小井眼开窗侧钻及偏心钻头扩眼技术在国外某油田的应用

安海洋 梁 华

（中海油田服务股份有限公司天津分公司，天津 300350）

0 引言

小井眼开窗侧钻技术是在侧钻井、定向井、水平井及小井眼井基础上发展起来的一项综合性钻井技术，偏心钻头扩眼技术是靠钻具旋转产生的离心力带动偏心钻头冲击破碎井壁，从而扩大井眼的扩眼技术。

我国部分陆地油田率先从20世纪80年代起进行了试探性研究，但是在小尺寸井眼方面的套管开窗技术应用相对较晚，直到1997年大港油田的官50-9KH井完成了国内油田第一口小井眼开窗侧钻水平井。

该国外油田位于FQ区块，第三系以上为巨厚盐膏层，其盐下地层为裂缝性碳酸盐岩，区域构造应力复杂。据相关文献报道，已钻直井井下出现的复杂情况和事故平均为3.76起/井。FQ-19井是FQ区块的一口直井。该井设计井深4323.13m，设计垂深4226.1m，在6-5/8”尾管内开窗侧钻，并在5-5/8”井眼进行侧钻及定向钻进。该井在下4.5"尾管期间有723m长的尾管静置在裸眼段内，卡钻风险极大，这在国外某油田的钻完井史上也属首例。该井利用小井眼开窗侧钻技术、井眼轨迹控制技术，偏心钻头扩眼及固井工艺技术，顺利完成非常规井眼5-5/8"井眼的钻进及固井作业，降低了作业风险，节省了作业成本，值得进一步推广应用。

1 主要钻井技术措施

1.1 套管开窗侧技术

开窗位置的选择至关重要，并对开窗成功与否与整口井的后期完井生产起决定性作用，在综合考虑作业设计施工难度、井下裸眼段钻进深度、套管接箍位置和固井质量等因素下。尽量避开膨胀页岩、盐岩及坚硬地层，最理想的是在质地较均匀的地层，便于钻头能较好地吃入新地层，形成新井眼。经多方专家及实地技术人员的考量，该井开窗侧钻点选择在3578m处，井斜0°，方位181.32°。

侧钻前必须准备好稳固的人工井底，斜向器下入需要稳固的人工井底作为支撑，在3800m～3650m注入水泥塞，下钻探水泥塞面3658m，在2855m～3598m进行刮管作业，下入桥塞至座封位置3578.69m，打压座封，脱手后下压10t，验证桥塞座封成功，关闭BOP，对桥塞试压20.685MPa，合格。

该技术主要分为套管段铣开窗和下斜向器磨铣开窗两种。由于套管段铣时间长、费用高，且对段铣井段要求较高，目前已很少使用。随着市场上各种开窗工具的出现，以及新型导向器入井后坐挂可靠性的越来越稳定，下斜向器磨铣套管进行井下开窗作业也越来越普遍。

考虑陆地钻机及开窗工具费用成本，该次FQ-19S井采用了分两趟钻的胜利开窗工具。

作业程序：第一趟先下斜向器，第二趟组合开窗铣锥进行开窗作业。

目前主要有陀螺定向和MWD定向两种。用MWD定向的优势在于它不受井斜角大小的限制，实现一趟钻定位，节省时间，缺点是对井斜比较小的井段开窗时，由于绝大部分随钻测斜仪器（MWD）都是通过测量地球磁场的三轴矢量来计算当前井下工具的装置角，所以在窗口附近进行侧钻施工时，仪器容易受到磁场干扰。陀螺仪的特点是不受外加磁场干扰，可在套管内、生产油管和邻井套管的磁场影响下正常工作。

送入斜向器时，下钻要平稳，遇阻不超过30kN，避免提前坐挂，下钻期间不开泵，防止提前座封。

开窗技术参数控制：①磨窗。钻压1t～5t，转速60r/min～100r/min，排量到 1.0m³/min～1.5m³/min。钻 4m 裸眼口袋，配制高黏稠浆20m³，由于上部为9.625"套管，因此需要充分高黏稠浆，用以携带开窗铁屑。返出槽处安放条形强磁，每半小时清理一次，收集所有返出的铁屑并称重。②修窗。停泵、停转后，并在确认磨鞋各个方位通过窗口阻挂不超过1t～2t后起钻，磨鞋起出后确认磨损量在1/8"以内，铣锥出井后，测量磨损情况，磨损小于1/8"，满足作业要求。

1.2 造斜段井眼控制技术

小井眼开窗成功后，对窗口的保护一直是重中之重。鉴于工具的限制，开窗与钻进分开进行，在开窗成功后，先用常规钻具钻进30m左右领眼，保证后续造斜钻具的扶正器处于窗口下部，不在窗口转动，防止破坏窗口，钻进30m结束后不进行倒划眼，保护窗口。考虑后续下4.5"尾管作业，须保证造斜段的全角变化率，避免出现局部全角变化率过大的情况。第二趟钻具需要利用马达造斜钻具，为保证造斜率，采用1.22°弯角马达进行造斜钻进，尽快完成新老井眼分离，当新老井眼分离3m、地层岩屑占比大于90%方时可加压钻进。

在FQ-19S井施工过程采取以下措施。1）采取勤划少划的方式，保证井眼轨迹平滑，前期加密测斜，每单根进行一次测斜，确认地层自然变化及马达造斜率。2）多遍划眼倒划眼修整井壁。3）针对易坍塌岩层短，起下钻采用“一通二开三划眼”方式。4）循环采用错点循环，避免局部出现台阶。5）采用重稠浆清洁井眼。

1.3 稳斜段偏心钻头扩眼技术

小井眼钻井作业有环控间隙小、压耗高、钻井中存在卡钻、下尾管时存在卡尾管的风险，固井质量难以保证。查询相关研究表明：利用扩孔技术加大侧钻井段套管与井眼间的环空间隙，把小井眼固井难题转化为宽间隙的常规固井问题，利用成熟的常规固井技术提高固井质量是延长侧钻井油井寿命的有效方法。双心钻头的切削刃和本体固结在一起，不含运动件，具有很高的可靠性，能够承受大钻压，配合螺杆可以获得较高钻速；对钻井液固含量和堵漏剂无特殊要求，可适用于多种地层。为保证FQ-19S井的作业安全，稳斜段优选5-1/2"～6-1/8"偏心钻头扩眼钻进至完钻深度，偏心钻头的使用在该油田属于首次。

如图1所示，偏心钻头扩眼的工作原理主要是靠钻具旋转产生的离心力带动偏心钻头冲击破碎井壁，从而扩大井眼。领眼直径是由领眼刀翼切削地层产生的井眼直径，扩眼直径是由扩眼刀翼切削在钻头旋转过程中切削地层产生的井眼直径，偏心钻头扩眼孔径为领眼钻头轴心距扩眼刀翼最大外轮廓值。

图1 偏心钻头结构示意图

偏心钻头较常规PDC钻头在稳定性上有一定的差距，综合考虑扩眼需求及该区块灰岩可钻性，配合螺杆钻具，选择钻进参数如下：转速30r/min～40r/min，钻压1t～5t，泵压10MPa～12MPa，不带螺杆钻具选择钻进参数：转速90r/min～110r/min，钻压 3t～7t，泵压 8MPa～10MPa。见表1。

表1 钻井参数表

FQ-19S井共使用4趟钻具组合钻进，组合如下。

1#钻具组合：5-5/8"PDC钻头+浮阀+5-3/8"扶正器+4-3/4"钻铤×6+3-1/2"加重钻杆×9+4-3/4"震击器+3-1/2"加重钻杆P×5。钻进井段3578.80m～3610m，井眼长度31.2m，钻领眼。

2#钻具组合：5-5/8"PDC钻头+5"马达+4-3/4"浮阀+5-1/4"扶正器+4-3/4"非磁钻铤+4-3/4"HOC（测井仪器）+3-1/2"非磁钻杆P+4-3/4"定位接头+3-1/2"加重钻杆×9+4-3/4"震击器+3-1/2"加重钻杆×5。钻进井段3610m～3935m，井眼长度325m，造斜钻进。

3#钻具组合：5-1/2"×6-1/8"偏心钻头+5"马达+4-3/4"浮阀+4-3/4"非磁钻铤+4-3/4"HOC（测井仪器）+3-1/2"非磁钻杆+3-1/2"加重钻杆×9+4-3/4"震击器+3-1/2"加重钻杆×5。钻进井段3935m～4104m，井眼长度169m，偏心钻头扩眼钻进。

4#钻具组合：5-1/2"×6-1/8"偏心钻头+4-3/4"浮阀+4-3/4"钻铤+5-3/8"扶正器+4-3/4"非磁钻铤+4-3/4"HOC+3-1/2"非磁钻杆+3-1/2"加重钻杆×9+4-3/4"震击器+3-1/2"加重钻杆×5。钻进井段4104m～4300m，井眼长度196m，偏心钻头扩眼钻进。

FQ-19S井钻进使用4趟钻具组合，分别为开窗后钻领眼、造斜钻进及偏心钻头扩眼钻进。FQ-19S井PDC钻头与偏心钻头应用情况对比见表2。

表2 PDC钻头与偏心钻头应用情况对比

如图2所示，从4趟钻具组合钻进的井眼段，根据实际测井井径对比，偏心钻头钻进井段井眼扩眼明显，能够达到定向井井眼扩眼的要求，比常规PDC钻头井眼扩大接近30.48cm，该井穿越多个地层层位，从上至下依次为Shiranish-Hartha-Sadi-Tanuma-Khsib-MA-MB11-MB12-MB21-MC11-MC12，上部以泥岩为主，下部以灰岩为主，井眼的扩大为后续顺利下入4.5"尾管及满足尾管固井质量的要求提供了有力保障。

图2 井径测量结果对比图

1.4 尾管固井措施

该井尾管固井、套管程序见表3。

表3是FQ-19S井套管程序，在6-5/8"套管开窗，进行5-5/8"井眼钻进，下入4-1/2"尾管。

表3 套管程序

FQ-19S井下尾管及固井存在以下风险：裸眼长723m，存在下不到位风险；环空间隙小，存在卡尾管风险；循环时存在憋压，环空堵塞风险；压力窗口窄、裸眼段长，存在漏失风险。

由于受到小井眼开窗侧钻的影响，小井眼固井施工工艺技术的难度较大，小井眼中套管与井壁间环空间隙小，水泥浆顶替效果差，很难获得预期的固井质量，1987—1989年完成的小井眼井固井合格率仅为83.33%，优质率为16.67%。

针对下尾管及固井存在的风险，在充分考虑安全生产的条件下，经综合考量现场，采取如下技术措施。1）稳斜段采用偏心钻头扩眼，增大井眼直径，减小下尾管摩阻，降低顶替环空压耗。2）通井使用近满眼双扶正器进行通井，保证井眼顺畅。FQ-19S井穿越地层层位较多，包括易剥落垮塌井段Tanuma及Sadi，针对相关地层，采用两趟通井钻具达到井眼顺畅的目的。使用PDC钻头+双扶正器底部钻具组合，在保证底部组合刚性的同时，也能保证在划眼井段钻头具备一定的切削能力。同一趟组合中扶正器遵循下大上小，两趟通井的双扶正器尺寸总体遵循尺寸逐步递增原则，通井过程中采用分段处理方式验证井眼。两趟通井钻具都采用双扶正器，按由小到大的方式进行，在保证钻具的安全情况下使井眼通畅。3）使用重稠浆清扫井眼，提高钻井液携带性，确保井眼内洁净。4）采用可旋转尾管挂，当下尾管出现遇阻时，可采用旋转模式下入。5）下尾管前，裸眼段垫润滑性高的封闭浆，既能减小尾管在裸眼段的摩阻，又能有效支撑井壁。6）由于悬挂器回接筒与上层套管环空间隙只有2mm，该井使用低黏度、高流变隔离液，防止出现环空憋堵，固井全过程控制压力小于漏失压力。

2 技术应用效果

该井5-5/8"井段钻进中存在裸眼稳斜段长、下尾管摩阻大的问题，采用偏心钻头扩眼，解决了此问题。

裸眼段长，存在尾管下不到位风险，钻进时使用偏心钻头扩眼、通井采用近满眼双扶正器，并使用可旋转尾管挂，有效解决了此问题。

环空间隙小，存在环空堵塞憋压风险，调整钻井液性能稳固井壁，采用有效通井手段，并用重稠浆清洁井眼，确保井下无沉砂，解决了环空憋堵的问题。

为确保固井质量，先使用偏心钻头扩眼，再在固井过程中通过泵注优质泥浆及优化隔离液、冲洗液来控制井底当量不高于漏失当量，并通过软件模拟来控制循环顶替排量，在满足要求的前提下最大程度地提高循环排量和循环时间。固井全程控制压力小于漏失压力，降低水泥浆与隔离液黏度，避免发生漏失与桥堵。最终成功完成固井并且固井质量合格。

通过采取偏心钻头扩眼、轨迹控制、固井技术措施等，固井取得良好效果，固井质量如图3所示。

图3 固井质量图

3 结论

该文针对国外某油田小井眼开窗容易卡钻、井眼轨迹控制难度大及下入4.5"尾管阻卡风险高等技术难题，提出了小井眼开窗工艺、定向段轨迹控制、偏心钻头扩眼及固井工艺等系列技术措施，并通过在FQ-19井的应用，顺利完成了非常规井眼5-5/8"井眼的钻进及固井作业，降低了作业风险，节省了作业成本。

小井眼套管开窗侧钻结合偏心钻头扩眼技术，可以有效实现非常规钻井技术，减少因井眼尺寸小带来的一系列井下复杂情况的发生，提高钻井速度，降低作业成本，提高固井质量，对油田后期开发有较好的应用及推广价值。