毛立豐，李宏勛，蔣思臣

（中國石油大慶鉆探工程公司鉆井工程技術(shù)研究院，黑龍江大慶163413）

XM 油田M3 區(qū)塊區(qū)域構(gòu)造位于松遼盆地南部中央凹陷區(qū)扶新隆起帶的西北部，K1q4儲層以河道砂為主，砂體基本呈條帶狀展布，油層平均孔隙度為12.8%，平均滲透率為1.5×10-3μm2。本區(qū)屬于低孔、特低滲透儲層，M118-21-22CP 井是部署在吉林新廟油田的一口側(cè)鉆水平井，側(cè)鉆目的在于完善地下井網(wǎng)、改善注采狀況，有效降低油田開發(fā)成本費用，本井采用套管開窗方式進行側(cè)鉆。由于側(cè)鉆地層為K2qn，巖性為粉砂質(zhì)、泥巖、大段層紋狀頁巖層組成不等厚互層，偶夾粉砂巖條帶，層間膠結(jié)欠致密，水敏性強，易發(fā)生井塌或卡鉆等井下事故，鉆井風險較高。

1 井身結(jié)構(gòu)

M118-21-22CP 井為老井開窗側(cè)鉆，與M118-21-22 井同一井口，井口縱、橫坐標為（5023435.82m，21625176.9m） ；靶 點 A 坐 標 為 （5023756m，21625177m），海 拔 - 1593.8m；靶 點 B 坐 標 為（5024286m，21625177m），海拔-1619.8m；磁偏角及收斂角為-10°、0°，關(guān)鍵要點見表1。

表1 井身關(guān)鍵點數(shù)據(jù)

該井井身剖面為增—穩(wěn)—變曲率結(jié)構(gòu)，井身結(jié)構(gòu)：?117.5mm 鉆頭×（1268～2314.01m）;定向方式為導向馬達+MWD方式，造斜井段、增斜段、水平段測點距離不超過10m;井眼軌跡如圖1所示。

2 主要鉆井技術(shù)難點

（1）老井?139.7mm 套管內(nèi)首先用?118mm 銑錐開窗修窗，后使用?117.5mm 鉆頭側(cè)鉆至井深2314.01m。 裸眼長為1046.01m, 裸眼最小間隙6.25mm，小井眼環(huán)隙小,鉆進中泵壓高,容易憋漏地層;若降低排量,攜砂困難,容易造成卡鉆。

圖1 井眼軌跡示意圖

（2）開窗作業(yè)中由于?139.7mm 套管最小間隙3.36mm，小鉆具開窗側(cè)鉆，扭矩和鉆壓不好控制，磨銑開窗容易開偏造成“剝皮”現(xiàn)象,套管內(nèi)鐵屑多,容易卡[2]。

（3）造斜段中青二、三段發(fā)育大段泥巖，造漿性強，青一段層紋狀頁巖層理發(fā)育，泥砂巖互層性強，易吸水剝落，鉆進中易發(fā)生剝落掉塊、井塌、鉆具泥包及卡鉆，對鉆井液質(zhì)量提出更高要求。

（4）鉆具靠向下井壁，形成“上弦月效應”，使鉆井液在井眼截面上形成流速分布上的差異，寬間隙處泥漿返速大，窄間隙處泥漿返速小，加之巖屑受重力作用使巖屑翻轉(zhuǎn)沉向下井壁，容易形成巖屑床[3]。

（5）完井方式主要為裸眼滑套完井，完井時需要下入多級滑套（7級以上）進行壓裂改造，下入管柱結(jié)構(gòu)復雜、外徑大、剛性強，下入難度大，對井眼曲率、井眼規(guī)則度和鉆井液潤滑性提出了嚴格要求。

3 主要鉆井技術(shù)措施

（1）利用斜向器和開窗銑錐, 在設(shè)計位置將套管磨穿而形成窗口, 然后用側(cè)鉆鉆具鉆出新井眼老井[4]。大慶油田小井眼開窗側(cè)鉆水平井鉆井技術(shù)。? 139.7mm 套 管 下 入 井 段 0.00～1643.5m(0～1344.45m/J55 壁厚 7.72mm+1344.45～1643.5m/P110壁厚9.17mm)。套管開窗期間重點技術(shù)措施如下：

①選擇水泥封固質(zhì)量好井段開窗,同時避開套管接箍，原井眼的井斜角、方位角、井眼曲率均有利于側(cè)鉆,避開膨脹頁巖、礫巖、鹽巖及堅硬地層,最好在比較均質(zhì)的砂巖層,因此,本井選在1268～1271m 開窗（套管下接箍深度為1273.46m），段長3m，開窗時考慮盡量避開套管接箍，應選在完好套管的本體下部。

②下入開窗工具前首先下鉆通套管內(nèi)徑和刮壁器刮壁，清除原井眼鐵屑及油污，檢查套管無損壞、變形，確認刮壁井段套管完好后使用不低于60℃的熱水進行洗井，徹底清理套管污物。窗口設(shè)計位置下入?114.3mm 卡瓦坐封式斜向器，用陀螺儀定向后坐封，坐掛井段為1265～1268m。

③開窗工具選擇118mm 紅光銑錐下到開窗位置1268m 后，開始對 139.7mm 套管 1268～1271m 進行磨銑作業(yè)，井口導流槽內(nèi)放置磁鐵用于吸附觀察鐵屑；考慮到環(huán)空間隙小，鐵屑上返困難，開窗采用“輕壓中轉(zhuǎn)，進1退2”方式，通過控制鉆壓小于10kN，轉(zhuǎn)數(shù)70～80r/min，環(huán)空返速大于1.5m/s 等措施來消除開窗中“剝皮”現(xiàn)象及控制井底鐵屑濃度，本井一次開窗成功，用時11h成功將3m套管段銑完。

④開窗完成后，調(diào)整轉(zhuǎn)數(shù)至80～110r/min 刮劃修窗，直至下放無遇阻顯示（＜5kN），調(diào)整鉆井液性能，增大排量循環(huán)洗井，用稠泥漿清掃套管內(nèi)鐵屑。

（2）造斜及水平段鉆進（1271.00～2314.01m）。

①造斜段采用1.25°螺桿，配合117.5mmPDC 鉆頭開始造斜，鉆具組合為：?117.5mm 鉆頭+?95mm 單彎螺桿鉆具（1.25°）+?105mm 單流閥+?105mm 定向接頭+?105mm 無磁鉆鋌（MWD）+?73mm 斜坡鉆桿+?73mm 加重鉆桿×30 根+?105mm 鉆鋌×6 根+?73mm 斜坡鉆桿；為了降低下步鉆具剛性、減小剛性摩阻，進入大斜度段前進行鉆具倒裝，使加重鉆桿不進入大斜度井段。

水平段鉆具組合：?117.5mm 鉆頭+?95mm 單彎螺桿鉆具（0.75°）+?105mm 單流閥+?105mm 定向接頭+?105mm無磁鉆鋌（MWD+伽馬）+?73mm鉆桿+?73mm 加 重 鉆 桿 ×30 根 +?105mm 鉆 鋌 ×6 根 +?73mm鉆桿+89mm方鉆桿。

②造斜初期，采用MWD隨鉆測量井斜及方位，進入青一段前利用起鉆倒裝鉆具工況更換測量儀器為MWD+GR，加測自然伽馬，實現(xiàn)探油頂段及時跟蹤地層巖性變化，結(jié)合氣測錄井分析，實現(xiàn)實時地質(zhì)導向確保精準入靶。

③小井眼側(cè)鉆要求施加鉆井參數(shù)要精準，為了預防鉆具事故發(fā)生，起下鉆及鉆進中定期校準扭矩、懸重、泵壓等鉆井參數(shù)，精心操作，均勻送鉆，勤送少送，嚴控局部全角變化率，確保井眼軌跡光滑，定期倒換鉆具，避免下部鉆具疲勞破壞。

④在水平井或近水平井中，巖屑床表面的剪切力對巖屑運移起到了關(guān)鍵作用，低粘度流體以高速湍流流態(tài)泵入比高粘度流體以層流流態(tài)泵入有更高的井眼清潔效率[5]。鉆井液返速作為抑制巖屑床形成的重要參數(shù)，本井實鉆鉆井液返速不低于1.38m/s，強化鉆井液高剪切速率攜巖能力。

⑤優(yōu)化工程措施消減巖屑床影響，正劃眼加速，倒劃眼降速，控制每個單根劃眼時間不低于5min，造斜段每鉆進50～80m 短起下拉井壁1 次，水平段每鉆進80～100m 短起下拉井壁1 次，每次起鉆使用高于井漿密度0.1～0.15g/cm3的重稠漿清掃井筒，利用懸浮能力強的流體推舉清掃下井壁滯留巖屑。

4 鉆井液技術(shù)

本井側(cè)鉆使用KCl-聚合物鉆井液體系，該體系使用過程中在增強鉆井液對粘土礦物水化作用的抑制性，減少水敏性損害的同時具有較好的潤滑性，效果良好，全井沒有因鉆井液引起的復雜情況。

（1）鉆井液配方：4%土+0.5%純堿+1.5%～2%銨鹽+4%～6%KCl+0.2%～0.3%聚丙烯酸鉀KPAM+2%抗復合鹽降濾失劑KFH +2% 抗鹽高效封堵降濾失劑-120+2%陽離子乳化瀝青粉+2%超細碳酸鈣HQ-1+3%潤滑劑YDRH-1+3%潤滑劑ORH-101+2%井壁穩(wěn)定減阻劑TC-Ⅱ。

（2）首先逐漸加強鉆井液的抑制性，按時補充抑制類處理劑，如KPAM、KOH、KCl、NH4-HPAN等，先從化學防塌方面著手提高鉆井液的抑制性，其次從物理防塌理論方面提高鉆井液的防塌功能，在設(shè)計范圍內(nèi)循序漸進地提高鉆井液的密度，確保密度均勻穩(wěn)步上升且嚴格控制在設(shè)計范圍之內(nèi)。

（3）調(diào)整好鉆井液的流變性能是保證小井眼側(cè)鉆水平井攜砂、返砂的先決條件，本井從開窗就提高了對鉆井液流變性的重視程度，使用K-PAM、PAM等調(diào)整鉆井液的粘度及切力，盡可能的保持動塑比在0.3～0.4之間。由于鹽水鉆井液存在著粘切偏低且不容易保持等特點，所以在整個維護和處理過程中時刻監(jiān)測關(guān)鍵性能點的變化。實際在鉆井液控制過程中，部分性能與設(shè)計性能點有著較大的差距，比如粘度、塑粘、初終切等值。而我們認為設(shè)計值在實際應用中確實偏小，本體系屬于強力抑制型鉆井液，在鉆井施工中產(chǎn)生的巖屑及微小固相由于K+對粘土晶格的固定作用多被抑制不能水化分散，導致被固控設(shè)備清除了，所以大多的有用固相都需地面添加。

（4）鉆至K2qn前20m，提高泥漿中陽離子乳化瀝青粉+超細碳酸鈣HQ-1 總含量不低于5%，剛性材料架橋，膠質(zhì)材料填充，在井壁上形成致密的屏蔽層，嚴格控制鉆井液濾失量在易塌井段青二+三至青一段未發(fā)生過剝落、掉塊現(xiàn)象，全井鉆進過程中也未出現(xiàn)掉塊剝落現(xiàn)象。水平段鉆遇大段泥巖，本體系仍能保持較強的抑制性和穩(wěn)定性，沒有出現(xiàn)井壁失穩(wěn)現(xiàn)象。實鉆鉆井液性能如表2所示。

表2 鉆井液性能

5 完井期間技術(shù)措施

本井實際完鉆井深 2401.01m，裸眼段長1133.01m，水平段長530m。套管程序：?88.9mm×（1238～2314.01m），鋼 級 P110 ，尾 管 懸 掛 器?139.7mm×?88.9mm，懸掛位置1238 m。管串下入時先用?117.5mm 三牙輪鉆頭帶鉆柱銑鞋通井到底，然后單西瓜皮磨鞋磨通井和雙西瓜皮磨鞋模擬通井，兩種通井器外徑均為115mm。為提高單井產(chǎn)能采用小井眼裸眼封隔器+多級壓裂滑套方式完井。具體完井管串如圖2所示。

圖2 完井管串示意圖

為了確保完井管串得以順利下入到位，制定了相關(guān)關(guān)鍵環(huán)節(jié)的具體技術(shù)措施，指導現(xiàn)場施工。

（1）?139.7mm 套管刮削器在窗口以上20m（注：嚴禁通井規(guī)超出窗口），在懸掛器坐掛井段上下30m范圍反復刮削3～5次。下鉆到懸掛器坐封位置時，稱重，記錄上提、下放時管柱懸重。

（2）下入管柱時，需要嚴格對下入速度、灌漿速度進行控制，管柱到預定位置后，充分循環(huán)，先頂替5m3隔離液，用無固相壓井液頂替井筒內(nèi)鉆井液；排量及壓力穩(wěn)定后，以0.5～0.6m3/min 排量頂替，并注意壓力的變化，壓力不許超過10MPa。

（3）按程序逐級打壓坐封懸掛封隔器和裸眼封隔器，丟手后起出送入工具，所有操作必須在工具廠家現(xiàn)場工程師指導和全程監(jiān)督下進行。

（4）打壓28MPa，穩(wěn)壓20min，懸掛器及裸眼封隔器坐封完成后要驗證懸掛器密封性。

（5）詳細制定出模擬通井管柱遇卡、完井工具遇卡、投球不到位、丟手失敗四種情況的應急預案，確保備用工具及設(shè)備現(xiàn)場待命。

6 不足與認識

（1）由于鉆具組合的問題、環(huán)空間隙小，導致實鉆泵壓偏高，泵壓保持在25MPa以上，鑒于地面設(shè)備能力受限，全井排量一直低于8.5L/s，致使鉆井液環(huán)空返速低于1m/s，無法實現(xiàn)紊流，對巖屑的上返造成一定影響。

（2）全井整個施工過程中起下鉆未發(fā)生過阻卡，下鉆都是一次性下到距井底20m處提前開泵，起/下鉆噸位正常，懸重波動平穩(wěn)，井筒完整性較好。

（3）全井共起下10趟鉆，每次下鉆到底循環(huán)返砂良好，巖屑顆粒均勻，返出量正常，未出現(xiàn)剝落坍塌現(xiàn)象，現(xiàn)場采用的剛性材料架橋+膠質(zhì)材料填充的方式封堵青山口組裂縫性地層，井壁穩(wěn)定效果顯著。

（4）現(xiàn)場1趟銑錐+兩趟西瓜皮銑鞋方式通井較好地模擬了完井管串剛性，現(xiàn)場管串下入一次到底；工具穩(wěn)定性較強，啟動壓力較低，耐溫性和承壓能力均適用施工扶余油層。