小井眼套管开窗侧钻水平井技术在苏里格气田中的应用

30一、气田应用小井眼开窗侧钻水
平井存在的问题
（1）开窗时效差或开窗失败。

（2）环空间隙小，钻井速度慢，石千峰地层易漏失。

（3）钻具柔性强，滑动效率低，螺杆寿命短。

（4）井控风险高。

（5）压裂改造成本高。

二、小井眼套管开窗侧钻水平井技术对策
1.提高开窗效率
（1）优选开窗侧钻方式。

套管开窗侧钻的主要方式有两种，一种是段铣开窗，一种是采用斜向器开窗。

采用斜向器开窗不仅能保护原井眼，而且侧钻后窗口处井壁稳定性好，因此φ139.7mm 套管斜向器开窗优于段铣开窗。

斜向器开窗分为一体式斜向器和分体式两种。

一体式可以采用MWD测量，坐斜向器和开窗一次性完成，但是存在开泵提前坐封或者坐封失败的现象。

分体式主要是通过陀螺或有线测量，安置好工具面后再投球憋压坐封斜向器，起钻下开窗铣锥。

尽管分体式斜向器坐封成功率高，但是从施工工序来讲，分体式起下钻程序复杂，周期长，采用陀螺测量成本高，因此建议在开窗侧钻井段井斜大于4°，采用一体式斜向器开窗工具加无线随钻的开窗方式。

（2）优化斜向器坐封措施。

①下斜向器前，首先采用φ121.00mm通径规+φ104.80mm钻铤×1根+φ73.00mm 钻杆通井，通井要过窗口以下20m。

在开窗处反复上下活动钻具，充分循环，将井下杂物清洗干净，消除套管壁残余水泥对固定斜向器的影响。

对通井遇阻井段，采用胀管技术或用铣锥进行扩孔到要求尺寸，保证斜向器顺利下入和坐封；②检查斜向器卡瓦是否松动，一体式斜向器连接销钉是否上紧，导管是否畅通，连接到位；③检查定向接头，确保仪器坐键后，鞋口引鞋管槽的方向就是弯接头定向接头键的方向，斜向器的斜面方向与定向接头的键相对位置要量准，绘有草图；④送入钻具要用φ48mm 的通径规通内径；⑤下导斜器过程中要操作平稳，控制下钻速度，遇阻不超过
30 kN，钻具不能转动，中途和坐封前不
要循环钻井液；⑥ 陀螺测量要考虑陀螺
的漂移量，坐键3次以上，测量数据大致
相同，调整斜向器斜面至设计方位；⑦
若憋压达不到设计压力，检查泵和管汇
是否刺漏，判断投球是否到位。

（3）开窗修窗。

开窗和修窗是老井
开窗侧钻的一个关键环节，开窗前0.5m
和修窗采用小钻压5～10 kN，中期钻压
10～15kN，修窗要反复进行直到钻具上
提拉力小于5kN，否则起下钻过窗口遇
阻严重或破坏窗口。

2.优化钻具组合，匹配合理钻井参
数
小井眼钻进由于间隙小、上下活
动钻具压力激动大，易造成井漏，钻具
接触面积大容易卡钻。

因此，尽量简
化钻具结构，减少钻具与井壁接触面
积。

①斜井段采用特殊扣φ73mm无磁
承压钻杆，增大内径为φ57mm，扣型
H-90，使用φ38mmMWD；②水平段
使用φ104.80mm的无磁钻铤(水眼扩到
φ57mm)，试验螺杆不带扶正器，螺杆
后面不加钻具 稳定器的稳斜效果；③尽
量选择大尺寸水眼的钻具，提升排量，
适当控制钻时，避免钻时过快砂子上返
困难，蹩泵发生卡钻现象，提升水平井
钻时快的携砂能力。

小井眼下钻遇阻划
眼比较困难，下钻遇阻要先循环一周再
进行划眼，注意泵压变化，采取划眼循
环间隔进行，建议不要一直划到底再循
环，保证井眼畅通。

3.优化井身剖面，提高滑动效率，
水平段设计合理
由于丛式定向井每口井位移大小
不一样，选择的造斜点、最大井斜角、
剖面类型等千差万别，所以开窗侧钻水
平井的靶前距变化多端，剖面应该根
据螺杆造斜能力进行设计。

实际现场
施工中，由于钻具柔性强，摩阻大，
加上PDC钻头工具面稳定性差，井斜
在30°左右范围内，1.25°单弯螺杆
的实际造斜率大约为理论值的60%左
右，(8°～11°)/30m，30°后造斜率基
本接近 理论值为15°/30m左右，1.5°
单弯螺杆的造斜率大于理论设计值为
(20°～26°)/30m。

设计时造斜率选择在
(9°～11°)/30m 为宜，尽量缩短斜井段
长度，推荐使用1.25°单弯螺杆施工，
提高滑动效率，控制局部全角变化率。

水平段长度分析，管内摩擦系数取0.2，
管外摩擦系数取0.3，通过水平井软件
进行小钻具摩阻扭矩分析，钻井液密度
为1.26g/cm3，钻头钻压为4t，水平段长
561m钻具组合在滑动钻进时出现正弦弯
曲，水平段长633m钻具组合在滑动钻进
时出现螺旋弯曲。

4.强化井控意识
φ108mm井眼总容积11.05m3/km，
裸眼液柱高度90.6m/m3，钻具内液柱高
度为147m/m3，由于小井眼井筒总容积
小，单位容积下井筒高度变化快，为便
于在起下钻时及时发现溢流，建议使
用专用罐测量返出和灌入钻井液量或使
用自动液流报警装置进行监测，采用双
人坐岗。

φ139.7mm套管相当于技术套
管，通井后要认真对φ139.7mm套管按
规定试压，为井控做好前期准备工作，
试压不合格要进行补救，直至试压合格
后才能进行下步作业。

三、结语
小井眼套管开窗侧钻水平井钻井成
本较钻相同井深水平井大致节约钻井成
本60%以上，加上钻前带压作业捞节流
器，压裂改造成本，较新建 水平井成本
可以降低30%以上，必将会成效益开发
背景下为苏里格气田稳产接替及提高整
体采收率的主要技术，具有良好的推广
应用前景。

参考文献：
[1]张文龙.φ139.7mm套管开窗侧钻存在的问题及
对策[J].石油地质与工程.2017,12（7）:15-18.
小井眼套管开窗侧钻水平井技术
在苏里格气田中的应用
樊大伟 中国石油渤海钻探工程有限公司苏里格分公司
【摘　要】苏里格气田是一个典型的“低压、低渗、低丰 度”三低气藏，通过水平井技术开发已经成为提高气田收率的主导技术，而由于单井控制储量低，产量递减快。

苏里格气田的开发，大部分区块已经进入稳产中期阶段，部分井由于水淹，套管破损变形而停产，部分井由于产能衰竭，处于间开或关井状态，给气田的稳产能力提出了极大的考验。

当前效益开发背景下，通过对老井进行开窗侧钻并优选侧钻方式无疑是一种非常有效的方式。

基于此，本文在分析了小井眼开窗侧钻水平井存在的问题基础上，从开窗方式选择、钻具柔性分析、螺杆选择使用、气体欠平衡适应性分析、完井改造合理性分析等方面提出了提高小井眼套管开窗侧钻水平井技术的技术措施。

【关键词】小井眼套管开窗侧钻；水平井钻井；苏里格气田。