小井眼套管开窗侧钻技术

①139・7mm套管开窗侧钻技
术
2016年2月18日
一. 前言
二. ①139.7mmSf管开窗侧钻的难点
三. 套管开窗侧钻井的前期准备
四. 套管开窗技术
五. 井眼轨迹控制技术
六. 钻头的优选
七. 小井眼的泥浆技术
八. 小井眼的井控技术
九. 小井眼完井技术
十. 安全钻井措施
几点认识
一. 前言
①139.7mm套管开窗侧钻是在油田开发后期，利用老井上部较好套管进行开窗侧钻的一种钻井工艺，它具有钻井费用低，恢复产能快。

随着小井眼侧钻井在油田开发中的应用，侧钻井钻井过程中暴露出的问题也在增多，主要是机械钻速低、周期长、事故多、固井质量差。

主要原因是小井眼微间隙钻井技术和工具不配套，大部分是米用常规钻井技术来打小井眼微间隙井，根据①139.7mm套管开窗侧钻的特点，通过几口井的钻井实践，对套管开窗侧钻进行了一些技术探讨。

二. ①139.7mm套管开窗侧钻井的难点
1. 井眼轨迹复杂，控制较难。

2. 小井眼与钻具的环空间隙小，施工泵压高，对设备承压要求高；
3. 环空压耗大，易井漏；下钻速度过快，钻具内容易返喷泥浆，若有油气，钻具内易井喷；钻进中环空返砂不太好，当钻时快时，易蹩泵造成井漏；起钻时，易抽吸诱发井喷；固井下入①104 mm套管，环空间隙更小，环空压耗更局，易井漏或蹩泵，下套管易卡钻。

4. 钻井从开窗开始，大部分在油层井段，对井控要求高，溢流量不超过 1 方，与大井眼井控有所不同，钻具内比环空更易井喷。

5. 对泥浆性能要求高，保证泥浆具有良好的携砂性、悬浮性、润滑性，固相含量低，触变性好。

6. 井下安全是开窗侧钻井的重点，一切工作要围绕复杂和事故的预防进行。

若出事故，因钻具接头外径为105mm打捞工具较少，处理事故难度大。

7. 井眼前期准备工作的好坏，对后期施工方案影响较大。

三. 套管开窗侧钻井的前期准备
一、技术准备
1. 在接到套管开窗侧钻井施工通知单后，必须对原井和其邻井进行调研, 需要调研的资料有：完钻日期、地质简介、井身结构、钻井液、钻时、井径、井斜、套管数据、固井质量、复杂情况、井下事故、原井大修情况、原井井口、井筒现况、有无落物及周围注水井情况，老井井身结构和新井施工要求
等。

对壁厚是10.54mm的套管要注明，它直接影响开窗侧钻工具的准备。

2、根据井况、技术状况以及经济性，综合考虑开窗侧钻井的整体施工方案，作好侧钻井的技术方案论证工作。

对有一定难度的井，及时向采油厂协商解决方案，降低施工难度。

3 、为保证钻机正常运行，及时与采油厂作好侧钻井的交接工作，交接内容包括侧钻井的井筒封堵、套管试压、通径和测陀螺工作。

二、工具、仪器和钻具准备
1. ①73mm占杆内径必须一致，能通过①48mm勺通径规，防止仪器和工具阻卡。

2. 钻铤、无磁钻铤、稳定器及配合接头须经探伤检查合格方可使用。

3. 侧钻井特殊钻具、工具配套（适用内径大于①121mnO上的套管）
①118mm< 2m通径规1根
①118mnS【J刀钻头1只
①118m博牙轮钻头1只
① 118mmPDC 头1只
①114mm斗向器1套
①118mm占较式铳锥1只
① 95mm0.75、1 、1.25、1.5单弯螺杆各1根
①104.8mm无磁钻铤或①89mnft磁承压钻杆 1 根
①76mn^钻杆 1 根
①89mm^制加重钻杆10 根
①104.8mm占铤 2 根
4 105mmfe向直接头 1 只
4 105mn©压凡尔(210X 211) 1 只
①73mm＜占杆卡瓦 1 只
安全卡瓦 2 付
①76mn^钻杆下旋塞 1 只
150吨x 3m单臂吊环DH-150T 1 付
①73mm＜占杆吊卡*150吨 3 只
①117mm①115mm急定器按需
KKQ-114水力式扩孔器
备注：对于10.54mm的套管，通径规和铳锥①115mm斜向器①110-112mm, 钻头① 114-114.3mmo
4. 开窗侧钻井主要测量仪器
a①36mm!力单点照相测斜仪
b①36mm!力或电子多点照相测斜仪
c①36mmW线随钻测量仪
d①36mm它螺测量仪
三. 设备及其它
4 139.7mm套管开窗侧钻及大修井使用XJ650、XJ750钻机较合适，占地面积少，要求提升速度可控，提升负荷在120-150吨；泥浆泵3NB-500,缸套①100-110mm排量在6-12公升/秒，承压35Mpa,可以满足修井挤堵和开
窗侧钻要求；钻机底座应能安装2FZ18-35双闸板；转盘要求转速可调，一般在30-120转/分，有扭矩仪；循环系统可进行加重、能单独配8-10方的泥浆，配备离心机及大于120目的震动筛，尽量减少泥浆罐数量，一般为2个罐；水龙头冲管耐压应满足35 Mpa的正常施工；高压管汇及水龙带要求耐压
50MPa。

对施工队伍技术素质要求高，要具有修井作业和钻复杂井的能力，侧钻队伍尽量固定。

四. 井筒准备
1. 通井钻具组合：①118mm刮刀+①73mm钻杆。

通套管内径的原则：通径规直
径大于斜向器2~3mm,长度不小于斜向器长度，一般为①118mmX 2m 通径规+①73mm钻杆
2. 技术要求：刮刀通井深度应通至预定开窗点以下50m ;通径规通套管内径通至预定的斜向器位置以下10-20m，由于通径规与井筒间隙小，下钻时必须控制速度，分段下钻，遇阻加压不得超过20KN。

充分循环洗井确保井内无原油和其杂质。

3. 若遇套管变形，可下入①118mm£合铳锥修复套管或进行涨套管作业。

4. 下封隔器至预定开窗点以下30-50m处，对套管试压，根据井况决定井口压力
值，一般试压15MPa , 30分钟压降＜0.5MPa为合格。

否则，必须找出漏失点进行封堵。

5. 陀螺测斜，校对老井眼井斜数据。

6. 挤封油水井射孔段及套漏处，并形成开窗点以下30m水泥塞，以便固斜向
器。

以上1-6项一般由采油厂进行施工。

以下为井队正常施工。

1. 安装井口装置并按标准进行试压。

采用合适高度的①139.7 mm升高短节（壁厚最大为9.17mm，内径大于121.36mm）,按标准安装2FZ18-35封井器及节流管汇，封井器芯子应为①73 mm 芯子（下套管前一付换成①101.6mm芯子，以备全井下①101.6mm的套管）。

下入①139.7 mm试压胶塞+①73 mm钻杆1根，关封井器，用试压车按井控标准要求试压合格，并通过公司开钻前验收。

2. 下①118mnfiJ刀通井。

对套管进行试压。

四. 套管开窗技术
一. 开窗点的选择
1. 主要是套管开窗部位以上的套管要完好，应无变形、漏失、穿孔破裂等
现象。

2. 尽量避开盐层、漏层处、套管节箍处开窗。

3. 对壁厚10.54mm套管或TP130TTW管选用工具应区别对待，所有入井
工具外径应小于115mm
4. 考虑完井电测的难度，最大井斜在40以内较好，井斜较大时，用钻具输
送测井。

5. 在满足地质要求的前提下，裸眼段尽量缩短。

井眼轨迹一般采用直
-增-稳三段制剖面类型，保证井眼轨迹圆滑。

6. 开窗井段固井质量较好，井径较小，地层较稳定。

7. 开窗点要选在小于井斜8以内，便于扭方位。

否则，扭方位难度大，钻
进后期井下摩阻大，施工困难。

二. 斜向器的选择
1. 斜向器的选择及及类型
由于斜向器结构不同，其固定方法不同，有水泥固定法和卡瓦固定法两种。

对P110高钢级的套管，采用水泥固定斜向器或座底卡瓦式斜向器较好；低钢级套管可采用卡瓦式斜向器。

套管开窗常用的斜向器有地锚式、液压卡瓦式、机械一体式等类型。

水泥固定斜向器主要是地锚式，卡瓦式斜向器包括液压卡瓦式、机械一体式。

地锚式斜向器只能用地锚支撑座于坚硬的水泥面上，施工风险大，开窗周期长，若在下钻过程中迂阻，易剪断销钉，被迫改变开窗位置。

液压卡瓦式斜向器可座底或悬空座挂，无注水泥的风险，对井斜大或钻具内不干净，钢球无法落到位置，可能造成悬挂失败。

机械一体式斜向器必须悬空座挂，下斜向器开窗一次完成，开窗作业时间短，一体式开窗工具比地锚式斜向器开窗节约4-5天，对于硬地层、厚壁套管、特殊套管等套管开窗独具优越性，但定向性差。

2. 常用开窗工具规格（对中139.7 mm套管，内径小于121.36mm）
三. 下入导斜器前准备工作
1、斜向器入井前的检查：
地锚式斜向器检查销钉是否完好；
液压卡瓦式斜向器检查卡瓦和扶正环上螺钉是否紧固，送入管与斜铁反扣是否松动，若松动要及时拧紧；
机械一体式检查座封装置是否灵活牢靠，导斜器整体不得弯曲。

2、泥浆泵、地面管汇及钻具确保试压25Mpa无刺漏。

3、对送入钻杆必须用①48mnti勺通径规逐根通径，满足以后施工要求。

4 、下①118mim^ 2mr@径规通套管内径。

四. 下斜向器的钻具组合
液压卡瓦式斜向器：①114mn＜压卡瓦式导斜器+定向接头+①73mm占杆地锚式
斜向器：地锚(10s20n) +导斜器总成+定向接头+①73mm占杆机械一体式斜向
器：导斜器总成+ ①73mni口重钻杆X 6-10根+①73mm占杆
斜向器入井后应控制下钻速度，迂阻卡不超过2吨，防止猛顿、猛刹，特别
是机械一体式斜向器，井口操作一定要平稳，上提钻具不得超过0.5m。

五. 斜向器固定技术
1. 地锚式斜向器施工工艺
地锚式斜向器是采用报废的油管或钻杆作为地锚，然后在地锚上焊一些带导角的铁块。

将斜向器下到预定位置定向后，固井候凝48小时后扫水泥面进行开窗。

施工程序：
(1) 下地锚式斜向器+定向直接头+①73mm占杆，陀螺定向后，锁住转盘，接方钻杆注水泥后，下压80-120KN剪断导斜器和送斜器连接销钉，并上提10米洗井，将多余水泥洗出，起钻候凝48h。

(2) 下入由118mn#U刀钻头扫水泥面。

(3) 下复合铳锥开窗。

2 .液压式导斜器施工要点
(1) 液压式导斜器在未固定时，严禁中途循环。

(2) 按设计要求导斜面器下到预定位置，使用陀螺仪调整好斜面方位，锁住
转盘，接方钻杆蹩压、坐封，固定导斜器必须用清水憋压，钻杆内无杂物, 投球憋
压达到22-25Mpa,泵压达到规定压力，不能转动钻具，达到要求后，稳压5分
钟，反复3次，座封后再憋压7Mpa,上提送入钻杆使下部处于不受压状态，正转25圈退扣，缓慢上提，若泵压下降方可起出送斜杆。

否则放回原位置重新退扣。

(3) 下复合铳锥开窗。

3. 一体式开窗工具施工工艺
机械一体式开窗工具成功实现了一趟钻完成工具的定向、座挂、开窗、修窗
及钻领眼等多项作业，从而大大简化了开窗工艺。

(1)、工作原理：其结构主要由铳锥、导向器、地锚总成组成三位一体的组合式开窗工具。

当组合式开窗工具下到一定井深之后，利用机械换向原理上提钻具1.2米，在扶正器弹簧力的作用下，推动卡瓦片上行，产生一定的外挤力，而后下放钻具加压，使卡瓦牙嵌入套管内壁，从而使铳锥剪断联接螺拴完成悬挂工作，然后进行开窗作业。

图1座封装置图
(2)施工要点
机械一体式斜向器下钻到预计开窗点后，上提钻具0.5m以上，使止推
块进入长轨道，缓慢下放钻具，止推块到达长轨道顶端推动锁紧装置张开，使卡瓦牙紧紧撑在套管内壁，继续下压钻具加压至120-160KN,剪断销钉后，轻转3〜5圈无蹩劲后就可进行开窗作业。

六. 套管开窗技术
1. 开窗钻具组合：
①118mnfe合铳锥+①105mm占铤X 2根+①89mni口重钻杆6-10根+①73mm
钻杆
2. 磨铳参数及要求
A、复合铳锥下到井底，先下压80KN看斜向器是否座牢，提起后，再慢慢转动转盘，空转缓慢下放，初始磨进阶段要轻压慢转，磨出一个均匀的接触面，钻井参数：钻压0-10KN,转速30-50r/min，排量6-8L/S. 磨进0.1-0.2 米井下正常后可正式开窗作业。

B、铳锥出斜向器进行正式开窗：采用高钻压以达到快速切削的目的，钻
井参数：钻压15-30KN;转速50-65r/min，排量6-8L/S.
G铳锥快出套管进入地层时(进尺为铳锥长度)，此段应采用低钻压磨
进，钻井参数：钻压5-10KN,转速50-65r/min，排量6-8L/S。

以磨进中注意观察井下返屑情况，正常铁屑为细丝状，若出现水泥或岩屑，再磨进1米，提起钻具到窗口位置反复划眼，修整窗口，直至上提下放无阻卡为止。

一般开窗总进尺3-4米即可进入地层，开窗完毕。

F、开窗过程中始终注意转盘负荷，负荷加重应减少钻压或停转盘，防止蹩钻，造成井下钻具事故。

E、以后起下钻应注意保护窗口，进出窗口的速度要慢，防止挂坏窗口，
或造成斜向器下沉。

若窗口位置有阻卡，及时下入修窗工具进行修窗。

五. 井眼轨迹控制技术
一. 井眼剖面的优选
首先做好井眼剖面设计，套管开窗口与定向点只少留有40-50米的余地，若斜向器的斜面与设计方位不一致时，便于扭方位，不至于为了中靶，将井斜增的太大，造成施工难度加大。

小井眼剖面一般采用三段制，即直-增-稳，为了便于下步施工，一般定向时将狗腿度控制在8 /30m以内。

在开窗后，尽快脱离老井眼，形成一定的夹壁墙后，再进行定向施工。

定向井段尽量选在可钻性好，井下不复杂的地方，避开盐层和漏
层。

而实际施工中，在地层因素影响不大的情况下，小井眼井斜20以上钻进时，大部分呈降斜趋势，因此，定向中应考虑降斜因素，加强跟踪测斜，防止井眼轨迹复杂，造成完井作业困难。

二. 钻头的选择对井眼轨迹的影响
从小井眼钻井的特点及地层的岩性看，正常钻进或定向时，尽可能使用PDCM单牙轮钻头+螺杆钻具，可随时定向，又能使井径有一定的扩大率，基本能满足固井作业要求，PDC钻头可选用短保径的。

在稳斜钻进或硬地层钻进时，选用长保径的PDC占头，有利于稳斜稳方位。

三. 动力钻具的选择
1. 小井眼常用的动力钻具有§ 95mna螺杆、0.75 °、1 °、1.25 °、1.5 °、1.75单弯或单弯单扶螺杆等几种，可根据定向要求的井斜、定向井段及地层造斜率来选择。

2. 小井眼动力钻具较短，造斜效果一般都较高，单弯单扶比单弯造斜率局。

3. 在水平井、地层硬、可钻性差的井定向时，可选用1.5°、1.75 单
弯或单弯单扶螺杆钻具。

4. 中原油田使用较多的是1°、1.25°、1.5 三种单弯螺杆。

1.25 单弯使用最合适。

5. §95m谪杆压降较大，正常压降在5-6Mpa,在深井和高密度钻井液中使用时，由于环空间隙小，流动阻力大，泵压很高，因此应提高地面管汇、水龙带和泵的耐压级别，对文东或文南进行小井眼开窗侧钻时，耐压应在50MPaW上。

四. 钻具结构及钻井参数
增斜钻具结构：①118mm^占头+F115+4 73mm无磁承压钻杆（或①105mm NDC X 1 根+§ 89mm（ 6 根+① 73mn＜占杆，钻压20-40KN,转速50-60 转/ 分，排量6-10升/秒。

① 118mmPDC+95mn^杆1-1.5 单弯+ ① 105mm NDC1 根+ § 89mmffl重钻杆X6根+①73mm占杆，钻压20-40KN,转速50-60转/分，排量6-10升/ 秒。

稳斜钻具结构：①118mmPDC+95mn^杆0.75-1 单弯+①105mm NDC 1根+§ 89m湖口重钻杆X 6根+①73mm占杆，钻压20-40KN,转速50-60转/分，排量6-10升/秒。

①118mm占头+①105mm 1-3米短钻铤+F115^ 73mm^c磁承压钻杆（或① 105mm NDCX 1根+§ 89m湖口重钻杆X 6根+①73mn＜占杆，钻压20-40KN,转速50-60转/分，排量6-10升/秒。

降斜钻具结构：①118mnt占头+①95mn^杆+①105mm ND以1根+①89mm 加重钻杆X 6根+①73mm占杆，钻压20-40KN,转速50-60转/分，排量6-10 升/秒。

4 118mm占头+ § 73mn^磁承压钻杆1根+ 89m湖口重钻杆X 1根+ F115+
4 89mn^D重钻杆x 6根+（|）73mm占杆。

无论何种钻具结构，均应加强测斜工作，一般30-50米测斜一次，及时调整钻井参数和钻具结构，在满足井眼轨迹控制的前提下，尽量简化钻具结构，少下钻铤，尽量用加重钻杆代替，防止井下复杂情况的发生。

五. 井眼轨迹控制技术
开窗后，用刚性强的钻具结构，先钻进15-30米离开老井眼。

一般钻具结构：①118m博牙轮+①105mm DC2-3根+①73mm占杆。

根据井眼剖面，下入定向钻具结构：①118mmPDC+95mm螺杆1° -1.25。

单弯+①105mm NDC1根+①89m湖口重钻杆X 6根+①73mn＜占杆，钻压20-40KN,转速50-60转/分，排量6-10升/秒。

定向时，若方位与设计相差过大，应先将方位摆正，再增斜，不要边扭方位边增斜，若井斜超过10°,使用1.5°的单弯螺杆扭方位较好。

应控制钻时，搞好泥
浆润滑，每钻进30-50米测斜一次，特殊情况加密测量，用随钻定向时，中途用单点校核一次井斜数据。

做好井眼轨迹预测，避免大的狗腿度，保证井眼平滑，实践证明，①118mn#眼的造斜率一般采用6-7 /30m较好，钻进时可米取滑移钻进和复合钻进交替进行，滑移钻进过的井段应用旋转钻井的方式进行井眼修整。

以下是各种螺杆在不同情况下的使用效果：
4 95mm＜螺杆复合钻进，可用于大井斜时的降斜或直井眼的防斜中。

4 95mm0.75单弯螺杆在小井眼中复合钻进，降斜率一般4〜6° /100m; 由于
0.75 °单弯螺杆定向扭方位效果差，所以一般不用来定向和扭方位。

①95mm f单弯螺杆常用在小井眼中复合钻进，井斜角在15°左右时，
稳斜效果比较好；井斜角大于15°时，一般降斜，降斜率10°〜15° /100m。

增斜和扭方位效果较差，增斜率在3-10 ° /100m。

①95mm1.25单弯螺杆定向，一般全力扭方位时，扭方位率50〜110° /100m;全力增斜时增斜率16°〜25° /100m;复合钻进一般降斜，降斜率 3 〜5 /100m。

4 95mm1.5单弯螺杆全力扭方位时，扭方位率25°〜30° /10m;全力
增斜时增斜率2.8 〜3° /10m; § 95mm1.5单弯螺杆由于弯度大，钻头偏移量大，复合钻进时螺杆芯子受交变应力大，易断芯子，所以尽量少用1.5°以上的单弯螺杆进行复合钻进。

①95mn^杆1.75°单弯螺杆增斜率：40-50 /100m。

六. 钻头的优选
从小井眼钻井的特点及地层的岩性，我们对钻头进行了如下的选择。

在
①139.7m成管内通井用①118mmfiJ刀钻头或单牙轮钻头。

开窗后下第一只钻头时，考虑井底不一定干净，选用①118mnn|牙轮钻头。

正常钻进或定向时，选用短保径的PDC占头或单牙轮钻头+螺杆钻具进行复合钻进，可以使井径有一定的扩大率，又能定向。

稳斜钻进或在硬地层钻进时，选用长保径的PDC
钻头或单牙轮钻头。

钻井参数一般是钻压20-40KN,转速50-65转/分，排量6-10升/秒。

目前，中原油田常用的钻头有①118mmYA437YC517 YA517单牙轮钻头，① 118mm6R 1345SS、GP426L GP443L、SY0303等PDC钻头。

我公司选用的是胜利①118mm6RPDC头，在明1-侧29井沙一至沙三段，平均机械钻钻速为3.5m/h，平均井径①132mm基本满足了固井要求。

七. 小井眼的泥浆技术
一. 钻井液体系的选择
小井眼钻井钻井液性能的好坏，直接关系到井下安全，必须引起高度重视。

钻井液体系应根据不同区块和地层而定。

若有盐层，可根据盐性，采用欠饱和盐水泥浆或饱和盐水泥浆体系；对于易掉块和坍塌地层，采用KCL泥浆体系；一般地层可用正电胶泥浆体系或聚合物泥浆体系。

要求对泥浆勤维护，使泥浆具有良好的携砂性、润滑性，保持较低的固相含量，使泥浆有较好的流变性和低失水等。

二. 开窗前的泥浆准备
配6濒土浆50m3,加入钠坂土 3 t，纯碱200Kg,水化24小时后加入HV-CMC 或聚合物提粘至60-80秒，或转老浆50成提粘至60-80秒，加重至要求密度，即可进行下步施工。

三. 开窗井段的泥浆要求
在开窗期间，泥浆性能以满足带出铁屑为原则，粘度保持在60〜80秒，屈服值大于10Pa,动塑比提高到0.4Pa/mPa.s,提高钻井液的悬浮和携砂能力。

注意观察井内铁屑以及开窗口外水泥块的返出情况，防止铁屑缠绕磨铳工具或水泥块不能及时带出地面而发生井下复杂。

如不能带出铁屑，则进一步提高泥浆粘度，以满足井下需要。

开窗进地层后，起钻前，打入稠泥浆封井底，便于下螺杆钻具一次到底。

在施工过程中，使用好震动筛，振动筛筛布目数大于100目，在钻井液架空槽
放置强磁打捞器，防止铁屑或岩屑重复进入井内，引起井下复杂。

四. 裸眼井段的泥浆技术
1. 调整泥浆性能，保持适当的坂土含量，一般控制在30-40g/L ,加入LV-CMC MAN-101等降低泥浆失水量，使泥饼薄而韧。

保持适宜的钻井液动
塑比值，使钻井液携砂性能要良好，防止形成岩屑床，保证起下钻顺利。

2. 混入原油10-15哦多元聚合醇防卡剂，使钻井液泥饼粘滞系数不大于0.10,保证泥浆具有良好的润滑性，确保定向随钻安全顺利。

3. 使用好固控设备，最大限度的清除有害固相，控制低密度固相含量小于7%要求震动筛使用率100%除砂器使用率100%离心机可间断使用。

4. 控制合理的钻井液密度，保证井壁稳定的需要；按设计提前关停注水井，在进入高压水层前将密度加起来，防止地层水污染泥浆，造成井下复杂。

5. 根据井深和井温，加入SM或PSP控制HTHF^水量小于15mL保证泥浆高温稳定性。

6. 钻进过程中，用LV-CMCSL-1等聚合物配胶液维护，用LV-CM俄SL-1 干粉降低泥浆失水，加FT-1改善泥饼质量，性能达到设计要求。

7. 井斜超过45以后，为了提高了钻井液的清砂携砂能力，应采取以下技术措施。

⑴.适当提高钻井液切力，YP:8〜15Pa, Gel:1.5/3.0Pa/Pa ,适当粘度70〜95s。

⑵.每钻进一根单根，倒划一根单根长度，再上下活动循环1〜2分钟，
把井底的钻屑携带出新井眼。

⑶.每钻进50m短起下一次，破坏岩屑床，清除下井壁滤饼上粘附的钻屑。

⑷.转盘转动钻进与螺杆滑动钻进交替进行，以钻具扰动破坏岩屑床，钻
井液螺旋扰动提高岩屑返速。

⑸.打入100s高粘度的洗井液，循环1〜2周；
8. 在濮城沙二下目的层砂岩地层为易漏层位，考虑到地质录井、随钻仪
器的正常使用，侧钻时加入1.5%细目的FCR-2随钻堵漏剂，增强滤饼的致密性和强度，提高地层所能承受的正压差。

五. 堵漏工艺
小井眼中环空压耗占到总压耗75%以上，国外一些资料甚至认为占到90%,常规井环空压耗占到10兹右。

环空压耗的大幅增大使钻井液的当量密度相应大幅增加，小井眼很容易造成井漏。

在钻进中要根据地层特点及邻井资料，要及时掌握地层漏失情况。

漏速
在1nVh-8m3/h的采用随钻堵漏，加入超细钙2吟4%折棉绒1吩2%+田颗粒随钻堵漏剂3吟6%
当漏速＞8m/h可以采用：
1、采用DSR^漏技术，配4%Na坂土浆+DSR12%+4%粉+4嗾桃壳粉+5%田颗粒随钻堵漏剂。

2、采用MT俄术堵漏。

3、采用化学堵漏技术。

4、采用胶质水泥堵漏。

下入光钻杆至漏层顶部，打入堵漏剂替出钻杆后，起钻至堵漏剂顶部，关井挤堵漏剂2/3入地层，静止24h。

六. 完井作业时的泥浆技术
电测前的泥浆处理：
1、短起钻进套管，在短起下钻过程中，对遇阻段要认真划眼，保证井眼畅通，测好后效，根据后效情况调整钻井液密度。

2、可以根据短起下钻的情况，如果井下有沉砂，可用稠泥浆清砂。

3、配封闭泥浆10m左右，原浆加水适量、PSP 150-300K0固体润滑剂300Kg塑料球100Kg（或玻璃球200 kg）。

性能要求：粘度55-65秒；失水小于5毫升；切力0-1Pa;加重到原浆密度，封入井底后起钻电测。

固井前压塞液的配制：将配药罐清理干净，加水3方，加入HV-CMC25-50Kg HSHY-II 50Kg , SMP 25 kg，要求粘度达到250 秒左右。

固井时把压塞液全部替入尾管内。

八. 小井眼的井控技术
由于对小井眼的循环压耗的特点认识不足，导致小井眼开窗侧钻的井控工艺尚不完善，给安全生产带来很大隐患。

中原油田一般用中215.9mm占头钻开油气层，下入中139.7mm由层套管完井，中139.7mm套管开窗侧钻使用中118mmf占头钻开油气层，溢流量3 m3在不同井眼中液柱高度不同，具体见下表：
溢流量3帝在不同井眼中液柱高度
由上表不难看出小井眼1 m3比大井眼3 m3溢流量在井筒内的液柱高度还要高。

这就要求坐岗人员要认真观测，由原来的 3 m3以内报警变为1 m3以内报
警。

小井眼如果还以3 m3报警，井控安全系数将要降低三倍以上。

中73mm占杆内流动阻力比环空中的流动阻力小，因此在下钻过程中，钻杆
内有时返喷钻井液，当钻开油层后下钻过程中，井下污染的钻井液先进入钻杆内，把上部的原钻井液返喷出来，从而降低了钻具内的液柱压力。

因此在下钻中途要分段循环钻井液，把受污染钻井液循环出来。

否则下钻越深返喷量越大，易导致钻具内井喷。

由于小井眼井筒总容积小，在起下钻时为了便于发现溢流，要用专用罐测量
返出和灌入钻井液量，灌泥浆记量罐一般5-7方。

搬上设备通井后要认真对中139.7mm套管按规定试压，检查封堵射孔的炮眼情况和①139.7mm套管承压情况，试压不合格不允许下步施工。

补救后试压合格才能进行下步作业。

对溢流的处理与大井眼也不相同，小井眼出现溢流后，可通过提高循环排量来增加环空压耗，达到压井的目的。

九. 小井眼完井技术
一. 小井眼微间隙完井技术难点
①139.7mm油层套管开窗侧钻井，钻进时用①118mm占头，完井下入① 101.6mm或①104.8mm尾管，理论环空间隙为8.2mm-6.6mm因此，完井施工的主要难点有以下几点。

1. 由于小井眼固井环空间隙小，流动阻力大，施工泵压高，易出现压漏地层和蹩泵等事故；顶替排量受到限制，顶替效率低，环空钻井液易形成滞留带，替钻井液过程中发生窜槽，固井质量差。

2. 由于井眼全角变化率大，下套管难度大。

3. 套管重复段少，水泥浆在凝固过程中，体积收缩，固井质量难以保证，套管串试压成功率低。

二. 小井眼完井准备工作。