小井眼钻井技术及风险分析

秦天宝，石磊，陈增海

（中海石油（中国）有限公司天津分公司， 天津 300452）

随着小井眼钻井技术的逐步成熟，小井眼技术不仅可用于浅井和直井，也可用于中深井、深井、定向井、水平井和多分支井[1]；不仅可用于探井也可用于开发井；不仅用于打新井，也可用于老井加深和开窗侧钻。因此老油田中后期挖潜开发和边远新区的勘探，都具有突出的优越性。在实际作业中，小井眼也出现了特有的风险，如卡钻，井眼防碰等，本文对小井眼钻井关键技术开窗侧钻、井眼轨迹设计、钻具组合的选择进行阐述，对小井眼钻井过程中经常出现的粘附卡钻、井眼防碰、倒划眼憋卡、井控风险分别进行研究，旨在推广小井眼的应用以及降低小井眼作业中的风险。

1 小井眼钻井基本情况

对于小井眼的说法有各种各样，目前比较常见的定义是：90%的井径小于7”或者70%的井径小于6”的井称为小井眼井。国外对小井眼钻井技术的施工工艺开展了一系列研究，在常规7”套管中技术应用已基本配套，侧钻最深达7010m，在5-1/2”套管中已可多次成功开窗侧钻，钻成分支水平井和多底水平井[2]。目前渤海油田，海上现有平台井位有限且固定，平台开发前期使用较大井眼开采，钻12-1/4”井眼下入9-5/8”套管，中期在9-5/8”套管开窗，钻8-1/2”井眼下入7”尾管生产，到生产后期，套管可开窗深度所剩无几，这时，采用小井眼侧钻技术能有效改善油田生产状况。根据相关统计，与常规井相比，小井眼可节省钻井费用25%～50%。

2 小井眼钻井技术

小井眼钻井技术是一项复杂的系统工程，小井眼钻井关键技术主要体现在套管开窗侧钻、井眼轨迹设计、钻具组合的选择，掌握好关键技术是小井眼钻井成败的关键。

2.1 开窗侧钻

利用斜向器和开窗铣鞋，在侧钻点位置将套管磨穿而形成窗口，然后用侧钻钻具钻出新井眼。其特点是设计和施工工艺简单，现场易操作。目前，海上平台后期增产多采取该方式，效果明显。

在开窗位置的选择中需要注意要结合套管深度、固井状况、地层资料等进行合理选定，为轨迹设计提供良好的初始点。在实践中，一般先对上部套管进行电测，获取固井质量、接箍位置等数据，对套管整体试压，以确保选择窗口位置的可靠，避免后期作业中的风险。

2.2 井眼轨迹设计

井眼轨迹设计是一口开窗侧钻井顺利完成的基础。小井眼轨迹设计除了应该考虑普通定向井特点外，还需要考虑造斜率、可控井段及井眼直径小等特点。

海上油田开发到后期，一个井位已经过多次侧钻，如蓬莱A平台有很多井侧钻已经达到6次之多，增加了井眼防碰风险。在设计时需要搜集完整的前期开发资料，综合优选设计，在符合井身质量标准的前提下选择合适的造斜率，必要时进行防碰绕障，调整靶点，降低定向井难度和井眼防碰风险。对邻井的防碰数据进行扫描，为钻井过程提供可参考的数据。

2.3 钻具组合的选择

目前各专业公司对小井眼钻具的技术日趋成熟，配套随钻测试工具完善，参数调整方便，操作直观，实践中表现突出[3]。根据定向井轨迹选择合适的钻具组合，降低钻具整体的震动，减少因钻具损坏造成的井下事故。

蓬莱A平台在某井侧钻6”井眼过程中，使用斯伦贝谢动力钻具及定向工具。钻进过程中实现实时监测，对各项参数进行及时调整，钻进从1045m至1971m，6”裸眼段达926m，旋转钻进时，转速50-60rpm，钻压5-10klbs，排量5.5bpm，泵压最高至2600psi。使用金刚石钻头，平均机械钻速可达15m/h。

3 钻井风险分析

小井眼钻井过程中关键风险点主要有钻井过程中的粘附卡钻、井眼防碰、倒划眼憋卡、井控风险，准确把握风险点以及出现风险时正确的处理方法是小井眼钻井成功的关键。

3.1 钻井过程中粘附卡钻

由于小井眼本身的特点，钻具与井眼环空间隙小，钻具与井壁贴合的点将成为段，加之轨迹设计的影响，这样的贴合点或段在数量上将增加，在长度上也会增加，容易在局部贴合位置附近形成岩屑的堆积，特别是井斜在45°～60°，岩屑易堆积井段，增加粘附卡钻的风险[4]，一旦钻具静止时间过长风险很大。

在采用井下马达滑动钻进时，特别是机械钻速较慢甚至极慢时，钻具与井壁贴合的部分静止时间长，易引起粘附卡钻，这种情况在操作中需要密切注意。发现进尺变慢或无进尺，应及时活动钻具。在实践中，一般采取间隔倒划眼的方法，在持续30分钟内ROP维持在2m以下时，需要倒划眼一次再钻进，以保证井下安全。一旦发现卡钻，要及时采取正确措施进行处理。

3.2 井眼防碰

油田开发到中后期，随着调整井的增多，井眼防碰形势越来越严峻，一旦发生钻穿套管事故，会带来油田停产、溢油等恶性事故。在井眼轨迹设计阶段应做好各项资料收集和分析，以降低钻井作业中的风险。实钻过程中密切监控各项参数，有异常时及时作出反应；对碰撞风险井段加密测点（测点间隔10m），进行轨迹监控，及时进行参数调整；注意振动筛返出，加密捞砂；必要时使用牙轮钻头；注意邻井套压变化，必要时应考虑关停风险较高的生产井。如果发现防碰征兆，应立即将钻头提离井底，并活动钻具，循环观察。可泵入稠泥浆携带岩屑，观察返出水泥含量，是否含有铁屑。若发现铁屑，应观察铁屑的形状、钻头的位置、参数的变化等，对铁屑的来源进行分析；进行测斜，如需要可起钻打水泥塞，采取必要的绕障施工方案。

3.3 倒划眼憋卡

在倒划眼过程中极易发生钻具憋卡现象，一旦处理不慎，就会造成卡钻事故，这也是小井眼钻井主要的卡钻事故。倒划眼憋卡的预防措施有完钻后大排量高转速循环清洁井眼，根据情况泵入稠泥浆携砂；倒划眼过程密切注意各项参数的变化，如泵压、扭矩、悬重；控制倒划眼速度，在0.02m/s～0.05m/s，转速不易过大，控制在50～70rpm；观察振动筛返砂情况，如果倒划眼过程中发生憋卡则以反向活动钻具为原则，不要过提；第一时间下放钻具，可以下压，同时降低排量至泵压稳定，正常后缓慢开泵至正常，开始循环，尝试倒划眼，不断扩大活动范围，状况良好再起钻；如钻具不能活动，可尝试蹩扭矩快速下放活动钻具；如果开泵憋压，可尝试憋压转动钻具，以高转速大幅度活动带动和挤压岩屑，形成通道，应注意憋压不能过高，不压漏地层。

3.4 井控风险

小井眼井控风险主要原因是环空体积小和系统压力损失大[5]。由于环空间隙很小，同样的溢流量在小井眼中的上返速度和上返高度是常规井的数倍，相应的使小井眼井底压力明显降低。系统压力损失指的是地面设备、钻柱及钻头和环空内的压力损失之和，小井眼中压力损失的分布情况与常规井中的分布情况不一样，在小井眼中，环空压力损失大，这就导致循环和静止两种状态下井底压力相差较大，导致出现循环过程中钻井液能平衡地层压力而静止状态下无法平衡地层压力的情况增多，井控风险增大。

4 结论

（1）小井眼钻井技术为油田后期增产提供了新的思路，在实践中也发挥了很好的作用，该技术市场前景广阔，经济效益和社会效益好，有很大的发展空间。

（2）采用小井眼开窗侧钻技术能有效地改善油田生产状况，将套损井、停产井、报废井、低产井等复活。

（3）小井眼钻井过程中，成功地开窗侧钻，合理的轨迹设计，合适的钻具组合是小井眼钻井规避风险的几项关键措施。

◆参考文献

[1] 崔海林，陈建隆，牛洪波，等. 胜利油田首口小井眼长水平段水平井钻井技术[J].石油钻探技术，2011，39(5)：14-18.

[2] 王士斌，李亚. 国内外小井眼钻井设备的发展[J].石油矿场机械，2007，(2)：18-21.

[3] 王虎，魏事业，王峰，等.鸭西区块深井小井眼安全快速钻井技术[J].西部探矿工程，2017，(11)：19-22.

[4] 董星亮主编. 海洋钻井手册[M].北京：石油工业出版社，2009：207.

[5] 孙浩玉，温林荣，李德庆. 小井眼水力压耗计算探讨[J].石油机械，2011，39(10)：49-52.