耿政华 王瑞 彭耿睿

摘要：本侧钻井利用营12-侧 33井井筒以及完好的地面设备，在原有的井筒上设计侧钻点，下入斜向器，使侧钻点下部的井眼与原井眼的铅垂方向偏离一定距离，直达目的层。讨论了118mm小井眼、大斜度、长裸眼定向井身轨迹控制;钻具、仪器组合优选、岩屑携带及固井作业等问题，并有针对性地提出了相应技术措施。

关键词：小井眼;长裸眼;大井斜;高压耗;钻井液;尾管;东辛油田;营12-侧 33;

1     老井情况简介

营12-33井完井日期：1980年 3月 30日，完钻井深：2340.0m，补心高：3.40m。

表层套管：273.1mm×10.16mm×90.1m;水泥浆返至地面。

油层 套管 ：139.7mm×7.72mm×80.4m;139.7mm×6.98mm×2230.99m;139.7mm×7.72mm×2330.68m;人工井底2307.5m，水泥返高1160m，固井质量合格。

2     营12-侧33井基础数据

营12-侧 33井位于济阳坳陷东营凹陷中央断裂背斜带营8 断块，完钻层位为沙三上。该井开窗处套管为139.7mm*6.98mm，井眼为118mm，裸眼段长、间隙小、环空压耗大，且与周边6 口井的防碰距离较近。完钻至井深2531m，完钻井斜41.72°、垂深2391.76m、位移391.44m、侧钻段长776.7m，A靶靶心距2.84m，B靶靶心距4.97m，井身轨迹良好。本井钻井周期：20d7h;建井周期：36d0.17h。

3     钻井施工

3.1  钻进前作业

1、在安装完封井器及井口试压完成后，下入常规钻具，用回收老浆进行探塞、扫塞作业，扫完一个塞面，对上部套管进行试压，确保套管密封性良好为后续施工提供保证。

2、套管试压完成后，下入本体尺寸Φ115mm，最大外径Φ140mm的GX-T140刮管器进行刮管除垢作业，清理套管内壁。

3、刮管作业完成后，进行测陀螺以此来优化确定井身轨迹。

4、钻具送入型号YTS-118斜向器，到达设计开窗位置后，测陀螺，确定开窗方位后，锁住转盘。开泵，憋压至20MPa，憋压4min，使斜向器下部卡瓦涨开，下放钻具，悬重减小，确认坐挂在套管内壁上。放回水，余2-3MPa，正转钻具30圈，上提钻具，丢手。上提2-3m，压力为零，下放回不到原位置，中心管已提出，丢手成功。

5、下入开窗钻具：

Φ120mm起始铣+钻柱铣+Φ88.9mm加重钻杆+Φ73mm钻杆

初始钻压：0.5-1t，造好型后不能大于4t;转速：40r;排量：0.5m3;斜向器工具斜面为1.8m，窗口长度约为1.5m;待钻柱铣出窗口后，上下活动钻具，修整窗口。

3.2  钻进

3.2.1      第一趟钻

在套管开窗后，为达到増井斜、扭方位的目的，下入钻具组合为：

Φ118mmHX517（FD（）10+12）+Φ95mm*1.5°动力钻具+ 回压凡尔+定向接头+Φ88.9mm无磁承压*1根 +Φ88.9mm加重钻杆*15根+Φ73mm钻杆;钻压：2t;排量：0.48m3;泵压：20MPa。

在该趟钻施工中，所用定向仪器为郑州士奇SQMWD，本井所用无磁承压内径为50mm，脉冲该井眼需要的孔板只能为30mm，对应蘑菇头为27.6mm，在使用过程中，该套仪器信号较弱。

该只钻头，定向效果较好，在增斜段，造斜率15°/m;钻时较慢，为2.54m/h。

3.2.2      第二趟鉆

因上趟钻仪器信号较弱，本趟钻更换Φ105mm无磁钻铤，内径为55mm。钻具组合为：Φ118mmLYD517G（10+15）+Φ95mm*1.5°动力钻具+回压凡尔+ 定向接头+Φ105mm无磁钻铤*1根 +Φ95mm无磁承压*1根+Φ88.9mm加重钻杆*15根 +Φ73mm钻杆。

钻压：2-3t;排量：0.45m3;泵压：20MPa;钻时较慢，为1.3m/h。

在该趟钻施工过程中，泥浆中含有气泡，且大部分为针型小气泡，影响定向信号，出工具面较慢，在泥浆中加入润滑剂、柴油、消泡剂，并使钻井泵排量稍高，信号效果得到改善。

3.2.3      第三趟钻

钻具组合为：Φ118mmHX517（FD（）10+15）+Φ95mm*1.5°动力钻具+回压凡尔+ 定向接头+Φ105mm无磁钻铤*1根+Φ95mm无磁承压*1根+Φ88.9mm加重钻杆*15根+Φ73mm钻杆。

本趟钻更换定向仪器，使用海蓝HLMWD，仪器信号弱，杂波多，但没有丢波现象。

3.2.4      稳斜段

钻具组合为：P3135SJ-118（16*3）+Φ95mm*1.5°动力钻具+ 回压凡尔+ 定向接头+Φ105mm无磁钻铤*1根 +Φ88.9mm加重钻杆*15根+Φ73mm钻杆。

该钻头切削片小，能较好地吃入地层，主切削齿为特殊屋脊齿，能保证较高的机械钻速和使用时间。稳斜效果好，但定向困难，有托压及憋泵现象。

3.3  完井作业

完钻后，用常规钻具通井，为保证排量，下入大水眼PDC钻头，钻具组合为：

P3135SJ-118（16*3）+回压凡尔+Φ105mm無磁钻铤*1根 +Φ95mm无磁承压*1根 +Φ88.9mm加重钻杆*15根 +Φ73mm钻杆。

通井到底后，排量0.5m3循环，彻底清除井筒内岩屑，确保井壁稳定，起钻前，在聚合物防塌润滑体系中加入石粉与固体润滑剂塑料小球，利用固体颗粒的桥塞作用、携带悬浮能力、抑制性、封堵性进行封井，以保证电测成功率。

本井采用膨胀悬挂器悬挂尾管的完井方式，利用膨胀悬挂器上的密封橡胶悬挂对射孔井段及裸眼段进行封隔，辅助重叠段水泥密封。通完井后，根据所定地质所数据，下入95.3mm尾管，下入139.7*95.3mm的膨胀悬挂器。管串结构：旋流+ 浮箍+ 长套管1 根+浮箍+ 短套管1 根+碰压座+ 尾管串+ 膨胀悬挂器+ 送入钻杆。

Φ73mm钻杆及其它入井工具，在下入悬挂器之前应检查丝扣完整性，确保承受内压达到25MPa以上。管柱入井时需用专用通径规通径，确保畅通。

4     特殊情况

钻进过程中定向数据杂波太多，传输线、传感器等全部更换，还是没有效果。后来分析到有可能因为钻井泵的问题，虽然电动泵可以随意调节泵排量，但是相比小缸套，同样的泵排量，170mm的冲程少，达不到泵的功率，导致的仪器信号乱。于是将三个缸套由直径170mm换为110mm，效果比较明显，定向仪器的信号传输比较稳定，杂波也比以前明显减少。

聚合物钻井液在碳酸钠及铵盐的作用下，有大量的气泡产生，影响定向仪器信号的传输，没有很好地解决办法，只能是向泥浆中混入消泡剂，一次加入12kg，每2 小时加一次，仍然有气泡，一直没有很好的解决。

本井施工前，为优化井身轨迹，将A靶东移15米，B靶西移5 米，营12-斜 105井的防碰点位于两靶之间，优化后的最近距离也只有2.86m，与营12-侧 65井最近距离为4.4m，且在井深2400米处，均为交叉防碰。

5     经验总结

在能保证排量及设备承受能力下，使用Φ110mm的钻井泵缸套;使用180-200目振动筛筛布提高除砂效率;

在套管开窗以后，第一趟钻加入钻铤，钻具水眼增大，便于下入外径较大的定向仪器，并为后期钻具组合改变，下入工具提供保证;

钻井液排量为0.4-0.5m3;

在井斜、方位调整合适之后，推荐使用直径为118mm，型号为P3135SJ的PDC钻头，可以获得较高的机械钻速;动力钻具使用5LZ95*7.0-DW1.5°;

定向仪器使用海蓝HLMWD，该套仪器外径较粗，有一定的抗干扰能力，能较好地保证信号传递。