四川黃家場構(gòu)造Φ177.8mm套管開窗側(cè)鉆技術(shù)

摘要:黃家場構(gòu)造氣田相同氣層橫向上被致密圍巖分割為互不連通的多個縫洞系統(tǒng)，縫洞系統(tǒng)具有分布極不均質(zhì)的特征，為了挖掘老井產(chǎn)層資源潛力，增加井口產(chǎn)能，利用老井眼開窗側(cè)鉆連通剩余縫洞性氣層無疑是最經(jīng)濟(jì)高效的措施。本論文較全面地介紹了家38-C1井Oslash;177.8mm套管開窗施工技術(shù)、小井眼定向井軌跡控制技術(shù)以及配套的泥漿技術(shù)和固井工藝。本井的開窗側(cè)鉆技術(shù)在本區(qū)塊具有一定的代表性，為黃家場以后老井開窗側(cè)鉆增加產(chǎn)能提供了參考。

關(guān)鍵詞:磨銑開窗;斜向器;定向井;MWD無線隨鉆;小井眼

一、黃家場構(gòu)造概況

黃家場構(gòu)造位于川東南中隆構(gòu)造帶自流井構(gòu)造群。其北平緩過渡為廟壩向斜，西北面以家西①號斷層與靈音寺潛高為界，東南與龍市鎮(zhèn)圣燈山背斜相鄰，西南與瓦市潛高相望。

黃家場構(gòu)造以茅口組、長興組及嘉二段為主力油氣藏，上報儲量73.12×108m3，可采儲量58.71×108m3。

側(cè)鉆目的層茅口組是以縫洞型為主要的儲層?？碧綄嵺`和研究成果表明，茅口組裂縫主要發(fā)育在構(gòu)造頂部、軸部、斷層帶和構(gòu)造陡緩轉(zhuǎn)折帶等受力強(qiáng)的部位，在同一氣田相同氣層橫向上被致密圍巖分割為互不連通的多個縫洞系統(tǒng)，縫洞系統(tǒng)具有分布極不均質(zhì)的特征。

構(gòu)造特點決定了本區(qū)塊為了挖掘老井產(chǎn)層資源潛力、增加井口產(chǎn)能，利用老井眼開窗側(cè)鉆連通剩余縫洞性氣層無疑是最經(jīng)濟(jì)高效的措施。

二、本區(qū)塊側(cè)鉆井鉆井技術(shù)(以家38-C1井側(cè)鉆井為例)

目前，常用的開窗方法有兩種:套管斷銑開窗和磨銑套管開窗，兩種方法各有優(yōu)缺點。斷銑法效率較高，但是容易斷刀片卡死鉆具;磨銑法效率較低，但更安全可靠。家38-C1井采用磨銑法在原家38井中Oslash;178mm油層套管內(nèi)開窗側(cè)鉆，據(jù)原家38井井史和電測資料提示的水泥返高和開窗側(cè)鉆目的設(shè)計在1980m開窗。其基本原理是:先用177.8mm套管刮管器修刮管壁，保證管壁干凈;再在開窗位置注水泥塞，隔開側(cè)鉆點以下井眼;掃水泥塞后再下入斜向器，擺好方位后座掛好;下入復(fù)式銑錐磨鞋完成套管開窗工作。

1、套管開窗工藝

1.1 側(cè)鉆位置優(yōu)選原則

側(cè)鉆位置的選擇與原井套管完好情況、地層巖性、油水層縱向分布狀況、工具造斜能力、開窗方式、地質(zhì)設(shè)計有關(guān)。側(cè)鉆位置的選擇遵循以下原則:①側(cè)鉆開窗位置要盡可能深，充分利用老井套管，避開上部井段復(fù)雜的壓力層系;②確保側(cè)鉆位置以上套管完好，無變形、破裂和漏失;③側(cè)造位置盡量選擇在砂巖和非膨脹泥巖地層，最好能避開膨脹頁巖和巖鹽井段;④側(cè)鉆位置不宜選在套管接箍處，盡可能避開射孔井段以保證開窗和鉆進(jìn)施工安全。

據(jù)原家38井井史和電測資料提示的水泥返高和側(cè)鉆目的，本井開窗井段定為1980～1990m。

1.2 修刮套管壁

為保證斜向器座掛牢靠，需用177.8mm套管刮管器修刮管壁，保證管壁干凈。

刮管鉆具組合:152mm通井規(guī)+ 177.8mm套管刮管器+120.7mm鉆鋌2柱+120.7mm隨鉆震擊器+120.7mm鉆鋌1柱+88.9mm鉆桿;

1.3 注水泥塞

為保證斜向器座掛牢靠，開窗前在開窗位置注G級油井水泥塞，措施如下:

①水泥塞面設(shè)計在1930m，側(cè)鉆點(1980m)以下水泥塞段長控制在100m以上。

②為確保水泥塞質(zhì)量，減少混漿段，應(yīng)注2m3左右的前置液和后置液，且候凝72h以上。

③注水泥時，確保水泥漿的密度在1.85g/cm3以上。

④為增加水泥塞的強(qiáng)度，應(yīng)適當(dāng)添加水泥強(qiáng)度添加劑。

1.4 通井鉆塞

采用下面鉆具組合通井鉆塞至側(cè)鉆井深(1980m)。

鉆塞鉆具組合:152.4mm鉆頭+配合接頭+止回閥+120.7mm鉆鋌3根+旁通閥+120.7mm鉆鋌5根+88.9mm加重鉆桿24根+120.7mm隨鉆震擊器+88.9mm加重鉆桿6根+88.9mm鉆桿。

鉆塞措施:

①下鉆通井過程中預(yù)防阻卡，遇阻超過30kN即掛水龍頭劃眼，嚴(yán)防鉆具被卡。

②通井過程中，要特別注意工具的管理，防掉落物。

③通井完畢后，充分循環(huán)鉆井液兩周以上，確保井眼暢通無阻和井眼干凈。

④鉆至離開窗點最近的一個套管接箍上2～3米，對水泥塞質(zhì)量進(jìn)行檢查，水泥塞能承受100kN鉆壓(扣除摩阻后的靜壓值)，壓縮距小于0.5m為合格，否則應(yīng)重新注水泥塞。

⑤鉆塞完后，用通井刮管鉆具組合通井刮管，在斜向器座刮位置進(jìn)行反復(fù)刮管，確保套管上無水泥環(huán)。

⑥通井鉆塞后，對套管試壓35MPa(套管腐蝕情況不詳，實際套管試壓值根據(jù)套管電測資料解釋結(jié)果請示決定)，穩(wěn)壓30min壓力下降不超過0.7Mpa為合格。

1.5 安放斜向器

鉆具組合:152mmDXQ斜向器+斜向器送入接頭+120.7mm鉆鋌2柱+120.7mm隨鉆震擊器+120.7mm鉆鋌1柱+88.9mm鉆桿。

安放措施:

①送入斜向器時，要求操作平穩(wěn)，下放速度要慢(1柱/5分)不得猛剎猛放，且時刻注意指重表，遇阻不得超過20kN，以防在下鉆中途斜向器固定錨先期工作，造成支撐斜向器失敗或過早剪斷懸掛螺栓，導(dǎo)致不必要的打撈斜向器作業(yè)。

②下鉆至1980m時，停止下鉆，下入單點陀螺進(jìn)行定向，完成定向后再緩慢下鉆，座放斜向器，斜向器的方位與套管的方位一致，然后緩慢開泵釋放斜向器，完成斜向器的錨定。

1.7 開窗磨銑

為開好窗口，保護(hù)導(dǎo)斜器頂不受破壞，應(yīng)采取強(qiáng)剛性鉆具結(jié)構(gòu)。

鉆具組合:152mmGMX高效復(fù)式銑錐+ 120.7mm鉆鋌2柱+120.7mm隨鉆震擊器+120.7mm鉆鋌1柱+88.9mm鉆桿。

磨銑參數(shù)為:鉆壓5～20kN，轉(zhuǎn)速55～60r/min，泵壓10～12Mpa，排量10～12l/s。

磨銑措施:

①劃放至初始磨進(jìn)方入，加壓5～10kN，轉(zhuǎn)速50～60轉(zhuǎn)/分的參數(shù)磨銑30～40分鐘造臺階，然后控制10～15kN磨進(jìn)0.2m，最后以10～30kN鉆壓正常磨銑。

②每磨進(jìn)0.1～0.2m，應(yīng)上提鉆具劃眼，反復(fù)修磨窗口，并定時撈取鉆井液中返出的鐵屑，及時分析磨進(jìn)情況。

③開窗過程中如鉆速太慢，應(yīng)加強(qiáng)分析判斷，確認(rèn)是銑鞋齒磨鈍，則起鉆更換。

④每次下鉆提前于窗口頂開始輕壓劃眼，反復(fù)修磨開出的窗口，再接觸窗底按正常磨進(jìn)參數(shù)繼續(xù)磨進(jìn)。

⑤磨銑過程中要求操作平穩(wěn)，均勻送鉆，并注意轉(zhuǎn)盤負(fù)荷的變化，如發(fā)現(xiàn)負(fù)荷增加，則上提鉆具反復(fù)修磨窗口。每30min撈取鉆井液中的返出物，分析砂樣中鐵屑所占的百分比及形狀，判斷銑鞋磨損程度。

⑥窗口開出后，用錐形銑鞋繼續(xù)鉆進(jìn)4～5m，作為修整與加長窗口的口袋。

1.7 修整與加長窗口

下入152mm復(fù)式銑鞋+150mm柱形銑鞋，對窗口進(jìn)行修整與加長，清除窗口上的毛刺與毛口，確保窗口光滑，并保證鉆進(jìn)鉆具順利下入。

鉆具結(jié)構(gòu)為:152mmGMX高效復(fù)式銑鞋+150mm柱形銑鞋+120.7mm鉆鋌2柱+120.7mm隨鉆震擊器+120.7mm鉆鋌1柱88.9mm鉆桿。

修磨參數(shù):鉆壓10～20kN，轉(zhuǎn)速60～65r/min。

該組合有較大的剛性，主要目的是依靠柱形磨鞋的側(cè)面接觸窗口，使窗口擴(kuò)大、加長，得到修整。柱形磨鞋的側(cè)面接觸參差不齊的窗口時會產(chǎn)生扭矩，所以只要發(fā)現(xiàn)有扭矩，就必須在該點繼續(xù)磨銑窗口，直到扭矩消失，上提下放不阻不掛，開窗工作即順利完成。

下部鉆進(jìn)過程提下鉆時，井下鉆具組合通過窗口也應(yīng)注意不能轉(zhuǎn)動，因鉆頭或扶正器很可能掛住造斜器邊沿使造斜器轉(zhuǎn)動或磨壞造斜器。

2 小井眼軌跡控制技術(shù)

2.1 工藝措施

家38-C1井設(shè)計使用直、增、穩(wěn)三段制井身剖面定向側(cè)鉆，井身結(jié)構(gòu)為:177.8mm×1980m+ Oslash;152mm×2652m+ Oslash;104.8mm×2715m，側(cè)鉆造斜率4.78°/(30m)，閉合方位331°，閉合位移269.4m，最大井斜45.55°。因開窗側(cè)鉆井眼直徑僅為152.4mm(6 in)，較小的井徑會給定向井井眼軌跡控制帶來很多困難，經(jīng)研究后，決定在工藝上采取以下措施。

(1)使用MWD無線隨鉆測量系統(tǒng)定向造斜。目的是保證有足夠的井眼跟蹤能力，減少起下鉆次數(shù)，達(dá)到設(shè)計目標(biāo)要求。同時利用單彎單扶螺桿+PDC復(fù)合鉆進(jìn)自然境斜鉆井工藝，提高機(jī)械鉆速、降低起下鉆次數(shù)，提高純鉆時效。

(2)由于套管是強(qiáng)磁體，而MWD無線隨鉆工具是利用磁性工具面來控制井眼方向的。因此套管磁干擾嚴(yán)重，需改用高邊控制造斜工具的裝置角，跟井眼方向保持一致。用高邊控制到6°，按1°單彎螺桿造斜率4.5°/(30m)計算，新井眼離開套管達(dá)2m左右后，可以避開磁干擾，改用磁性工具測量精度較高。

2.2 施工情況

2.2.1 定向造斜

采用有MWD無線隨鉆定向，用單彎螺桿鉆具造斜。實現(xiàn)了深部位定向、造斜工藝過程的連續(xù)控制，并使井斜和方位達(dá)到設(shè)計要求。

鉆具組合:Oslash;152.4mmPDC鉆頭+ Oslash; 120.7mm1°單彎單扶螺桿6.59m+止回閥+311×310定向接頭MWD×0.90m+ Oslash; 120.7mm無磁鉆鋌9.19m+120.7mm鉆鋌107.91m+88.9mm加重鉆桿138.23m+88.9mm鉆桿

鉆進(jìn)參數(shù):鉆壓30～60KN，轉(zhuǎn)速40r/min，排量10～12L/s，泵壓17～21MPa。

穩(wěn)斜段每50m 測一點，及時掌握井斜數(shù)、方位的變化趨勢。

由于小井眼環(huán)空間隙小和鉆進(jìn)施加的鉆壓小，使扶正器上部鉆鋌受壓后向下彎曲幅度過小和受到限制，所以鉆頭產(chǎn)生的斜向力小，造成增斜鉆具的造斜能力降低。所以用無線隨鉆測斜儀配合單彎螺桿進(jìn)行造斜，然后下增斜鉆具，利用復(fù)合鉆進(jìn)自然增斜為主，滑動鉆進(jìn)為輔，井眼軌跡控制效果非常好，復(fù)合鉆進(jìn)自然增斜率為4.5°～5.5°/(30m)，通過適當(dāng)調(diào)節(jié)鉆壓達(dá)到設(shè)計增斜率，盡可能多地采用復(fù)合鉆進(jìn)少用滑動鉆進(jìn)，提高了機(jī)械鉆速，降低了增斜鉆進(jìn)段的卡鉆風(fēng)險，也避免了重復(fù)起下鉆和倒換鉆具組合，大大節(jié)約了時間。

2.2.2 穩(wěn)斜鉆進(jìn)

為抑制本區(qū)地層自然降斜趨勢，采用MWD無線隨鉆+上扶正器比下下扶正器外徑小的雙扶螺桿鉆具，在復(fù)合鉆進(jìn)時達(dá)穩(wěn)斜鉆進(jìn)的目的。

鉆具組合:Oslash;152.4mmPDC鉆頭+ Oslash; 120.7mm1°單彎單扶螺桿6.59m+止回閥+311310定向接頭MWD×0.90m+ Oslash; 120.7mm無磁鉆鋌×9.19m+ Oslash; 120.7mm鉆鋌107.91m+ Oslash; 88.9mm加重鉆桿138.23m+88.9mm鉆桿(下扶正器150mm，上扶正器146mm)

鉆進(jìn)參數(shù):鉆壓30～60KN，轉(zhuǎn)速40r/min，排量10～12L/s，泵壓17～21MPa。

2.2.3 三開井段

家38-C1井用先期裸眼完井方式，三開目的層為茅二段，鉆進(jìn)時用104.8mm 鉆頭和部分73mm 鉆桿，鉆具尺寸小，抗扭能力小，考慮到所鉆地層堅硬，且為開窗定向井，鉆具在井下的作業(yè)環(huán)境惡劣，為預(yù)防因復(fù)雜情況造成的斷鉆具事故發(fā)生，決定茅二段鉆進(jìn)使用井下動力鉆具+PDC鉆頭，施工中有效地改善井下鉆具的受力情況，提高機(jī)械鉆速，防止鉆具扭斷。

鉆具組合為:Oslash; 104.8mmPDC鉆頭+2A30×231接頭+ Oslash; 73mm螺桿+231×2A10接頭+ Oslash; 88.9mm鉆鋌+2A11×XT29接頭+ Oslash; 73mm鉆桿+310×XT29接頭+ Oslash; 88.9mm鉆桿

鉆進(jìn)參數(shù):鉆壓20～40KN，轉(zhuǎn)速40r/min，排量8L/s，泵壓15～17Mpa。

3 其他配套技術(shù)

3.1鉆頭與鉆具選擇

由于該井鉆進(jìn)大部分用螺桿鉆具，很難判斷牙輪鉆頭使用壽命。容易掉牙輪，而且掉牙輪事故較難處理。因此在造斜段和穩(wěn)斜段均使用PDC鉆頭，以利于提高鉆頭在井下的作業(yè)時間，減少起下鉆具次數(shù)和防止掉牙輪事故的發(fā)生，以利于提高機(jī)械鉆速。使用鉆鋌時，少下Oslash; 120mm鉆鋌，使用Oslash; 89mm加重鉆桿代替鉆鋌可減少粘卡事故。

3.2 泥漿技術(shù)

177.8mm套管開窗側(cè)鉆的井眼是Oslash; 152.4mm，因井眼的環(huán)空間隙小，泥漿的流動阻力大，故井下泥漿循環(huán)是建立在小排量、高泵壓的小井眼條件下，泥漿要具有較強(qiáng)的抑制造漿能力和防塌防粘卡性能，并具有較低的濾失量、摩擦系數(shù)以及良好的流動性。

根據(jù)側(cè)鉆井的工藝要求和地層巖性的構(gòu)成情況，在定向側(cè)鉆中采用了具有抑制性的聚磺鉆井液體系。嚴(yán)格控制鉆井液粘切性能，保證攜砂性良好;配合使用PHP、KJ-888等高分子聚合物抑制粘土水化分散，使細(xì)小巖屑能及時除出;及時補(bǔ)充LV-CMC、PAMS-900等降失水劑，嚴(yán)格控制鉆井液失水量;適量補(bǔ)充SMC等磺化物的含量，維護(hù)高溫情況下聚磺鉆井液性能穩(wěn)定;根據(jù)磨阻和定向加壓顯示，加入固體和液體潤滑劑，確保定向安全順利;易塌井段使用足量防塌劑，鞏固井壁，保證井下安全;參照地層壓力系數(shù)，逐步提高鉆井液比重，滿足井控要求。泥漿的主要性能參數(shù):粘度35～45s，API失水量<3ml，HTHP失水量<15ml，動切力10Pa。該泥漿體系成功應(yīng)用于家38-C1 井的開窗側(cè)鉆中，未發(fā)生因泥漿性能問題而造成井壁坍塌或者粘卡事故等復(fù)雜情況。實踐證明，該體系泥漿具有失水小、摩阻低、抑制效果好、泥漿排放量小的特點，為小井眼鉆井的泥漿體系選擇提供了經(jīng)驗。

3.3 固井工藝

該井設(shè)計Oslash; 152mm鉆頭進(jìn)茅口頂5米后掛Oslash;127mm尾管固井。因為開窗側(cè)鉆井眼與所下套管的間隙比較小，過小的間隙則會造成下套管困難和泥漿過早脫水形成水泥橋，特別是在斜井段中，套管難以居中，下套管和固井施工難度較大，為了保證尾管順利下井并能懸掛住，以確保固井質(zhì)量，在工藝上采取下列幾項措施。

(1)認(rèn)真做好通井準(zhǔn)備工作。通井時對縮徑井段反復(fù)劃眼，下鉆到底后循環(huán)泥漿，調(diào)整好泥漿性能，當(dāng)泥漿性能良好、井壁穩(wěn)定、井下正常、泥漿凈化無沉砂后，泥漿中混入固體和液體潤滑液，同時在井底段打入稠漿以確保井底無沉砂，短起下15 柱，確實不阻不掛沒有問題后，起鉆下尾管。

(3)采用可靠的尾管懸掛工具及合理的下部結(jié)構(gòu)，以確保尾管下得去、掛得住、倒得開，尾管一次下至預(yù)定位置，開泵小排量循環(huán)泥漿，并逐漸加大排量，循環(huán)2周后，調(diào)整好泥漿性能，做好泥漿凈化工作。

(3)把握好水泥質(zhì)量及化驗關(guān)。在小間隙、高泵壓狀態(tài)下固井，對水泥漿提出了更高的要求，必須很好地控制水泥漿失水、稠化時間和流變性能，控制水泥漿失水量<50mL/(30min)，稠化時間240～270min/(40 Bc)，并具有良好的流變性能。

(4)保證在高壓狀態(tài)下水泥漿密度均勻，替泥漿用大功率水泥車，提高頂替效率，保證固井質(zhì)量。

4 認(rèn)識與體會

(1)磨銑開窗方法具有開窗速度快、磨銑套管少、鐵屑容易帶出地面等優(yōu)點。這種開窗方法適合開窗點深、難度大、多層套管的定向側(cè)鉆工藝要求。使用復(fù)式銑錐可以克服磨鞋磨銑工藝上的死點區(qū)，提高開窗速度。

(2)該井在井深、高溫條件下，使用陀螺儀準(zhǔn)確測量并定準(zhǔn)開窗窗口的方位。

(3)小井眼增、穩(wěn)斜困難，不宜用轉(zhuǎn)盤大幅度增斜，我們采用無線隨鉆測量技術(shù)，配合單扶單彎螺桿的自然增斜功能、雙扶單彎螺桿的穩(wěn)斜功能以克服小尺寸鉆具剛性較弱的缺點，實現(xiàn)了井眼軌跡的良好控制，沒有發(fā)生扭方位或中途倒換鉆具組合的現(xiàn)象。

(4)小井眼使用動力鉆具和104.8mmPDC鉆頭，有利于提高鉆井速度，減少起下鉆次數(shù)，保證鉆具安全工作。

(5)本井配套的鉆頭鉆具優(yōu)選、泥漿技術(shù)、固井技術(shù)有力地輔助了側(cè)鉆井施工的順利進(jìn)行。

參考文獻(xiàn)

[ 1 ] 紀(jì)宏博等. 遼河油田稠油油藏側(cè)鉆井技術(shù)研究. 鉆采工藝， 2009， 32 (4):20-22.

[ 2 ] 羽保林. 提高深井硬地層鉆井速度技術(shù)難點及對策[ J ]. 鉆采工藝， 2006， 1.

[ 3 ] 趙金洲. 毛壩1 井鉆井井控實踐[ J ]. 天然氣工業(yè)，2003， 23 (5).

[ 4 ] 王維斌. 川東宣漢———開江區(qū)塊惡性井漏特征及地質(zhì)因素[ J ]. 天然氣工業(yè)， 2005， 25 (2).

作者簡介:

李永偉，2000年畢業(yè)于華東石油大學(xué)石油工程專業(yè)，工程師。