唐明

中石化勝利石油工程有限公司井工藝研究院

側鉆井具有節約投資、中靶精度高、經濟可采、剩余油富集規模要求低等優勢，已成為油田老區挖潛增效、穩產扶停的重要手段，對控制老區剩余油儲量、調整開發井網具有積極意義，在勝利油田勘探中地位越來越重要。勝利油田側鉆井以?139.7 mm 和?177.8 mm 兩種套管側鉆為主，?139.7 mm 套管側鉆井普遍為?118 mm 井眼下入?95.25 mm 套管固井射孔完井或?73 mm 篩管頂部注水泥完井，?177.8 mm 套管側鉆井普遍在?152.4 mm 井眼下入?114.3 mm 或?127 mm 套管固井射孔完井或懸掛?114.3 mm 篩管頂部注水泥完井。

1 側鉆井完井技術難點

(1)環空間隙小，固井質量難以保證。側鉆井眼環空間隙小，水泥環厚度相對較薄，?118 mm 側鉆井眼下入?95.25 mm 套管固井，按10%井徑擴大率計算，其水泥環厚度僅為17.3 mm。據不完全統計，側鉆井固井質量第二界面不合格率約25%，難以滿足熱采、壓裂和復雜層系封隔等固井要求。

(2)井眼循環壓力高，環空憋堵風險大。環空壓耗與環空間隙、井眼長度、排量、鉆井液性能緊密相關，環隙越小，壓耗越大。部分地層掉塊嚴重，固井作業時，因水泥漿攜巖能力強，容易形成掉塊堆積，造成套管下入困難、固井頂替壓力過高和環空憋堵等風險。

(3)完井內徑小，機械防砂、分層注采等措施受限。?139.7 mm 套管側鉆井下?95.25 mm 套管，無法下入?73.1 mm 油管，管內機械防砂和分層注采措施難以實施；?177.8 mm 套管側鉆井采用?127 mm套管完井，后期管內防砂下入?73.1 mm 繞絲篩管，礫石充填厚度僅為9.5 mm，充填效果差。

(4)熱采側鉆井注采工藝不配套。熱采側鉆井普遍下入?114.3 mm 套管完井，因而真空隔熱管及隔熱封隔器無法進入尾管內，只能在喇叭口附近進行單點籠統注氣，無法實現分段注氣開發，注采工藝也不配套，制約了熱采側鉆井的技術發展［1-2］。

針對上述側鉆井完井存在的問題，采用擴眼方式來增大裸眼井徑，從而下入大通徑尾管增大完井內徑，實現側鉆井大通徑尾管完井目標，解決諸多固井、完井及后期作業難題。

2 大通徑完井關鍵技術

2.1 擴眼方式優選

側鉆井眼擴眼作業可采用隨鉆擴眼和鉆后擴眼2 種方式。隨鉆擴眼技術采用偏心的雙心鉆頭(圖1)，在?152.4 mm 井眼的理論擴眼直徑為?165.1 mm，隨鉆擴眼作業可縮短鉆井周期。砂泥巖井段因鉆時較快，隨鉆擴眼效果不穩定，難以保證全井段擴眼效果。目前，雙心鉆頭工具尺寸不齊全，僅有?152.4 mm井眼的雙心鉆頭，?118 mm 井眼無工具［1-3］。

圖 1 雙心隨鉆擴眼鉆頭Fig. 1 Bicenter reaming bit while drilling

鉆后擴眼技術是在已鉆的井眼內采用液壓擴眼器進行鉆后擴眼，擴眼器由本體、活塞、刀翼總成和領眼等部分組成(圖2)，作業時液流在活塞的噴嘴處產生壓降，使刀翼外張進行擴眼，停泵后刀翼回收，擴眼刀翼長度可調，擴眼井徑較規則，施工工藝較成熟，但需增加一定鉆井周期［4］。

圖 2 液壓擴眼器Fig. 2 Hydraulic reamer

針對側鉆井地質情況和完井要求，結合2 種擴眼方式優缺點和適應性，優選合適的擴眼方式，?139.7 mm 套管側鉆井和?177.8 mm 套管側鉆井松軟、砂泥巖地層作業建議選用鉆后擴眼；為了提高熱采側鉆井和壓裂側鉆井固井質量，建議選用鉆后擴眼作業；深井、長裸眼井段的擴眼，為縮短鉆井周期，建議選用雙心鉆頭進行隨鉆擴眼作業(見表1)。

表 1 擴眼方式適應性分析Table 1 Adaptability analysis of reaming mode

2.2 完井方式優化

2.2.1 大通徑完井方案

(1) ?177.8 mm 套管側鉆井方案。側鉆后對?152.4 mm 井眼進行隨鉆或鉆后擴眼作業，采用大通徑膨脹懸掛器，配合?139.7 mm 直連套管完井，增大完井內徑，為后續鉆進及增產措施作業提供有力的井筒保障。熱采側鉆井配套預應力地錨進行側鉆井預應力完井，潛山油藏側鉆井可實現二開次完井，砂巖地層側鉆井套管內繞絲篩管機械防砂和礫石充填作業。

(2) ?139.7 mm 套管側鉆井方案。采用液壓擴眼器進行鉆后擴眼作業，下入大通徑膨脹懸掛器和?114.3 mm 或?108 mm 直連套管完井，使尾管內徑增大至94~99 mm，?73 mm 油管可安全下入，并可以在完井后實施管內機械防砂和分層注采等增產措施。

2.2.2 完井尾管優選

?177.8 mm 套管側鉆井普遍采用?114.3 mm、?127 mm 直連和?127 mm 套管作為完井尾管，環空間隙為12.7~19.05 mm；擴眼后則可下入?139.7 mm 膨脹套管或直連套管，環空間隙可達20.15 mm。完井尾管壁厚可根據完井需求進行選擇，需要二開次側鉆則優選7.72 mm 壁厚套管，二開后仍需再防砂則選用膨脹套管。?139.7 mm 套管側鉆井普遍采用?95.25 mm 尾管固井，環空間隙僅11.5 mm；擴眼后井徑可達?140 mm，可下入?114.3 mm 或?108 mm 直連尾管，可滿足固井水泥環厚度要求，套管及環空間隙參數見表2。

表 2 不同井眼擴眼前后可下入套管參數Table 2 Parameters of casings that can run in hole before and after the reaming of different holes

綜上所述，對于側鉆井眼擴眼后，可結合裸眼長度、井身軌跡、最大井斜、完井內徑需求、水泥環厚度、后續鉆進要求和后期注采措施等多方因素，優選合適套管尾管規格，以滿足側鉆井鉆井、固井、完井和作業等各種特殊要求，提高其完井質量。

2.2.3 大通徑膨脹懸掛器

如圖3 所示，現有卡瓦式尾管懸掛器因卡瓦及液缸機構等結構原因，內徑受限，難以懸掛大通徑尾管，如在?139.7 mm 套管內最大懸掛?95.25 mm 尾管，?177.8 mm 套管內最大懸掛?127 mm 尾管。因膨脹懸掛器坐掛可獲得更大的內通徑，便于后期作業工具再進入，為了滿足大通徑尾管懸掛要求，優化膨脹懸掛器結構及其與大通徑尾管連接方式，形成大通徑膨脹懸掛器。大通徑膨脹懸掛器采用直連扣連接，可懸掛與懸掛器本體同規格的大通徑尾管，并優化設計膨脹懸掛器的倒扣機構結構，調整頂部倒扣方式，確保坐掛后懸掛器內徑不小于底部尾管內徑，實現長井段大通徑尾管懸掛要求，進一步完善了膨脹懸掛器產品系列［5-6］。

圖 3 尾管懸掛器結構對比Fig. 3 Structural comparison of liner hanger

2.2.4 預應力地錨

稠油熱采井地錨可對套管柱施加預應力，減小套管高溫伸長量，滿足多輪次注蒸汽要求，普遍為大規格工具，尚無適用于側鉆井的小尺寸地錨。開發出?114.3 mm 和?127 mm 兩種適用于熱采側鉆井的地錨工具(圖4)，采用伸縮錨爪和限位環結構設計，地錨內含碰壓座，膠塞碰壓后，滑塊下行，通過連桿推動錨爪張開并限位，打開壓力8~10 MPa，單向提拉力300 kN 以上，室內承壓測試35 MPa，可滿足膨脹懸掛器坐掛和預應力完井要求。

圖 4 預應力地錨結構示意圖Fig. 4 Schematic structure of pre-stressed earth anchor

2.3 提高固井質量措施

2.3.1 提高頂替膠塞可靠性

為了降低鉆桿膠塞頂替時在鉆桿內遇阻卡風險，結合鉆具循環和膠塞通過性測試要求，研發了先行膠塞測試接頭(圖5)。該接頭主要包括接頭本體、固定套、滑套、剪切銷釘、泄流孔等結構，滑套上設置有球座和泄流孔。工具隨通井管柱入井，正常循環鉆井液，起鉆前測試鉆桿膠塞，泵送鉆桿膠塞至滑套球座處，憋壓剪切銷釘，重新建立起循環，起鉆時不會堵水眼而起鉆冒噴。通過進行先行膠塞測試短節設計，提前測試鉆桿膠塞安全通過性，避免鉆桿膠塞遇阻卡現象發生，提高鉆桿膠塞通行可靠性，大大降低鉆桿膠塞頂替風險。

圖 5 先行膠塞測試接頭結構示意圖Fig. 5 Schematic structure of advanced rubber test joint

2.3.2 提高套管居中度

側鉆井眼擴眼后下入直連套管無接箍，無法安放常規的彈性扶正器和剛性扶正器，因而配套研發了直連扶正短節，同時也可采用彈性扶正器和止動環的配合方式為直連套管扶正，此外還可以在直連套管外進行螺旋涂覆砂處理，起到扶正、旋流和提高界面膠結強度的效果。通過軟件進行尾管柱下入模擬和管柱居中校核，優選直連管扶正工具和管柱，在確保尾管柱可安全下入基礎上，提高直連尾管柱居中度。

2.3.3 水泥漿性能優化

側鉆井環空間隙相對較小，采用常規水泥漿固井的封固質量較差，易出現竄槽、高溫衰退快等問題。為了提高油水層封隔效果，優選塑性微膨脹水泥漿體系，通過增加晶格膨脹劑和增韌劑，降低彈性模量和提高泊松比，使得水泥環同時具有微膨脹性和增韌特性，解決水泥石凝固收縮問題，降低環空油氣水竄，提高第二界面膠結質量。針對熱采側鉆井高溫注汽要求，優選適用于熱采井的抗高溫水泥漿體系，通過降低水泥中的鈣硅比，提高晶形轉變溫度，提高多輪次注汽開發條件下的水泥石抗壓強度，極大提高了高溫條件下封固質量，延緩水泥石強度衰退，保證了熱采井完整性，更有效保護套管［7-8］。

3 現場應用

側鉆井大通徑完井技術先后在勝利、塔河、冀東和中原等油田推廣應用60 余口井，?177.8 mm 套管側鉆井完井內徑可增大至124.26~134.5 mm，?139.7 mm 套管側鉆井完井內徑可達94.95~99.56 mm，解決了側鉆井完井內徑小的技術瓶頸。以TH10233CH、CG102-C28 和LMQ9-CX128 井為例介紹具體應用情況。

(1)TH10233CH 井。該井為塔河油田奧陶系的一口?177.8 mm 套管側鉆井，側鉆時需穿過上部石炭系的高壓易漏層和泥巖易塌層，采用膨脹管固井方案實現側鉆井二開次完井，一開完鉆井深5 890 m，最大擴眼井斜62.3°，采用雙心鉆頭進行隨鉆擴眼至?165 mm，下入?139.7 mm×7.72 mm 膨脹管394 m，并固井封隔復雜層；二開采用?130 mm PDC 鉆頭鉆達目的層，取得良好的應用和開發效果。目前，側鉆井膨脹管二開次完井技術已在塔河油田應用7 口井，方案優化后采用“膨脹懸掛器+?139.7 mm 直連尾管”實現二開次側鉆作業，進一步節約鉆井成本［9-11］。

(2)CG102-C28 井。該井為勝利稠油油藏一口?177.8 mm 套管熱采側鉆井，完鉆井深1 038 m，鉆后擴眼后下入?139.7 mm×10.54 mm、110HY 鋼級的直連熱采套管553 m 和預應力地錨，配套的大通徑膨脹懸掛器采用金屬和橡膠雙材料實現尾管頭高溫密封，固井采用抗高溫水泥漿體系，實現熱采側鉆井預應力完井作業，確保該井環空封固質量和尾管密封長期完整性。該井完井內徑為?118.62 mm，注蒸汽吞吐時安全下入熱采封隔器和?88.9 mm/?62 mm 隔熱管至尾管內970 m，從而可以實現油藏分層注蒸汽，提高注蒸汽吞吐效果，解決了常規熱采側鉆井因隔熱管和封隔器無法進入和籠統注汽等難題，現已在該區塊規模應用。

(3) SLQ9-CX128 井。該井為勝利砂巖油藏一口?139.7 mm 套管側鉆井，?118 mm 井眼采用擴眼器進行鉆后擴眼至?140 mm，完鉆井深1 680 m，最大井斜36.5°，下入?114.3 mm×7.37 mm 直連尾管385 m 進行固井射孔完井，采用大通徑膨脹懸掛器進行尾管懸掛和密封，懸掛點位于1 290 m，有效增大了完井尾管內徑至99.56 mm。射孔后在?114.3 mm 尾管內下入?73.1 mm 篩管實現管內機械防砂作業，解決了小井眼側鉆防砂難題，為砂巖油藏?139.7 mm 套管側鉆井防砂提供了一種新方案。

4 結論

(1)鉆后擴眼和隨鉆擴眼兩種擴眼方式，為側鉆井大通徑完井提供良好的井眼條件，滿足了大通徑尾管安全下入要求。

(2)通過分析側鉆井眼井身軌跡、完井要求、固井質量和注采措施等因素，優選合適的大通徑尾管類型規格，滿足了其鉆井、固井、完井和作業等各種特殊要求，為側鉆井眼提供了膨脹套管和直連尾管兩種完井方案。

(3)現場應用表明，通過研發大通徑膨脹懸掛器、預應力地錨等配套完井工具，采用側鉆井大通徑尾管完井技術有效地解決了潛山、稠油和砂巖等特殊油藏側鉆工程難題，建議進一步推廣應用。