邵珠磊　燕金友　王丹辉　毕海军　相玉辉（中石化胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司定向井公司，山东东营 257064）

套管开窗侧钻技术在DA3-14CP井中的应用

邵珠磊燕金友王丹辉毕海军相玉辉
（中石化胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司定向井公司，山东东营 257064）

DA3-14CP井是吉林油田在松辽盆地南部大安油田大23区块利用老直井侧钻完成的一口套管开窗侧钻水平井，这标志着吉林油田套管开窗侧钻水平井施工技术有着广阔的发展空间，逐步成为油田增产的重要手段。本文从套管开窗侧钻的技术概况、技术优势与适应条件入手，指出套管开窗侧钻的关键技术，并结合DA3-14CP井的现场施工进行应用效果分析与经验总结，为同类井型施工提供借鉴。

套管开窗 侧钻 施工技术 DA3-14CP

1　技术概况

套管开窗侧钻技术是在定向井技术基础上发展起来的。从常规侧钻井（非定向侧钻井和定向侧钻井）发展到侧钻水平井和连续油管侧钻井，代表着侧钻井新技术钻井所占比例在逐年增加。国外开窗侧钻水平井早在三十年代就进行过这方面的试验，由于工具不配套、工艺不成熟、成本高而告失败。90年代，开窗侧钻水平井技术和径向水平井技术得到了迅速发展。国内从50年代末、60年代初开始试验研究套管侧钻钻井技术。经历了非定向侧钻、定向侧钻到侧钻水平井三个发展阶段。胜利油田从1993年开始对侧钻工艺技术进行研究攻关，“九五”期间承担了国家重点项目，形成了一整套适合胜利油田地质特点的侧钻水平井及常规侧钻定向井钻采修配套技术。

图1　DA3-14CP井井身结构图

图2　液压卡瓦式斜向器示意图

2　技术优势和适应条件

2.1技术优势

作为一项新发展起来的技术，其不但可以节约钻井费用，还可以有利于环境保护，具有明显的技术优势：

（1）能使死井复活，老井更新，保持和完善原有的井网结构；（2）能强化采油，延长油藏开采年限，提高最终原油采收率；（3）可以充分利用老井上部井眼，大幅度降低钻井成本；（4）可以充分利用老井场和地面设施，节约建设投资，保护环境；（5）可以获得新的地质资料，为重新认识油层提供依据。

2.2适用条件

在井型的选择上，为了挖掘剩余油潜力可细分为五种类型：（1）断失层；（2）局部微构造高点；（3）井间剩余油滞留区；（4）老井部分生产层段报废，原井仍有潜力的层系；（5）井网不完善的潜力层。

针对不同的剩余油潜力类型，为保证侧钻的高效，在井型的选择上要区别对待：（a）层系较单一的断失层潜力多选择靠近靶点的老井；（b）油层较多的局部微高及井间滞留区潜力，应选择能沿断层上升盘实施侧钻的老井，井与靶点的水平距离小于200m为宜；（c）加深侧钻古潜山油层，提高井网对储量的控制程度。

3　施工关键技术

3.1开窗位置的选择

套管开窗位置的选择是关系到侧钻成败的关键。选择好开窗位置必须遵循以下原则：

（1）开窗部位应在事故井段或套管损坏部位以上30m左右，以利于侧钻井眼形成一定的水平位移，而避开原井眼；（2）开窗部位以上套管必须完好，必须避开套管接箍，窗口最好上下离开套管接箍2m以上；（3）尽可能选择固井质量好、井斜小、地层较硬的井段；（4）对出砂井和严重窜漏井，侧钻长度与倾角均应加大。

3.2侧钻前的井眼处理

表1　剖面设计数据

由于目前进行开窗侧钻的井大都是采油中后期的老井。这些老井侧钻与钻井过程中处理井下事故的侧钻作业是不相同的，使用的钻机也不相同，决定了侧钻前采用不同的井眼处理方法。对于待侧钻的井眼，需要进行挤封油水层段、严格进行通井、通径作业、上不套管试压、斜导器送入固定等作业。

3.3侧钻开窗工具的选配与改进

侧钻初期，采用平底磨鞋进行套管开窗，效果不算好，时间稍长，窗口质量差；经过不断探索，开始选用复式铣锥和单式铣锥进行套管开窗，效果较好，但是开窗修窗时间还是很长。现场迫切需要改进套管开窗工具。经过不断的摸索总结，加工应用了组合铣锥，形成了投造斜器、开窗、修窗、试钻工具一体化技术，大大缩短了套管开窗时间，窗口质量也有了很大提高。

3.4井眼轨迹控制工具及仪器选择

（1）钻头；针对小井眼钻井和套管开窗侧钻特点，分别有Φ 118mm和Φ152mm两种尺寸规格的牙轮钻头和PDC钻头可供选择。（2）动力钻具；根据钻头尺寸大小，目前研制成功的由Φ120mm、Φ 95mm等不同度数的单弯和双弯动力钻具可供选择，最高造斜率达到3.6°/m。（3）测量仪器；对于磁性测量仪器，有无线随钻MWD+γ +R、小尺寸有线随钻测斜仪、电子单多点测斜仪等，对于非磁性测量仪器，有电子框架陀螺仪、速率陀螺仪两类陀螺测量工具进行选择。

3.5有关技术参数的配合

在进行套管开窗时，技术参数的配合十分重要，只有采用合理的转速、排量、钻压才能达到快速、优质、安全钻进的目的。而在整个开窗过程中，技术参数配合是变化的。

（1）第一阶段：（启始磨铣阶段）约0.8m，从铣锥磨铣造斜器顶部到磨铣底部直径圆周与套管内壁接触段，要注意轻压慢转，使铣锥先铣出一个均匀接触面。一般钻压5 KN，转速25～40r/min，以免造斜器顶部撞碎钨钢块而降低切削能力，并可防止因钻压过大堵死铣锥下水眼而产生重复切削现象。（2）第二阶段：（开窗磨锐阶段）约0. 8m，从铣锥底圆接触套管内壁到底圆刚出套管外壁，要注意轻压快转，一般钻压10～15 KN，转速50～l00r/min。这样能达到高速切削的目的。（3）第三阶段：（窗口加长修整阶段）约0.6m，从铣锥底圆出套管到铣锥最大直径全部铣过套管。此段是下窗口的关键段，因此要定点、快速、悬空铣进。一般钻压小于5 KN，转速120r/min。这样能保证把造斜器对面的套管全部磨掉。

4　DA3-14CP井套管开窗侧钻应用实例

DA3-14CP井是吉林南部大安油田大23区块由于勘探开发形势需要，在DA3-14井基础上套管开窗侧钻而成的水平井，其成功实践为今后进一步推广应用套管开窗侧钻水平井技术提供了宝贵的经验和技术借鉴。

4.1设计简介

4.1.1地质目的及井身结构

原井DA3-14井于2006年06月22日完钻，完钻井深2294.00m，套管尺寸Φ139.70mm，下深2288.53m。新井DA3-14CP井设计钻探目的为开发扶余油层复合油藏，由于受原井上部井眼尺寸的限制，新井开窗侧钻点以下井眼尺寸为Φ117.50mm。开窗方式选择了简便、可靠的液压斜向器开窗工艺，完井管柱尺寸为Φ88.90mm，采取小井眼裸眼封隔器+多级压裂滑套完井（井身结构如图1）。

4.1.2剖面设计

DA3-14CP井采用常规“直-增-稳-增-平”水平井剖面设计，此类剖面轨迹控制技术成熟，易于实现，其基本数据和分段设计数据见表1。

4.2开窗点选择

根据原井DA3-14CP套管数据中182号套管下深1902.37m，和原井固井质量声幅图，结合入靶点A的垂深2198.39m和位移320.33m，选择开窗侧钻点为井深1900.00m，该处固井质量良好，离套管节箍2m以上，地层岩性为黑灰色泥岩、粉砂质泥岩组成不等厚互层，地层较稳定、井径小。

4.3井眼准备

根据开窗侧钻的要求，开窗侧钻之前用光钻杆钻具结构将侧钻点以下套管打上水泥塞，封隔住窗口以下射孔井段，然后对原井眼进行了井眼清理、洗井、Φ120.00mm通径规通径、试压等主要施工工艺，收集了原井眼的井眼轨迹电测数据，为顺利侧钻及以后的施工打下了坚实的基础。

4.4开窗侧钻

4.4.1开窗侧钻方式选择

套管开窗侧钻目前有两种方式：第一种是利用套管锻铣工具铣掉20～30m套管，然后打水泥塞进行侧钻；第二种是下斜向器，用铣锥开窗侧钻。本井采取第二种方式，下入带封隔器的液压卡瓦式斜向器，主要基于以下两点考虑：

（1）开窗套管尺寸为Φ139.70mm，尺寸小，环空间隙小，采用锻铣方式开窗，铁屑多，返出速度慢，容易造成环空卡钻事故；（2）下斜向器后进行磨铣开窗与锻铣开窗相比不仅能缩短开窗周期，而且开窗成功率高；虽然磨铣开窗方式磁干扰井段长，但由于斜向器可产生一定的初始井斜，有利于有磁环境下的定向施工。

4.4.2开窗施工工艺

（1）斜向器座封；本井下入结构简单的Φ114.00mm液压卡瓦式斜向器，其示意图如图2所示，下钻到底后，利用陀螺测斜仪器将斜向器的斜面摆在开窗需要的位置，然后投球进行憋压，使斜向器开始座封。下钻前将斜向器斜面与送入管托环处进行了焊接，防止下钻过程中因摩擦等原因导致斜向器斜面转动。其工作原理如下 图2。

送斜向器钻具组合为：Φ114.00mm斜向器总成+Φ104.80mm定向接头+Φ73.00mm钻杆。

斜向器直接下入开窗点深度1900.00m处，陀螺定向至设计方位，开泵憋压，第一次憋压20-22MPa，泵压稳定在20MPa左右静止2～3分钟泄压，第二次开泵憋压22-25MPa，泵压稳定在22MPa左右静止2～3分钟泄压，第3次开泵憋压28-30MPa，泵压稳定在25MPa左右静止1～2分钟泄压；然后分别下压40～50KN、上提50～60KN三次，并分别静止观察钻具是否活动（钻压是否回零）；确保坐封牢固以后，上提钻具至斜向器中和点，开动转盘顺时针旋转20圈，泵压逐渐下降，直至回零，证明送入管反扣与斜向器已经分离，斜向器座封成功。

（2）套管开窗；本井选择开窗和修窗能一次性完成的钻铰式复合铣锥，其结构示意图如图3。

磨铣窗口钻具组合为：Φ118.00mm铣锥+Φ73.00mm加重钻杆*5根+Φ73.00mm钻杆。精确计算井深后，将铣锥下到离斜向器顶端0.50m左右，缓慢旋转下放到顶尖位置，开始开窗。起始段采取低钻压低转速方式，钻压5～10KN，转速40～50r/min，从1896.00m磨铣至1896.50m，进尺0.50m；骑套段采取中钻压中转速方式，钻压10～20KN，转速60～70r/min，磨铣至1897.30m，进尺0.80m；出套段采取低钻压高转速，钻压10～15KN，转速80～90r/min，磨铣至1897.80m，进尺0.50m。磨铣窗口时每钻进20～30cm，上提活动钻具，边开窗边修窗，确保窗口圆滑，开窗完毕后，自窗口至窗底采取加压0～5KN，中转速修整窗口，并钻至井深1899.33m，反复多次修整窗口，直到窗口畅通，上提下放无任何碰撞为止。

开窗之前，预先在泥浆出口槽处放上磁铁，开窗时每一个小时左右清理磁铁一次，及时清理泥浆中的铁屑，以利于保持泥浆性能的稳定，并可防止下一步定向时铁屑对随钻仪器的影响。在磨铣中，通过观察返出铁屑的形状及尺寸，同时计量返出铁屑中铁屑、水泥与岩石含量的比例，以保证开窗的效果，当铁屑中水泥、岩石的含量达到95%以上时，判定铣锥已铣穿套管完全进入地层，说明开窗成功。

4.5定向施工

4.5.1测量仪器的选择

座封斜向器进行定位时使用的是陀螺连续测斜仪，其优点是具有自动寻北的功能，不需要地面初始对准，使用时只需输入当地地理纬度即可实现真北方位测量，是一种先进的惯导级陀螺测量仪器。定向施工时使用MWD+γ无线随钻测斜仪，该型号测斜仪不仅可以测量定向施工时所需要的井斜、方位、工具面等基本参数，而且还可以测量地层伽马数值，实时跟踪井深，进行地质导向施工。

4.5.2轨迹控制

（1）开窗后导眼钻进；因开窗后铣锥磨铣井段仅3.33m，同垂深点处新井眼与老井眼之间的位移太小。若下入动力钻具组合直接增斜侧钻，因下部钻具组合具有一定的长度，测量滞后的测斜仪器在定向造斜初始阶段尚位于强磁套管内，无法监测随钻工具面与井眼方位，因此，侧钻第一趟钻决定下入Φ117.50mm单牙轮钻头，光钻杆钻具组合，先以转盘稳斜钻进至井深1914.39m，作为导眼，使得随钻测量仪器能够脱离套管，以减少定向初期套管对测量仪器的磁干扰，减小测量仪器测量的失真度。（2）斜井段钻进；（a）钻具组合：Φ 117.50mm钻头+Φ95mm动力钻具（1.50°或1.25°）+回压凡尔+定向接头+Φ105mm无磁钻铤+Φ73mm无磁承压钻杆+Φ73mm加重钻杆*2柱+Φ73mm斜坡钻杆（数量根据井深井斜大小确定）+Φ73mm加重钻杆*8柱+Φ73mm钻杆；（b）钻进参数：钻压：10～50KN；转盘转速：20～40rpm；泵压：12-18MPa；排量：8～14L/s；（c）钻进情况简述：斜井段施工第一趟钻为保证增斜效果，使用单牙轮钻头，进尺84m，平均狗腿度6.38°/30m，略高于设计；后换成PDC钻头施工完成增斜段和稳斜段，平均狗腿度5.55°/30m，完全满足设计要求；最终该井钻进至井深2990.00m顺利完钻。共用动力钻具10根，平均实用时间仅为79.52小时。

5　结论及建议

（1）套管开窗侧钻水平井技术是在侧钻井技术、水平井技术和小井眼技术的基础上发展起来的代表九十年代钻井水平的新技术，该项技术在“废井”利用、提高油气田采收率和开发难动用油气资源方面具有显著的优越性，因此具有广阔的应用前景。（2）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。因而，套管开窗侧钻技术是一个系统工程。（3）常规套管开窗侧钻水平井技术已经非常成熟，要想在速度、安全、成功率等各方面有所突破，不但要加快各种新工具的研制开发力度，还要要提高各种工具的安全保证性能，如提高随钻仪器的工作稳定性、提高动力钻具的实用寿命等，才能从整体上提升套管开窗侧钻井的技术含量。

［1］李克向，等.钻井手册（甲方）［M］.北京：石油工业出版社，1990.

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邵珠磊（1981—），男，山东苍山人，本科，毕业于西南石油学院石油工程专业，工程师，现就职于胜利定向井公司，主要从事定向井、水平井等特殊工艺井的技术服务和相关研究工作。