套管开窗侧钻水平井技术研究(7)

2．合理的钻井液体系是安全施工的重要保障。原油含量应控制在8-10%，薄而致密的泥饼质量对提高钻井液的润滑防卡能力尤为重要。现场应用表明：SMP、LV-CMC、聚合醇、沥青等处理剂共同存在时，协同效果较好。对于沙一盐防塌钻井液密度也至关重要。 3．选择性能良好的尾管悬挂器，优选水泥浆配方，能保证固井施工安全及固井质量。 4．侧钻水平井是一项系统工程，施工中各个环节的把关与各施工方的协作配合，以及设备配套齐全缺一不可。 5．精细油藏描述是水平井设计的基础。 现场使用井例 濮6-侧平65井 1、概况 濮6-侧平65井是中原油田第一口侧钻小井眼水平井。在该井的施工中，存在着无施工经验，钻具造斜率难以控制，地层不确定因素多，目的层易漏失，钻井液体系及性能难以调节等诸多困难。通过对开窗侧钻、井眼轨迹、钻井液等各个关键环节的控制，顺利完成了施工任务，并达到设计要求。 在实钻施工中，钻至A点2844m后，甲方根据录井结果和地质需要修改了原地质设计，填井侧钻后，钻至2835m，又第二次修改设计，具体情况见表1，表1 中A、B两靶均为矩形靶，垂向移动小于1m，左右移动小于5m。 表1 靶心设计修正情况 A靶 B靶 修正设计 垂深 水平位移 方位 垂深 水平位移 (m) (m) (°) (m) (m) 原设计 2752.33 168.86 66.77 2755.33 233.86 补充设计1 2751.33 196.76 70.09 2754.33 233.09 补充设计2 钻至2835m，甲方要求以目前井斜稳斜钻进完钻 方位 (°) 66.92 70.71 该井于2004年4月20日开窗侧钻，2004年6月20日完井，钻井周期51.33d，建井周期67.67d，平均机械钻速1.50m/h，裸眼进尺690.00m，完钻井深2955m，水平位移277.43m，最大井斜82.5°，达到了地质设计要求。 2 、 开窗侧钻 开窗侧钻的关键是首先要根据固井数据确定合理的开窗侧钻位臵；其次是要选择合适的开窗工具，包括斜向器和铣锥；然后实施开窗和修窗作业。 （1）窗口的确定。根据原井眼固井质量，套管串结构，地层稳定性等情况资料调研，结合井身剖面设计综合考虑，确定窗口位臵为2503m。 （2）斜向器的选择。考虑到侧钻水平井起下钻频繁，对斜向器的固定较为严格，决定采用地锚式斜向器，用水泥固定。斜向器结构参数为：外径116mm，长度2.86m，斜面长2.04m，锥度3.3°，地锚长15.86m。 （3）铣锥的选择。为加快施工进程，采用ZJX-118×210钻铰式复合铣锥。该铣锥操作简单，一趟钻可完成开窗、修窗等全套开窗工艺，节约起下钻时间。 （4）开窗与修窗。斜向器按预定位臵、方位固定好后，下入钻具组合： Ф118mm复合铣锥+Ф105mmDc×2根+Ф89mmHWDP×9根+Ф73mmDP。 磨铣参数：钻压0~20KN，转速50~60r/min，排量8L/s。开窗过程中，每钻进20~30cm，上提钻具一次，边开窗边修窗，控制修窗速度每1cm约40min，开修窗完毕，铣进地层2m左右，上提下放钻具无阻卡，确保窗口畅通后起钻，开窗作业结束。 3、 井眼轨迹控制 3.1 脱离老井眼井段（2507~2533m） 为尽快脱离老井眼，减少磁性干忧，采用稳斜钻具复合钻进。稳斜钻进钻具结构为：Ф118mmYA517钻头+Ф95mm直螺杆+Ф105mmDc×2根+Ф89mmHWDP×9根+Ф73mmDP。钻压20-30KN，转盘转速60r/min。至2533m，井斜1.4°，方位37.5°，夹壁墙厚度约为2m，有线随钻可以有效工作，起钻换定向钻具组合。 3.2 第1增斜段（2533.0-2685.91m） （1） 定向钻进段（2533-2603.94m） 钻具组合为：Ф118mmYA517钻头+Ф95mm单弯螺杆(1.5°)+Ф89mm无磁承压钻杆（NDP）×1根+Ф89mmHWDP×15根+Ф73mmDP。 由于定向点方位与设计方位不一致，井斜较小，因此，起始定向采用磁性工具面模式，边增斜边增方位，测量井斜达4°后，换为高边工具面模式钻进全力增斜。钻井参数：钻压30~40KN，排量8L/s，泵压20Mpa。钻至2603.94m，井斜22.5°，方位43.5°，平均增斜率为29.74°/100m，方位变化率为8.45°/100m。 (2)旋转钻进段（2603.94-2633.0m）。 将钻头更换为Ф118mmGP545 PDC钻头，钻具结构不变。钻井参数：钻压20-30KN，转盘转速60r/min，排量8L/s，泵压24Mpa。复合钻进至井深2633.0m时，井斜为20.1°，方位为43°，方位基本未动，平均降斜率为8.26°/100m。 （3）滑动钻进（2633-2685.91m）。锁定转盘滑动钻进，钻井参数：钻压10~20KN，泵压24Mpa，高边工具面40°左右边增斜边增方位，井斜增至32.7°，方位60.5°，平均增斜率23.81°/100m，扭方位率33.07°/100m。由于PDC钻头工具面摆动困难，短起下清砂后效果不佳，决定起钻换单牙轮钻头，第1增斜段结束。 3.2 第2增斜段（2685.91-2772.94m） 该井段设计造斜率33°/100m，是水平井井眼轨迹调整段。所用钻具组合：Ф118mmYC517钻头+Ф95mm单扶单弯螺杆(1.5°，扶正器外径Ф114mm)+Ф89mm NDP×1根+Ф89mmXPDP×18根+Ф89mmHWDP×15根+Ф73mmDP。钻井方式是旋转钻进与滑动钻进相结合，定向时钻压30~50KN，泵压25Mpa，导向钻进时钻压20-30KN，泵压23Mpa，转盘转速60r/min。为减少摩阻，混原油5m，井下情况正常。至2772.92m，井斜增至63.9°，方位69.5°，平均增斜率35.85°/100m，方位变化率10.34°/100m。第2增斜段结束，3井眼轨迹线逐渐与设计线相吻合。 3.3 第3增斜段（2772.94-2844m） 该井段是着陆控制的关键井段，设计造斜率30°/100m，根据前2个增斜段施工效果，采用如下钻具组合： Ф118mmYC517钻头+Ф95mm单弯螺杆(1.5°)+Ф89mmNDP×1根+Ф89mmXPDP×27根+Ф89mmHWDP×15根+Ф73mmDP。轨迹控制可分为2个阶段。 （1）定向造斜井段（2772.94-2824.23m）。钻井参数：钻压40KN，泵压25Mpa，排量8L/s，高边工具面在345°左右钻进，井斜增至81.2°，方位66°，平均增斜率为33.73°/100m，减方位率6.82°/100m。 （2） 旋转钻进着陆井段（2824.23-2844m）。由于定向 造斜段造斜率过高，2824.23m时，垂深为2746.92m，经预测复合钻进稳斜可中靶。 钻井参数：钻压20-30KN，转盘转速60r/min，泵压24Mpa。至2844m，井斜 82.5°，方位65°，垂深2751.7m，靶心距上0.6m，右1.6m，根据设计要求，顺利中A 靶，但录井未见油层，根据录井结果和地质需要，甲方决定填井重钻。 3.4 填井后轨迹控制 补充设计要求在井深2600m侧钻重钻，A、B靶的要求见表1中补充设计2。 （1）侧钻。扫水泥面至2606m，水泥塞承静压15KN，可满足侧钻需要。下入钻具组合：Ф118mmYC517钻头+Ф95mm单扶单弯螺杆(1.5°)+Ф89mmNDP×1根+Ф73mmXPDP×18根+