吉林油田侧钻小井眼钻井实践与分析

摘要：套管开窗侧钻小井眼工艺是实现老区剩余油有效动用的技术关键，针对伊通盆地莫里青油田伊59区块钻井工程技术难点，通过钻井参数优化、井壁稳定性分析以及固井排量优化，取得了良好的钻井效果，该实践经验为同区块侧钻小井眼施工提供有力技术指标和参考。

关键词：套管开窗侧钻；小井眼；钻井参数优化；井壁稳定性分析；固井排量优化

吉林油田莫里青油田等老油田经过多年开发，老井数量多，剩余油藏动用难度大。小井眼钻井技术降低了对钻机的要求，减少了运输量和井场占地面积，减少了钻井液与套管等材料用量，降低了废弃物处理的费用，同时小井眼钻井的能源消耗低、产生的岩屑及废弃钻井液量少，具有降低钻井投资及缓解环保压力等显著优势。目前，小井眼钻井技术在新疆玛湖、长庆苏里格区块应用效果显著。新疆玛湖区块配套形成小井眼钻井提速技术，平均钻井周期缩短23.7%，平均机械钻速提高26.91%，平均事故复杂减少20%，加快了玛湖区块产能建设节奏；长庆苏里格区块262口直井小井眼与常规井对比钻井周期缩短近5天，实现了降本增效的目的，展现老油田剩余油藏高效挖潜的良好前景。为经济、高效动用剩余油藏，吉林油田近年来实施了多口老井中侧钻小井眼作业，老井多采用直径Φ139.7mm、壁厚7.72mm或9.17mm的套管完井，因此只能选用Φ118-121mm钻头进行侧钻施工，施工过程中井眼尺寸小、环空间隙小，泵压高，固井难度大，同时经过多年开发，地层压力紊乱，井壁稳定性差，2017年至2020年施工的28口侧钻小井眼先导试验井平均钻井周期低于常规井眼钻井周期，尚未发挥出小井眼钻井技术优势。究其原因在于小井眼钻井过程中的参数优化、井壁稳定性及固井施工参数优化等问题未得到有效解决，因此需要开展吉林油田侧钻小井眼钻井实践，为同区块小井眼钻井施工提供参考。

1侧钻小井眼工程技术难点

（1）侧钻小井眼钻井参数选择难度较大。钻具内径及环空间隙小，环空视密度大、易漏失；在钻柱的旋转作用下岩屑易粘附于井壁，易发生粘卡；环空上返速度大，易破环井壁，摩阻大；钻具直径及刚度小，大钻压高转速易发生钻具扭断事故。

（2）侧钻小井眼井壁稳定性问题突出。套管侧钻井井壁稳定与老区地层压力复杂存在矛盾。套管开窗侧钻井环空间隙小，循环阻力大，以及地层亏空、调整区长时间注水、地下压力体系复杂等原因易发生水侵、井塌等复杂情况。

（3）侧钻小井眼固井质量差，难以满足生产要求。环空间隙小，排量受限，顶替效率低，水泥环薄弱且易水泥环薄弱易窜槽；环空间隙小，套管下入难度大，套管居中度差，影响固井质量；环空间隙小、压耗大，固井过程易发生漏失。

2侧钻小井眼钻具组合及钻井参数分析

现场使用的定向钻具组合为：Φ118mmPDC钻头+Φ102mm*1.5°螺杆+浮阀+定位接头+Φ102mm无磁钻铤+Φ102mm钻铤+Φ73mm加重钻杆20根+Φ73mm钻杆。当采用套管内摩阻系数0.2，裸眼段摩阻系数0.3，对上述钻具组合下不同工况条件进行摩阻分析得到：受小井眼尺寸限制，Φ73mm加重钻杆的刚度不够，以6t钻压滑动钻进时钻具会发生屈曲，5t钻压时各工况均能满足要求。因此小井眼定向施工时，底部钻具组合刚度一定程度上限制钻压，滑动钻压不宜超过5t，复合钻进时钻压不宜超过6t，否应优化调整底部钻具组合。

对上述钻具组合下不同泵压时的钻井排量进行分析可得：螺杆和MWD预计压降分别为3MPa和1.5MPa，PDC钻头水眼4*5.8mm，转盘转速35rpm，当钻井泵压为19~22MPa时，钻井排量为8~9L/s；当预测机械钻速为4m/h时，满足井眼清洁的最低排量为6.8L/s。

3侧钻小井眼井壁稳定性分析

伊通盆地伊59区块属走滑断层应力模式，即最大水平主应力＞上覆岩层压力＞最小水平主应力，伊59区块主要采用侧钻小井眼定向井实现老井重新利用，最大井斜角40°。通过建立伊59区块坍塌压力计算模型，计算得到井斜角0~40°各方位坍塌压力变化结果：井斜角10°以下时，各方位坍塌压力基本一致，坍塌压力系数系数为1.07~1.10，井斜角10~40°时，坍塌压力系数为1.10~1.19。

伊侧59-2-8井设计方位334.2°，设计井斜角29°，计算得到井底坍塌压力系数为1.16。

4固井施工参数分析

（1）固井施工排量设计

伊侧59-2-8井采用尾管固井工艺设计，悬挂器位置2245m，预计井底循环温度85℃，设计钻井排量8L/s，以Φ102mm钻铤处环空返速计算，井径按Φ123.9mm（按井径扩大率5%考虑），环空返速2.05m/s，反算施工排量10L/s；以Φ73mm钻杆环空计算，环空返速1m/s，反算施工排量5L/s。考虑施工安全，设计固井施工排量为4~6L/s。

受固井施工排量限制，尽量设计前置液达到紊流状态，经过流态模拟，前置液达到紊流状态应不低于5.2L/s。

（2）扶正器设计

小井眼套管下入时，选择半刚性扶正器，套管扶正效果好，循环空间大，可有效提高顶替效率，油层段间隔10m安装1个扶正器，非油层段间隔20m安装1个扶正器，模拟居中度为75%，满足设计要求。

（3）固井施工压力与压稳设计

设计1.05g/cm3冲洗液300m，1.34g/cm3冲洗隔离液200m，后依次以8L/s注入1.88g/cm3领浆1.0m3，1.9g/cm3尾浆2.3m3，依次泵入压塞液1m3、钻井液1.51m3、后隔离液2.44m3，最后5.5m3钻井液以5.2L/s排量顶替。预计井口最大压力14MPa，注替过程中开窗点（2345m）和井底（2769m）最大当量密度分别为1.69g/cm3和1.73g/cm3，低于地层当量破裂压力密度，不会发生井漏。裸眼段顶替效率75%~80%之间。

水泥浆液柱压力（含失重状态）介于孔隙压力和破裂压力之间，不会发生井漏或油气侵。

5现场应用与验证

伊侧59-2-8井原井眼为二开井身结构，油层套管尺寸为Φ139.7mm，采用陀螺定向+复合铣锥套管开窗侧钻工艺，开窗点2345m，侧钻井眼采用Φ118mm钻头钻进，1.5°单弯螺杆造斜，造斜至26°稳斜，完钻井深2795m；聚合物钻井液体系，钻井液密度1.25~1.33g/cm3。侧钻钻井周期12.1天，完井周期3.04天。

钻前设计推荐排量8-9L/s，预计泵压19-23MPa，复合钻进钻压不超过6t，实钻钻井排量8L/s,钻井泵压18MPa，钻压控制在6t以内，与钻前计算结果一致，全井无事故复杂，钻具组合及施工参数满足定向设计要求，通过现场施工结果验证了设计的合理性与正确性。

根据坍塌压力分析模型，伊侧59-2-8井钻井液密度应不低于1.16g/cm3，实际使用钻井液密度1.25~1.33g/cm3，全井未发生严重井壁垮塌或井漏，平均井径扩大率6%，使用密度满足防塌要求。

伊侧59-2-8井采用半刚式扶正器，油层段间隔10m安装扶正器，用Φ73mm钻杆送入整个95.25mm尾管串，下套管作业顺利；固井施工过程中，以5.2L/s作为顶替排量，井口最大压力15MPa，整个固井施工未发生井漏，侧钻井眼固井质量合格，通过现场施工结果验证了设计的合理性与正确性。

6结论与建议

（1）吉林油田通过小井眼钻井配套技术研究与现场实际，基本形成适应吉林油田经济开发需求的小井眼钻井配套工艺技术系列，通过在参数优化、井壁稳定性及固井施工参数优化等方面进行现场实际，取得良好应用效果。

（1）优选Φ118mm井眼钻井排量为8-9L/s，小井眼钻具尺寸有限，刚度不足，大钻压时（超过6t）易发生屈曲。

（2）根据伊59区块坍塌压力预测模型，伊侧59-2-8井钻井液密度应不低于1.16g/cm3，实钻使用密度满足防塌要求。

（3）半刚式扶正器套管扶正效果好，优选5L/s作为顶替排量，可实现较好的顶替效率，均有利于提高固井质量。

参考文献

[1]陈庭根,管志川.钻井工程理论与技术[M].东营:石油大学出版社,2000,6:145-165.

[2]马邦.小井眼开窗侧钻井固井工艺技术探讨[J].化工管理,2020(11):191-192.

作者简介：赵云飞，1980年生，现为吉林油田钻井工艺研究院高级工程师；主要从事主要从事钻井工程设计编写及钻井相关技术研究工作。