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开窗侧钻技术中原石油勘探局钻井工程技术研究院目录1前言2中原油田套管开窗侧钻井的特点及关键技术3深井开窗侧钻施工工序4深井侧钻设计技术5深井开窗和锻铣技术6裸眼钻进技术7小井眼钻井液技术8固井完技术技术9事故处理与预防技术1前言套管开窗侧钻技术是一种在已下套管的枯竭和事故井中，应用特殊的工具、工艺，对套管进行开窗，并侧钻出一定的距离，重新开采地下原油，从而使老井复活、老井更新，大幅度提高原油产量和采收率的技术。1.1老井开窗侧钻技术发展概况据文献报道，国外从六十年代就开始进行侧钻研究，经过三十多年的应用和发展，在侧钻方法、工艺技术、井下工具、测量工具及完井方法等方面已日臻完善，并已形成专业化的施工队伍。不仅能在侧钻井眼中完成各种曲率半径的水平井，而且能在一个井筒中侧钻出多分支井。国内不少油田在20世纪90年代都开展了套管开窗侧钻工作，并取得了较好的经济效益。中原油田独立开展套管开窗侧钻工作始于1993年，最初几年由于受侧钻井较深、地质条件复杂、工具设备不配套等因素的影响，侧钻工作进展缓慢。近年来，随着研究和实践的深入，尤其是随着中原油田“十五”后三年科技攻关会战的实施,先后完成了套管内定向开窗侧钻定向井、多靶小井眼侧钻定向井、小井眼侧钻水平井等300余口，取得了较好的经济效益。目前，中原油田的套管开窗侧钻技术已经成熟。1.2老井开窗侧钻应用范围老井开窗侧钻主要应用于：⑴油层套管腐蚀、错位或变形，无法大修的井；⑵油层套管内有落物（如油管断卡等），无法打捞的井；⑶油层正好被断层断掉，无法达到地质目的的井；⑷老井更新、为提高采收率而更换井底的井。1.3中原油田开展套管开窗侧钻工作的背景及依据1.3.1中原油田井况的需要由于受盐层“塑性流动”和地应力、矿化度等诸多因素的影响,从“八五”开始，油田井况严重恶化，目前年损坏油水井150-200口，2001年底累计发现事故井3018口，除修复和更新外，目前仍有各类事故井1438口(油井806口，气井16口，水井616口)。按类型划分：小件落物井129口，一般事故井166口，需大修落物井286口，套损井568口，套损+落物井284口，分别占事故井总数的9.0%、11.5%、19.9%、39.5%和19.7%。井况的恶化不仅破坏了注采井网，影响了增产增注措施的实施，而且还造成储量和产量损失，损失水驱控制储量4310万吨，损失水驱动用储量2870万吨。这些套损井和套损+落物井中，有相当一部分无法用常规的大修方法使其恢复生产,因此中原油田的井况决定了套管开窗侧钻技术在中原油田的巨大市场。油水井套管损坏防治技术被列为制约中原油田发展的四项瓶颈技术1.3.2开发、挖潜剩余油的需要随着注水开发的不断深入，由于中原油田严重的储层非均质性、断块小、构造复杂等不利地质因素的影响，各种增产和稳产措施有效期及措施效果逐渐变差，给开发和稳产带来了很大困难。于是，各采油厂纷纷调整开发思路、优选优化措施结构、寻求开发效益的最佳点。在分析多年开发经验的基础上，面对井况严重恶化的实际情况，提出了利用老井侧钻技术挖潜剩余油的开发思路。其主要依据有以下几点：⑴中原油田构造复杂、断层多、断块小，仍有相当多的储量现有井网无法控制。以采油五厂为例，采油五厂管辖的胡庆油田位于东濮凹陷西斜坡，断层异常发育，断块小且碎，地层难以对付。现有生产井，生产层段内单井钻遇断点平均3-5个，最小断距仅有5米，平均每平方公里发育断层3.7条，断层性质均为顺向正断层。随着注水开发的深入，对地下小断层、小构造的认识程度不断加深，发现在目前直井居多的井网条件下，某些剩余油难以挖潜。①靠主控断层构造高部位分布的无井点控制的剩余油富集区储量;②局部受小断层切割遮挡无井点控制而损失的剩余油储量;③断块面积小、储量小、不能够单独布井开发小断块。以上三类剩余油储量在构造极其复杂的中原油田具有一定的储量背景。⑵随着注水开发的深入，平面上剩余油分布比较复杂，大多呈零星分布，靠打直井难以控制。⑶储层非均质严重，层间动用差异大，中、低渗透层剩余油储量比例较大，目前动用程度低，动用难度大，老井侧钻后能有效动用中、低渗透层储量。如胡状油田平均层间渗透率级差为50-500倍，目前主力区块水井吸水厚度只有47.1%，水驱动用程度40.1%，根据小层动用状况分类评价结果，中、低层剩余油储量约占总剩余油储量的50%，储量背景较大。2中原油田套管开窗侧钻井的特点及关键技术2.1中原油田51/2″套管开窗侧钻井的特点中原油田是复杂的断块油气田，断块小，断层纵横交错，地层沉积状况复杂。中原油田的地质特点就决定了中原油田套管开窗侧钻井的特点，与国内其它油田相比，中原油田套管开窗侧钻井有以下特点：⑴绝大多数侧钻井为51/2″套管开窗侧钻井。中原油田普遍采用两种井身结构，即①φ444.5mm钻头×φ339.7mm套管+φ311.15mm钻头×φ244.5mm套管+φ215.9mm钻头×φ139.7mm套管和②φ444.5mm钻头×φ339.7mm套管+φ215.9mm钻头×φ139.7mm套管，这就决定了中原油田套管开窗侧钻以51/2″套管为主。⑵地质设计要求较高，所有的套管开窗侧钻井均有严格的方位、位移和中靶要求。近四年来，中原油田对侧钻井的靶心半径要求越来越严格（见表1），有些侧钻井甚至为双靶定向井。表11996-2004年51/2″套管开窗侧钻井靶心半径要求年份1996-19971998-19992000-20032004-设计靶心半径（m）20-3015-2010-15靶心垂向上下移动小于0.5m，靶心水平左右移动小于5.0m。备注一般要求小于20m一般要求小于20m大部分井要求小于10m侧钻水平井数量增加由于侧钻井地质设计要求较高，造成侧钻施工工序复杂，技术难度增加。如侧钻前必须对全井进行陀螺测斜，校验老井井斜数据；甩斜向器时，每口井都必须进行陀螺定向；靶心半径小，使得造斜及扭方位往往需要使用单弯外壳螺杆钻具，而使用常规的动力钻具+弯接头钻具组合则往往不能奏效。⑶套管开窗位置较深。51/2″套管开窗位置一般大于2000米，不少侧钻井的套管开窗位置大于2500米，有的侧钻井的套管开窗位置甚至深达3300米。由于侧钻位置较深，地层致密、复杂，使得定向侧钻非常困难。同时由于侧钻井较深，岩石的可钻性较差，加之地层断层纵横交错，地层自然造斜规律难以掌握，个别井还有可能钻遇岩盐层、岩膏层等，对钻井设备、钻井工艺及技术、泥浆技术等提出了更高的要求。⑷侧钻井裸眼井段较长。中原油田51/2″套管开窗侧钻井的裸眼井段一般较长，不少井的裸眼长度超过350米，有的侧钻井裸眼长度甚至达到630米。裸眼井段尤其是小井眼裸眼井段越长，钻遇层位越多，施工难度越高，越复杂。⑸由于地质条件复杂，中原油田使用的51/2″套管钢级较高（一般为N80和P110）、套管壁较厚（一般为9.17mm，个别达10.54mm）。由于套管壁较厚，套管内径小，要求工具尺寸小，工艺特殊，某些在外油田使用效果较好的工具不能完全适应中原油田的实际。2.2中原油田51/2″套管开窗侧钻技术关键51/2″开窗侧钻的关键技术主要包括：⑴侧钻选井与工程设计技术⑵井眼准备技术⑶预置斜向器与陀螺定向技术⑷开窗与修窗技术⑸裸眼钻进技术，包括钻头优选技术、钻井参数优选技术、钻井方式优选技术、轨迹控制技术等。⑹小井眼钻井液技术⑺小井眼固井与完井技术⑻事故预防与处理技术3中原油田51/2″套管开窗侧钻关键技术3.1侧钻选井与工程设计技术3.1.1侧钻选井中原油田套管开窗侧钻井地质方案设计类型大体分为以下三种类型：1)换井底恢复储量型。主要是指井况损坏严重，控制储量损失，侧钻换井底后恢复动用地质储量。2)挖掘储层剩余油型。主要是在剩余油分布状况精细研究的基础上，通过侧钻来挖掘平面、层间剩余油富集区，增加可采储量。3)挖掘构造剩余油型。主要利用老井侧钻挖潜由于断层遮挡形成的难以动用的储量及利用老井侧钻钻新的小断块。另外，准备进行侧钻的老井，上部套管应完好，侧钻后应有较好的经济效益。3.1.2工程设计3.1.2.1老井及邻井资料调研在确定侧钻井之前，应全面收集相应区块的地质资料和老井实钻资料。地质资料主要收集地层分层情况，有无断层、盐膏层、漏层、易塌层、高压层和水敏性地层。老井实钻资料应主要了解老井钻井中所遇到的主要问题和使用的钻头，所采用的泥浆体系和性能，老井测斜数据，老井固井情况以及目前的井况。除此之外还应收集老井周围其他井的有关资料（主要测斜数据）、老井开采情况（射孔位置）。3.1.2.2陀螺测斜自井口至预定侧钻点，进行陀螺测斜，校验老井井斜数据，使侧钻设计更准确。3.1.2.3确定开窗点开窗点的选择十分重要。选择开窗点时，一般应考虑以下几点：·窗口位置选择，首先应考虑尽量利用较长的老井眼，缩短侧钻周期，节约钻井成本。同时在选择窗口位置、井眼曲率等参数时，应有利于钻井、采油和井下作业。·窗口应选择在远离事故井段或套损井段以上50m左右，以利于有一定水平位移而避开老井眼。·窗口以上上部套管应完好，无变形、漏失、破裂现象，以利于侧钻工作和完井工作顺利进行，确保侧钻成功。·窗口应选择在固井质量好、井斜小的井段，尽量避开易塌、易漏、倾角较大的地层，并避开套管接箍。·对于出砂严重、窜漏和套管破裂在射孔井段或射孔井段底部的需侧钻的油水井，在开窗窗口的位置选择时，要综合考虑侧钻效果。一般为保证侧钻质量，开窗位置应选在射孔位置以上，否则应挤水泥封堵老井眼。3.1.2.4剖面优选技术剖面设计在深井侧钻中占有十分突出的位置，直接影响到钻井周期、钻井成本和井下安全。下面以侧钻水平剖面优选技术为例，介绍该技术。侧钻小井眼水平井剖面优化选择的目的是为了在满足地质要求的情况下，在现有钻井工艺、工具设备条件下尽可能使施工简化，操作安全、快速，低成本投入。通常在进行剖面优化选择时力求满足以下原则：3.1.2.4.1剖面优化遵循原则⑴满足油藏地质需要，达到地质与工程的协调统一。⑵现有工艺技术、工具设备对剖面的实现能力。⑶剖面优化有利于避免井下复杂，简化施工程序，实现安全快速作业。⑷剖面优化有利于降低钻完井施工和后期生产作业成本。3.1.2.4.2剖面优化选择过程主要内容剖面选择与优化过程由于涉及的技术方面较多而复杂，其主要涉及技术包括以下几个方面：⑴侧钻水平井类型和剖面类型选择⑵开窗侧钻造斜点的选择⑶造斜率优化选择⑷剖面摩阻分析3.1.2.4.3剖面优化选择遇到的几个实际问题⑴老井井口与设计目的层的距离、方向，很大程度上它决定了侧钻方案是否可能实施。⑵老井侧钻点附近井眼轨迹参数，重要的参数是井斜、方向、位移，不同的参数对剖面的选择优化起着很大影响，甚至有时使得方案无法实施。⑶磁性干扰对剖面轨迹控制也存在一定程度的影响。⑷复杂地层影响轨迹控制施工，不确定性对剖面的选择风险较大，有时可能造成轨迹失控填井。⑸井网密集，临近井眼防碰限制了剖面的优化选择。⑹钻井方式、完井方式、测量方式影响剖面的选择。3.1.2.4.4剖面优化选择分析在实现剖面优化过程中，首先考虑的是满足油藏地质特性。中原油田濮城油田为例，从结构上看濮城油田为断块油气田，属埋藏较深低渗砂岩油藏，地层复杂且不稳定，后期生产、作业对井眼要求实现射孔或筛管完井，因此对濮城油田侧钻水平井选择高造斜率剖面，实施短半径水平井是不现实的。濮城油田现有井井身结构决定了大多数侧钻水平井需在51/2″套管内开窗侧钻Φ118mm小井眼，较深的油藏埋藏和现有工艺、设备工具能力限制了侧钻施工的完钻深度和裸眼长度，实施侧钻长半径水平井对濮城油田不适宜；另一方面，研究和实践表明中曲率半径水平井在现阶段技术设备水平的施工中具备优势，工艺和工具使用不需要较多的特殊要求，从控制成本和技术难度角度中曲率半径水平井具有较强的适应特性，且技术代表了目前水平井先进技术水平。结合濮城油田地质特点，总结濮城油田多年实施侧钻小井眼施工经验，实施濮城油田侧钻水平井其类型和剖面应选择中短半径水平井，开窗深度在2000~2200米，裸眼长度500~700米，曲率25°~80°/100