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标题 １３９．７ｍｍ套管开窗侧钻技术现状及其展望
范文 王京彬
摘 要：油层套管开窗侧钻是老油田报废井再利用、提高采收率的重要手段。目前，国内有报废井一万多口，为使报废井“恢复青春”少投入、多产、快产出实现二次完井采油，提高经济效益，开窗侧钻工艺技术显得日益重要。目前国内在177.8套管等大直径经验内开窗侧钻技术已经非常成熟，但是老油田老浅井较多，139.7 mm套管较多，为加快小井眼开窗施工速度、保证固井质量，国内研究侧重于开窗工具的改进及小间隙井固井工艺的完善，推广一体化开窗工具，实现一趟钻完成封堵、定向、开窗、修窗和近距离钻进，文章介绍了139. 7 mm套管开窗侧钻技术的主要工序和推广应用前景，为复杂断块油田持续高效开发提供了借鉴。
关键词：套管 开窗 侧钻 小井眼 固井 斜向器
一、国内外发展现状
国外从 20世纪60年代开始进行侧钻技术研究，在侧钻方法、工艺措施、井下工具及完井方法等方面技术已完全成熟，70年代末至80年代初，美国研制成功了短半径旋转钻井系统，使短半径水平井钻井有了新的发展，90年代，代表这一时期钻井技术的侧钻水平井技术和径向水平井技术得到了迅速发展。国外最深侧钻水平井为美国怀俄明州完成的一口超深井，该井于7751m处开窗侧钻。俄罗斯撒哈林群岛的Z-12井是目前位移最长的侧钻大位移井，测量井深11680m，2008年3月完钻。国内胜利、大港、辽河等油田套管开窗工艺开展的较早，辽河油田在 1992年开始对侧钻井进行研究，2002年累计10年共完成套管内侧钻井1500多口，单井费用为新钻井的1/3～1/2；2003年成功完成4口多分支井。大港油田于1997年完成国内陆上第1口独立设计施工的139.7mm套管开窗侧钻水平井官 50-9KH井。胜利油田从80年代末90年代初，开始研究和实验套管内侧钻技术，先从95/8in 套管侧钻技术进行试验，进入90年代开始试验研究7in 套管和51/2in套管开窗侧钻技术。91年至99年共完成各类侧钻井167口（不含侧钻水平井）。[1]
下面列出近几年来胜利油田完成的侧钻井数量及产量情况（见表）。

二、139.7 mm套管开窗侧钻技术现状
1、开窗工具
目前Φ139.7mm套管基本上采用钻铰式复合铣锥，一次性完成开窗作业。贝克石油工具公司在2004年研制出新型PathMAKER开窗铣鞋，采用休斯·克里斯坦森公司的 Genesis系列金刚石技术，使用特殊的聚晶金刚石切削齿粉料，能有效地切削金属及地层，在北海、美国洛杉矶项目都得到良好的应用效果。
斜向器从原始简易地锚固定式斜向器，经逐渐改进，目前普遍采用卡瓦液压锚定式斜向器；特殊情况下也采用水泥固定地锚斜向器。根据套管壁厚、刚级选择适当规格的斜向器。小直径陀螺测斜仪：在套管内复核井眼轨迹，坐挂斜向器时斜面定向。套管通径规：长度和外径略大于斜向器，一般规格为Φ115mm×2m。钻杆通径规：通73 mm钻杆内径，规格(48～50)mm，长度20cm。
2、开窗侧钻程序
2.1、窗口优选
小井眼定向套管开窗侧钻井，悬挂器一般在窗口以上约50m。开窗位置尽可能下移，并选在地层相对稳定、固井质量好的井段。在Φ139.7mm套管内开窗，多选用直径Φ117.5-120.6mm钻头，悬挂Φ95.3mm×6.45mm 尾管完井；窗口位置应选择在固井质量和地层可钻性较好，稳定的地层，尽量避开岩石碎屑带，及易塌、易漏、地层倾角大、方位自然漂移大的地层，并避免开套管接箍。[2]
2.2、套管开窗施工
合理的钻具组合是实现开窗的关键。主要采用的套管开窗钻具组合为：Φ88.9mm方钻杆+Φ73mm钻杆+Φ104.8mm钻铤+Φ120mm铣锥+Φ117.5mm（或Φ120.6mm）一体式斜向器。
开窗磨铣分为以下三个阶段：
（1）然后中压中速磨铣，钻压应控制在0-5KN，转速60-80r/min，使铣鞋先磨出一个均匀接触面并达到磨铣切削的目的。
（2）钻压应控制在5-15KN，转速120-150r/min，使铣锥沿套管外壁均匀磨铣，保证窗口长度。
（3）钻压控制在0-5KN，转速120-150r/min，定点快速铣进，其长度等于一个铣锥的长度。
在开窗磨铣的过程中，钻井液上返速度应大于0.6m/s，以有效携带磨铣掉的套管套管金属碎屑，循环出口应使用强磁打捞器吸附返出铁屑，并及时清理，振动筛保持完好，防止铁屑进入循环罐，影响裸眼钻进时钻井泵的正常使用。
3、钻头的选择
国内小井眼定向侧钻钻头可选择范围很小。目前胜利油田适用于Φ139.7mm套管开窗侧钻用的钻头直径有117.5-120.6mm单牙轮钻头、三牙轮钻头或PDC钻头。其中单牙轮钻头只有3种类型，即YA437，YA517，YC517，YC537(YC517是在YA517钻头基础上对牙轮顶部镶装若干金刚石复合片，以加强抗磨性能，并对齿径、露高、齿形及其布齿方式进行了改进)，软底层选用YA437、YA517钻头，研磨性稍高的地层选用YC517钻头。实践证明，这三种钻头都适合滑动钻进和复合钻进，在出现机械钻速变慢现象是，很少出现轴承先期失效，其主要问题是牙齿易磨损。PDC钻头多为4刀翼或6刀翼，复合片直径13mm。根据地层特性设计的有针对性钻头不是很多，大多是通用性钻头，往往是机械钻速低就起钻再尝试其它型号的钻头，这制约着小井眼钻井机械钻速的提高。
4、井眼轨迹控制
小井眼裸眼侧钻钻进时，入井的定向工具外径尺寸小、柔性大，抗扭转变形能力弱，抵抗地层力的能力也弱，钻井参数、地层等因素对井眼轨迹控制效果非常敏感，影响程度加大，通常在某些阶段，无法用常规经验判断控制效果，只能依靠加强实时监测来证实。常规的钻具结构为Φ118mm钻头+Φ95mm单弯螺杆+Φ104.78mm无磁钻铤×1根 (或88. 9mm无磁承压钻杆)+Φ104.78mm钻铤×(1～3根)+Φ88.9mm无磁钻杆+Φ73mm钻杆。
目前在小井眼中，用多个或单个螺旋扶正器组成的钻具结构来控制井眼轨迹的方式已被淘汰；中原油田在2004年上半年，螺杆钻具本体都不带扶正器，2004年下半年开始，基本上全部使用了单弯双扶或单弯单扶螺杆，部分螺杆还在弯点处加有垫片。滑动钻进时，是否带扶正器对其造斜率影响不大。1°单弯造斜率(5～8)(°)/30m，1.25°单弯造斜率(8～10)(°)/30 m，1.5°单弯造斜率(10～15)(°)/30 m；当然，带有垫片的单弯螺杆要比同样弯度不带垫片的螺杆，造斜率要高。
复合钻进时，不带扶正器的单弯螺杆大多数降斜，特别是井斜角较大时，降斜率高；带扶正器的螺杆钻具，排除地层因素的影响，单扶正器增斜，增斜率一般(0.8～2 ) (°)/30 m，而且弯角越大，增斜率越高；双扶正器螺杆一般是稳中略降，与导向钻具结构的理论分析结果是一致的。影响BHA轨迹控制效果的因素很多而且相当复杂，地层、钻压的影响最为明显;其他还有转盘转速、螺杆长度、弯角大小、扶正器形状和尺寸、钻头类型等。目前其力学分析模型考虑单一因素的情况较多，考虑各种因素的综合效果分析还有待于完善，而且小尺寸钻具的柔性是否严重影响分析结果，这也是需要进一步证实的问题，所以说，实践与理论在定量分析上存在着较大的差别。[3]
5、侧钻程序
试钻：一般裸眼试钻进尺为15-20m，这可为路演定向钻进下定向工具及脱离磁干扰创造井眼条件，也可以初步了解地层可钻性。钻具组合为：Φ117.5mm单牙轮钻头+Φ104.8mm钻铤+Φ73mm钻杆+方钻杆；钻压：30-50KN，如有蹩跳钻现象应及时起钻，观察钻头，处理井底铁屑。待井底无铁屑后再恢复正常钻进。
定向钻进：小尺寸钻具随然稳斜能力差，但在随钻测量仪器的监测下，能充分发挥造斜能力强的特点。常用钻具组合为：Φ117.5mmPDC钻头+1.5°×Φ104.8mm螺杆钻具+Φ104.8mm无磁钻铤+Φ88.9mm加重钻杆+Φ73mm钻杆+方钻杆。
稳斜钻进：要根据靶心位置对井斜角和井斜方位角进行调整，钻具组合为：Φ117.5mm单牙轮钻头+1.25°×Φ104.8mm螺杆钻具+Φ104.8mm无磁钻铤+Φ88.9mm加重钻杆+Φ73mm钻杆+方钻杆。
完井钻进：中靶后应根据底层情况选择合理的钻井参数，保持井眼轨迹稳定。钻具组合为：Φ117.5mmPDC钻头+Φ104.8mm无磁钻铤+Φ88.9mm加重钻杆+Φ73mm钻杆+方钻杆。
造斜点的深度应根据设计井垂深、水平位移决定，应既充分利用老井眼，又减少裸眼钻井井段的长度，并能满足采油工艺需要；套管开窗的长度要满足起下钻、测井、下套管时钻具组合能顺利通过窗口无挂阻，一般窗口长度2-3m。
下尾管固井：为了方便以后油井生产与修井作业，尾管直径应越大越好，但增加尾管直径必然会降低固井水泥环厚度，影响固井质量。因此，在综合考虑两方面因素的基础上，通过计算确定Φ139.7mm套管开窗时选用Φ95.3mm尾管。为了提高悬挂尾管的可靠性和密封性，将尾管与原套管重跌段的长度定位50m左右。为了防止单向阀失效，影响固井质量，浮鞋浮箍和自灌自锁浮箍。
在固井作业前，要认真做好水泥浆稠化试验，并根据水泥浆和钻井液的性能合理确定前置液，以尽可能的提高水泥浆顶替效率。
四、套管开窗技术发展方向及其建议
1、继续优化推广应用新型斜向器—铣锥一体化开窗工具，减少开窗程序，实现一趟钻完成封堵、定向、开窗、修窗和近距离钻进。中原油田在明侧58井，首次试验KCZ140-J型机械式套管开窗工具，该工具由高效了铣锥、斜向器和锚定封隔器部分组成，锚定封隔器，既能座封也能密封环形空间，减少了注水泥或打桥塞封隔产层的工序。中原油田2004年在其它6口井上也应用了一种简易的机械一体化复合开窗工具，由于不带定向接头，只能用于开窗方位精度要求不高的井;
2、测量仪器的发展方向
目前虽然我们采用引进的MWD测量系统取得了一定的成果，但是仍存在着一定的缺点，测量零长偏长，近钻头处的井斜方位无法预测，使得井眼轨迹控制比较困难，而且，国外已经利用地质导向，近钻头测量及闭环钻井测量技术，我们应该不断地向这方面发展 ，并引进吸收、消化，最终实现国产化。另外近钻头钻压、扭矩测量传感器所需要的这些工具、仪器都需我们去研究。
3、完善小井眼提高钻井速度的配套技术，加大新型工具仪器的研发力度，开展小尺寸钻头的评价和优选技术研究，进一步提高井眼轨迹控制水平，以适应新形势下综合经济效益的提高。
4、尝试各种完井管串，拓展小井眼完井手段
选择非API 规范的专用侧钻井新型小套管，以增大环空间隙；如胜利油田从2003年始，部分井选择Ф95.3mm非API 套管，取得了一定成效;
5、利用膨胀管技术增加小井眼泄油井径，为以后井眼修复留有余地;胜利油田曾在3口井上进行了实体膨胀管下入试验，膨胀后内径为109.25mm ，比一般的小套管内径82mm增加约27mm ，利于以后的修复作业。[4]
五、结束语
套管开窗侧钻井施工工艺包含着许多相关内容，如尾管悬挂技术、小井眼钻井技术、开窗技术及其工具制造、螺杆钻具及钻头等的优选。这些技术与分支井钻井技术、短半径侧钻水平井技术、连续管CT钻井技术等都有千丝万缕的融合关系，因而，套管开窗侧钻技术称作为一个系统工程也不为过。随着科技的进步及油田的发展，我国套管开窗侧钻技术也将会不断地提高与完善，最终会赶超世界水平，中短半径侧钻水平井的推广和应用，随之将带动径向井、分支井水平的不断提高。在如今高科技竞争的年代里，努力提高我们的技术水平，为我国石油事业的发展做出更大的贡献。
参考文献：
1、张东海,邵晓伟 国外小井眼钻井技术 新疆石油科技信息,2000,(3)
2、张东海 小井眼定向侧钻技术 新疆石油科技,2000,(4)
3、魏文忠等 胜利油田小眼井套管开窗侧钻技术 石油钻探技术,2001,(1)
4、张新旭，魏学成,张令存. 膨胀管技术在通61-侧162井的应用. 石油钻采工艺, 2005, 27(2):71～73
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更新时间：2025/2/11 2:54:41