套管开窗侧钻技术及应用

1套管开窗侧钻技术及应用从20世纪90年代初期，我国各油田开始研究、应用侧钻井技术，采用侧钻井技术能够减少调整井施工，节省征地、道路建设、采油及地面工程等费用，具有广阔的应用前景。侧钻井技术主要应用在以下几种井况：井下技术状况差(套管变形或损坏、井下落物)；采油井不出油或低产井；老井油层互窜或油层高含水；调整井网挖掘剩余油，增加可采储量；老井加深，开发或勘探深层系油藏。一、油田开发的现实需求——套管开窗侧钻技术国内各老区油田经过较长时间的开发生产，由于套管变形或损坏、井下落物事故不易处理，以及井下水锥或气锥等多种原因的影响，陆续有部分油水井已不能维持正常生产，造成原油及天然气产量逐年下降，严重威胁到油田的正常生产。为了降低钻井综合成本，特别是有效的利用现有井眼，发挥老井潜力，国内油田加强了小井眼开窗侧钻技术的研究与应用。经过几年来的不断发展，这一技术已日趋成熟和完善。开窗侧钻技术就是利用老井井眼对油藏进行再开发挖潜，并充分利用老井原有的一些采输设备，使原井的生产潜力得以充分发挥的新技术新工艺，从而延长老井使用寿命，提高原油产量，同时还可利用老井的井眼大幅度降低施工成本，缩短施工周期，提高综合经济效益。因而开窗侧钻二次开发老井的油气资源，在今后数年仍具有广阔的应用前景。二、侧钻井设计、施工的相关原则2由于各油田油藏埋深、储层物性、地质特点、套管程序有着诸多不同，如何有效利用套管开窗侧钻技术，提高油藏开发效果，需要做大量的研究工作，这主要包括钻井设备优选配套，井眼轨迹设计、监测和控制，钻井液、完井液选型及现场处理维护，完井固井施工及测井射孔等，以形成一套适合各油田的侧钻井技术。1、窗口位置的优化设计侧钻位置的选择与原井套管完好情况、地层岩性、油水层纵向分布状况、工具造斜能力、开窗方式、地质设计有关。侧钻位置的优选应以尽量利用较长的老井眼、缩短钻井周期、节约钻井成本、保证钻井施工安全、延长油井有效寿命、提高油井产量为总原则。具体可以归纳为以下几点：(1)侧钻位置要尽可能深；侧钻位置以上套管完好，无变形、破裂和漏失，窗口应选择在固井质量好、井斜小的井段，并避开套管接箍2—3m。(2)若采用锻铣方式开窗，侧钻位置及以下至少20m之内地层稳定、可钻性要好，以便于造台肩和钻出新井眼，并且不易回到老井眼。(3)侧钻位置应尽量选择在砂岩或非膨胀泥岩地层，最好能避开膨胀页岩和岩盐井段、避开老井的水淹区；侧钻位置应尽可能避开射孔井段，保证开窗和钻进施工安全。(4)对于出砂严重、窜漏和射孔后套管破裂而需要开窗侧钻的油井，在开窗窗口的位置选定时，要综合考虑侧钻效果。一般开窗位置选在距射孔井段30m以上。3(5)对比井史与测井资料，窗口位置应满足方位、水平位移、造斜点、井眼曲率等综合参数的要求。2、钻井设备配套套管开窗侧钻的钻井设备配套有两种：一是修井机配套，另一种是钻机配套。选用修井机配套进行套管开窗侧钻，具有转速易控制、钻井消耗低等优点，但也存在动力连接单一、处理复杂事故能力低等缺点；而使用钻机配套具有动力强劲、处理复杂事故能力强的特点，但同时钻井消耗高，设备搬按都十分不方便。一般情况下，套管开窗侧钻小井眼采用修井机配套，大井眼采用钻机配套。3、工程优化设计套管开窗技术有两种：一种是采用锻铣器的锻铣开窗技术()，另一种是采用铣锥的磨铣开窗技术。磨铣开窗相对于锻铣开窗具有周期短，对钻井液性能和水泥环质量要求低，且事故少等优点，因此目前主要采用磨铣开窗的方式。井眼轨迹优化设计，根据原井眼轨迹，靶点坐标、完钻垂深、最大水平位移、靶前距、入窗要求、水平段钻进的要求，原井允许的窗口位置和定向造斜工具的造斜能力等，合理选择造斜点、剖面类型和井眼曲率，并利用计算机软件优化设计出能满足钻井、完井、测井、井下作业和采油需要的井眼轨迹。实践证明：侧钻定向井采用“增一稳”剖面，有利于钻压和扭矩的传递及井眼轨迹控制。侧钻水平井采用“增一稳一增一稳(水平)”剖面，这种剖面在施工中井眼轨迹控制有充分的调整井段，可以适时弥4补工具实际造斜率的误差。在确定造斜率时，第二个造斜率取得比第一个造斜率低，这样在后期油藏位置发生变化时有利于调整。三、钻井施工1、井眼的准备(1)使用陀螺测量仪进行原井轨迹复查。(2)下钻通径，检查套管有无变形和破损，注水泥封住原井欲开窗口的以下井眼，并按要求进行试压(15Mpa稳压10min)。(3)根据原井眼的陀螺数据和新井眼的设计方位确定斜向器的方向，并用钻柱送入预定位置，用陀螺仪测量、确定斜向器的方向。2、开窗作业磨铣开窗作业采用的铣锥，主要由镶有硬质合金的铣锥体、排水槽、水眼、接头等部分组成。磨铣过程可分为四段：一段起引导作用、二段是磨铣套管的主要段、三段起稳定铣锥扩大窗口作用、四段起修整窗口作用。铣锥下到预定位置后，钻具在转盘驱动下带动铣锥旋转，在斜向器的作用下，铣锥沿着斜向器斜面方向对套管进行定点磨铣，将斜面所对应的套管部分磨铣掉，形成窗口。现场施工时，一般采用复式铣锥开窗，先开泵循环洗井，开始要轻压慢转，然后中压中速磨铣，待铣锥磨铣出一个均匀接触面后，使铣锥沿套管内壁均匀磨铣，至铣出套管后，轻压高速定点快速铣进，长度等于一个铣锥的长度。完成开窗后，如果发现窗口有挂卡现象，可高速轻压修窗，直至无挂阻现象起钻。整个过程中钻井液上返速度均应大于0.6m/s，否则磨铣套管过程中铁屑不易携带出来（∮139.7mm5的油层套管）。完成开窗后，一般要起钻换钻头通井检查窗口质量，并沿窗口钻出20—30米新井眼（试钻），一切正常方可起钻进行定向施工。3、井眼轨迹监控井眼轨迹监控采用的主要仪器有：有线随钻测量系统、无线随钻测量系统（MWD）、EMS电子测量系统、陀螺测量系统。井眼轨迹控制因井段不同而采取不同的钻具、钻进方式等，各井段的钻井参数为：钻压10一50KN，泵压10—16Mpa，排量8一10L／s。(1)造斜、增斜段井眼轨迹控制钻具组合：钻头十单弯动力钻具十定向接头十无磁钻铤十钻杆。钻进方式：滑动钻进。监测方式：为了避免磁干扰，一般采用陀螺测量系统进行定向施工，条件不具备时，也可以采用有线随钻测量系统或MWD进行定向作业和稳斜段的监测。(2)稳斜段井眼轨迹控制钻具组合：钻头十无磁钻铤十加重钻杆+钻杆）。钻进方式：转盘旋转钻进。采用上述组合，稳斜段钻进时往往达不到稳斜的效果，若裸眼段长需要多次调整井斜、方位。辽河油田钻井一公司设计、加工的近钻头扶正器稳斜效果很好。国内其他油田如胜利、江苏、中原则多采用上述组合6表1、江苏油田套管开窗侧钻井主要技术指标技术指标指标井号原井眼尺寸备注最大开窗深度m2350周侧8∮139.7mm最大完钻垂深m3400安丰侧3∮139.7mm最大完钻井深m3580安丰侧1∮139.7mm最大井斜角°46富侧3∮139.7mm最大井底位移m650兴侧8∮139.7mm最大裸眼长度m830周侧8∮139.7mm四、钻井液及完井液1、钻井液与完井液的特点由于小井眼钻井环空间隙小，钻井液在环空呈紊流状态，环空阻力大，环空压耗增加，使泵压升高，排量受到限制，因此对钻井液性能要求比较高，一般要求钻井液要具有如下性能：能够在较低的排量下清洗井底，悬浮和携带岩屑；具有较低的滤失量；良好的造壁性、较强的防塌能力；具有良好的润滑性能，较低的摩擦系数，并能防止井漏，很好地保护油气层。因此优化环空流型，调整流变参数，搞好现场维护处理是钻井液与完井液技术的关键，也是开窗侧钻井施工成败的关键。2、主要的应用体系目前，国内油田套管开窗侧钻井主要应用了三种钻井液体系：一是正电胶钻井液体系，在开窗井段采用正电胶聚合物体系提高钻井液动切比和携岩性能，进入储层后采用正电胶乳化原油聚磺体系提高钻7井液润滑性能；二是低密度油基钻井液体系，主要应用于小井眼套管开窗侧钻大斜度井欠平衡钻井中；三是最新推出的小井眼聚合醇钻井液体系，在小井眼侧钻水平井中应用，以进一步提高了钻井液的润滑性能。在油层保护方面，坚持使用较为成熟的屏蔽暂堵技术，根据侧钻井的特点，优选暂堵剂类型。五、完井技术套管开窗侧钻井完井方式主要有两种：侧钻定向井采用尾管悬挂完井；侧钻水平井采用尾管悬挂筛管顶部固井完井。1、完井技术发展现状目前常规尾管固井技术已经比较成熟，使尾管固井作业向着安全、技术易掌握、施工方便、可靠性强、固井质量好、成本更加低廉的方向发展。随着开窗侧钻技术的发展，侧钻井也大多采用尾管或尾管内管并注水泥浆完井，但是由于该技术发展时间短、侧钻尾管固井技术的特殊性，还存在许多技术难题，造成开窗侧钻尾管固井质量不高。2、主要技术难题(1)小井眼开窗侧钻尾管固井工具不配套。(2)尾管悬挂器在上层套管内座挂难度大。由于上层套管内壁磨损腐蚀严重，都有不同程度的直径变化、挤扁、椭园、或腐蚀有孔洞，给尾挂悬挂器座挂成功带来困难。(3)下尾管施工和固井注水泥作业困难；环空间隙小，循环阻力大，如果水泥浆量多，环空水泥浆液柱高，易因井漏造成水泥低返。(4)环空间隙小，不利于套管扶正器的使用。8(5)不碰压尾管固井，井下留水泥塞。在小套管内钻水泥塞不仅费时费力，而且还容易出现难以处理的复杂情况，甚至还要破坏原本就很薄弱的水泥环，影响固井质量。(6)尾管重量轻，地面判断井下困难，尾管串不宜“丢手”。内管柱双向阻流尾管固井技术和碰压式尾管固井技术，实现了在侧钻井固井时尾管内不留水泥塞,提高了侧钻井完井技术水平。3、尾管固井技术的改进(1)、碰压式尾管完井技术该工艺主要特点有：在下套管过程中，允许中途循环钻井液，采取胶塞碰压座封及脱挂，不使用转盘倒扣，适合深井及大斜度井的完井施工。悬挂器采用储能弹簧，坐封位置可任意选定。(2)倒扣工艺技术倒扣工艺过程采用先例扣后注水泥的方式，防止注水泥完成后悬挂器脱不开的严重后果。(3)循环冲洗工艺技术实现全通径不钻水泥塞尾管固井，解决了尾管固井后悬挂器喇叭口留水泥塞的问题。该工艺技术的实施以可靠的碰压作为前提条件，在碰压完成后，对管内实施憋压并高于悬挂位置循环压力3一5Mpa，缓慢上提送入管柱，当上提到管内压力下降时停止上提并立即开泵循环冲洗，此时悬挂器密封装置刚刚脱离，对回接筒以上混浆和水泥浆进行循环冲洗两周以上，从而实现了悬挂器喇叭口的全通径要求。(4)使用非离子表面活性剂进行清洗，消除在井壁和管壁上形成的9油膜，形成水湿性，保证了水泥的胶结质量；(5)配备应急接头由于尾管较短等原因，施工中有时难以判断尾管是否脱开，而反复拔插中心管易导致中心管堵塞器损坏，不能保证密封。这时可将中心管起出，用应急接头替换堵塞器重新下入，确保施工成功。(6)中心管冲洗式尾管固井工艺技术中心管冲洗式固井工艺技术的特点是：(1)采用内管循环冲洗法清除多余水泥浆，避免了风险；(2)能够达到不留水泥塞的目的；(3)固井施工不用精确计量替量，降低了固井施工的难度；(4)降低了固井施工的替浆压力，保证了施工的安全。江苏油田马侧22井、马侧13—1井及扬侧12—2井实施了尾管冲洗式尾管固井工艺技术，马侧22井是该固井工艺技术在江苏油田应用的第l口井，井深1706m，最大井斜46°，套管下深1698m，水泥浆返高1066m。∮88．9mm管串结构为：引鞋＋套管×1根＋浮箍＋短套十浮箍＋套管×l根＋球座短节十套管＋定位短节十套管串＋∮139．7mm×∮88．9mm中心管冲洗式全通径液压式尾管悬挂器＋∮73mm钻杆。整个固井施工过程顺利，达到了预期的设计要求，实现了全通径不留水泥塞的固井目的。六、套管开窗侧钻技术未来展望侧钻井技术的发展初期，仅限于套管损坏和井下落物等停产井的恢复工作，侧钻位移只有几米；随着技术的发展，大井斜、大位移侧10钻技术在现场得到应用，侧钻工具、仪器也得到研制、开发和应用；现在，大部分油田配套和完善了侧钻井技术，实现了利用侧钻井技术整体开发低产、难动用的区块油田。侧钻井技术已由单纯的使关停井复产，发展为挖掘剩余油潜力的重要手段。目前，我局已将这一技术列为今后重点攻关课题，我们相信，随着我们的科研攻关的成功，随着国际、国内的技术交流的进一步的加强，随着中短半径侧钻水平井等技术应用和实践，多