双层套管开窗侧钻小井眼水平井技术在吉林油田的应用

崔月明 陶小勇 马 锐 刘小明

中国石油吉林油田分公司 钻井工艺研究院 （吉林 松原 138000）

双层套管开窗侧钻小井眼水平井技术在吉林油田的应用

崔月明 陶小勇 马 锐 刘小明

中国石油吉林油田分公司 钻井工艺研究院 （吉林 松原 138000）

套管开窗侧钻水平井是水平井技术和侧钻井技术的集成和发展，是继水平井之后又一项钻井新技术，它适用于各类油气藏。介绍了深层天然气小井眼双套管侧钻开窗水平井技术在吉林油田长深平2井的成功应用，为吉林油田深层气藏高效经济开发提供了一条新途径。

双层套管 开窗侧钻 水平井 吉林油田

20 世纪90年代以来，套管开窗侧钻技术在全国各大油田得到了广泛应用，并取得了显著的经济效益。小井眼侧钻开窗水平井实际上是小井眼技术、水平井技术、开窗侧钻技术的综合应用。该项技术可以显著降低钻井投资，实现用较小型钻机替代大型钻机施工，从而整体改善油田开发效果。

中国石油吉林油田分公司长深平2井是2008年完成的一口双分支水平井，由于主井眼未能成功射孔，无法打开主井眼进行开采，需采用小井眼对244.5mm（98″）和 177.8mm（7＂）双层套管进行开窗侧钻，实现侧钻井眼与主井眼贯通或平行主井眼，完成对目的层的开采。本井完钻井深4 402m，开窗位置:3 211.43m,垂深3 685.32m，水平段长度568m，试气获得日产天然气35×104m3。长深平2井小井眼双层套管开窗侧钻水平井施工的顺利完成，使双层套管开窗侧钻水平井技术在吉林油田深层气井开发领域得到了成功应用。

1 小井眼双层套管开窗侧钻技术难点分析

长深平2井是小井眼侧钻、双层套管开窗深层气井水平井。该井在施工过程中存在以下几方面技术难点：

（2）由于水平段施工时间较长，起下钻频繁，导致斜向器易滑动，另一方面开窗后套管易活动，窗口处易发生变形、导致卡钻等问题；

（3）小钻具柔性大、刚度低，钻头侧向力小，破岩效率低。钻进过程中机械钻速和扭矩变化较大，极易发生异常，造成钻井事故；

（4）小井眼井环空间隙小，携砂能力差，环空循环压耗和钻柱内压耗较大，容易造成环空蹩堵，摩阻与扭矩较大；

（5）井眼较深，钻具刚度低，地层可钻性差，工具面不稳定，导致造斜困难，井眼轨迹控制难度大。

2 小井眼双层套管开窗侧钻钻完井技术措施

2.1 工程设计概况

2.1.1 老井眼基本概况

长深平2井是松辽盆地的一口重点天然气双分支水平井。主要目的是在气层钻2个215.9mm（8 2⅟″）的水平裸眼分支，完井后2个井眼合采。主井眼采用尾管悬挂器悬挂尾管（139.7mm（52⅟″）套管和139.7mm（52⅟″）筛管），气层段下入 139.7mm（52⅟″）防CO2的13Cr筛管，产层段以上用水泥封固的完井方式。另一个分支井眼通过177.8mm（7″）回接密封插头插入到177.8mm（7″）回接筒内，用斜向器进行连接，回接到主井眼的开窗点，在分支井眼内采用下入 177.8mm（7″）和 139.7mm （52⅟″）尾管，然后采用水泥固井的完井方式。2个分支井眼均使用威德福的尾管悬挂器及其回接系统。

2.1.2 新井眼井身结构设计

通过开窗侧钻采用152.4mm(6″)井眼在探顶段（3 850～4 020m）或水平段和长深平2井主井眼进行贯通，达到使该井恢复生产的目的（表1）。

本井老井眼177.8mm(7″)套管已下至3 304.71 m。侧钻井眼从3 202.5m采用152.4mm（6″）钻头开窗钻至完钻井深，下127mm筛管（3 580～3 850m）+遇油膨胀封隔器+一根盲管+套外封隔器+分级注水泥器+127mm 套管（2 900～3 580m），2 900～3 580m固井，水平段筛管完井。

2.2 施工概况

2.2.1 开窗侧钻点选择

为确保双层套管开窗施工安全，通过套管接箍磁定位测井同时避开 244.5mm（98 5/8″）套管、177.8mm（7″）套管接箍和 177.8mm（7″）套管的扶正器，遵循开窗点尽可能选在固井质量较好井段原则，在施工时根据套管长度准确推算，依据固井质量情况，将开窗点设计在井深3 211.89m处。

长深平2井顶部封固至3 299m，封固井段为3 299～2 989m，根据套管接箍磁定位测井确定扫塞至3 215.66m，斜向器下端为3 215.66m。通过陀螺测井最终确定导斜器方向（设计正北方向），现场计算 177.8mm（7″）生产套管窗口位置 3 211.89～3 215.27m， 244.5mm（98 5/8″）技术套 管窗口 位 置3 212.49～3 215.87m，窗口长 3.38m。

2.2.2 开窗侧钻技术

套管内侧钻分支井眼的方法包括段铣套管侧钻、下斜向器开窗侧钻、和取出套管裸眼侧钻等几种，本井采用的是斜向器开窗侧钻方式。

开窗前注水泥塞：下钻至3 299m，注水泥6m3，封固井段3 299～2 989m，候凝 48h后扫塞至3 200m，精确钻塞至3 215.66m，下入斜向器，并用φ152通径规通径，通径组合：φ152mm通径规+φ120mm短钻铤+φ150mm扶正器+φ88.9mm加重钻杆15柱+φ88.9mm钻杆。通径完后下入刮管器对3 215.32～3 200m进行反复刮管并循环洗井，刮管组合：177.8mm（7″）刮管器+φ120mm 短钻铤+φ150mm扶正器+φ88.9mm加重钻杆15柱+φ88.9mm钻杆。

导斜器下入组合：φ146斜向器×4.15m+定向接头×0.56m＋φ88.9mm 加重钻杆 15柱+φ88.9mm 钻杆。接方钻杆探底到底，确定井深。投球憋压至28MPa，稳压循环3min，上提钻具悬重54～60t，稳压1min不降，钻具下放至原悬重，上提钻具至悬重54～63t，稳压1min不降（导斜器已完全坐挂）。斜向器井深 3 211.35～3 215.05m。

实探斜向器顶深在3 211.43m。开始开窗作业，磨铣至3 216.53m再无进尺，同时返出地层岩屑，判断开窗成功，起钻更换铣锥。下钻到底修窗磨铣至井深3 217.43m，再无进尺。反复修窗，上提下放均无阻卡，决定起钻，完成套管开窗和修窗施工。

2.2.3 小井眼水平井施工技术

水平段地层属营城组，营城组地层研磨性强、深层岩石可钻性差、机械钻速慢，岩性变化大，这些客观条件都会加大钻头的磨损程度，特别是下部井段井斜比较大，牙轮钻头的牙掌及轴承部位受到不均匀的侧向力，可能会导致牙轮脱落事故。小井眼所用钻具刚度小，抗扭转变形能力弱，给钻井施工带来许多困难。

表1 新老井眼井身结构对比

根据得出的已钻井平均摩阻系数进行井身剖面摩阻扭矩分析优化，将井身轨迹由双增剖面变为三增剖面，并适当降低上部造斜率，并将探顶段设计为微增剖面，并增加了段长。

小井眼水平井施工钻具组合为：

3217～3242m：φ152.4mm牙轮钻头+双母+φ150mm扶正器+φ120mm短钻铤+无磁钻铤1根+φ88.9mm加重钻杆1根+回压凡尔+φ88.9mm加重44根+φ88.9mm钻杆。

3242～3327m：φ152.4mm 牙轮钻头+1°单弯螺杆+331×310接头+回压凡尔+φ120mm无磁短钻铤（MWD)+无磁承压钻杆 1根+φ88.9mm加重 1根+φ120mm短钻铤+φ88.9mm加重44根+φ88.9mm钻杆。

3327～3431m：φ152.4mmPDC+1°单弯螺杆+331×310接头+回压凡尔+φ120mm无磁短钻铤（MWD)+无磁承压钻杆1根+φ88.9mm加重45根+φ88.9mm钻杆。

3431～3488m：φ152.4mm 牙轮钻头+1.25°单弯螺杆+331×310接头+回压凡尔+φ120mm无磁短钻铤 (MWD)+无磁承压钻杆1根+φ88.9mm加重 45根+φ88.9mm钻杆。

3488～3594m：φ152.4mm 牙轮钻头+1°单弯螺杆+331×310接头+回压凡尔+φ120mm无磁短钻铤(MWD)+无磁承压钻杆 1根+φ88.9mm加重6根+φ88.9mm钻 杆 21根+φ88.9mm加 重 36根+φ88.9mm钻杆。

3594～3742m：φ152.4mm 牙轮钻头+1°单弯螺杆+331×310接头+回压凡尔+φ120mm无磁短钻铤(MWD)+无磁承压钻杆 1根+φ88.9mm加重6根+φ88.9mm钻 杆 27根+φ88.9mm加 重 45根+φ88.9mm钻杆。

3742～4402m：φ152.4mm 牙轮钻头+1°单弯螺杆+331×310接头+回压凡尔+φ120mm无磁短钻铤(MWD)+无磁承压钻杆 1根+φ88.9mm加重6根+φ88.9mm钻杆66根+φ88.9mm加重39根+φ120mm钻铤6根+φ88.9mm钻杆。

2.2.4钻井液降摩减扭技术措施优化

由于小井眼井环空小，携砂能力差，环空循环压耗和钻柱内压耗较大，而且井下情况比较复杂，井底地层压力、温度较高，气藏发育良好，平均含量达到72.11%，极易发生溢流和漏失。适用于该地层的泥浆密度窗口较窄（低于1.20g/cm3易涌，高于1.22 g/cm3易漏），并且进入营城组气层后，气侵较为严重，必须严格控制泥浆密度，做到“压而不死，活而不喷”，对井控和防漏失效果要求较高。

（1）优化钻井液配方。结合小井眼水平井施工难点，优选出具有良好抑制性、润滑性和抗高温稳定性及防塌性能的优质复合离子钻井液体系。

具体配方：4%怀安土+5%纯碱+1%烧碱+0.15%FA-367+0.2%高温提粘剂+2%180高效封堵降滤失剂+2%磺化酚醛树脂+2%GFD-1+2%CLG-220+3%理想填充剂+2%隔离膜+5%白油+3%ZLR-101+3%ORH-030+0.1%ABSN+2%乳化剂。

（2）钻井液性能维护措施。钻进过程中，充分发挥固控设备的作用，振动筛装配149μm(100目)以上的筛布，除砂器、除泥器达到规定的压力，有效除砂，使用率要达到100%，必要时使用离心机清除固相。

严格控制钻井液在低剪切速率下的表观黏度，保证钻井液的悬浮能力。进入斜井段后，适当增大泵排量，保证排量不低于30L/s，提高环空返速。保持层流流型，维持合适的动塑比，防止岩屑床的形成。每次接单根前，循环钻井液并上下活动钻具，起下钻前充分循环钻井液，破坏岩屑床的形成。

提高润滑性能，加足润滑剂。根据每天实验蒸出液相观察润滑剂含量，及时补充润滑剂，保持润滑剂含量大于6%。

在配制泥浆时，按照设计要求加入3%理想填充剂和2%隔离膜。在正常钻进过程中，将储层保护剂加入到配制的胶液里进行补充，减少储层污染，更好地保护储层。

裸眼水平段长，在泥浆里加入2%高效封堵降滤失剂和2%井壁稳定剂，并及时补充起到封堵，防塌的目的。

后期钻进时有渗漏，加入堵漏剂后又容易被筛除。通过暂时不用震动筛，渗漏现象有所减弱。根据实际情况及时调整，尽量在钻头还没到窗口时把钻井液性能调整好，以避免事故的发生。

2.3 现场施工效果

吉林油田第一口小井眼双层套管侧钻水平井长深平2井钻井周期75.21d，完井周期8d，完钻井深4 402m，水平位移943.09m，水平段长568m，平均机械钻速1.3m/h，日产气35万m3。

3 结论及认识

（1）小井眼双层套管开窗技术在吉林油田长深平2井的成功实施，为吉林油田深层天然气开发提供了一条新的途径，为后期在长岭气田大规模应用积累了经验，奠定了基础。

（2）小井眼侧钻尽管其工艺复杂、技术难度大、风险大、成本高，但可以大幅度地降低钻井成本，提高低渗透油田综合开发效益。

（3）优选优质复合离子钻井液体系具有良好的抑制性、润滑性和抗高温稳定性及防塌性能，很好地满足了小井眼侧钻施工要求。

（4）长深平2井采用的井身剖面很好地满足了水平井钻井施工和采气工艺技术要求，为后续复杂完井工艺的实施奠定了良好基础。

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Casing sidetrack drilling of horizontal well is the integration and development of horizontal well drilling technique and sidetrack drilling technique,and it is a new drilling technique after horizontal well drilling technique.It is suitable to various oil/gas reservoirs.The application of this technique in Changshenping 2 gas well is introduced,which provides a new way for the efficient development of deep gas reservoirs in Jilin Oilfield.

double casing;sidetrack drilling;horizontal well;Jilin Oilfield

崔月明（1966-），男，长期从事钻井技术研究和钻井监督管理工作，现任中国石油吉林油田分公司钻井工艺研究院副院长兼钻井工程监督中心主任。

张箫铃

2012-09-10▌