139.7套管开窗解析

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1、139 7mm 套管开窗侧钻钻井技术中原石油勘探局钻井二公司139 7mm 套管开窗侧钻钻井技术2003 年 12 月139 7mm 套管开窗侧钻钻井技术1概述139.7mm 套管开窗侧钻属于小井眼微间隙钻井， 近年来在油田开 发中，是一个投资小见效快的老油田开发手段，此项技术也是钻井工程 的一个新课题。小井眼微间隙钻井由于技术、工具不配套，大部分仍采 用常规钻井手段来钻小井眼微间隙井， 侧钻施工过程中暴露出的问题主 要是周期长、事故多、固井质量难保证。我公司工程技术人员根据前几 年小井眼微间隙井的钻井常出现的窗口问题、尾管悬挂器问题、井控、 井下安全问题进行分析总结，在近年的开窗侧钻井大胆摸

2、索、实践，总 结出了固定导斜器、开窗及起下钻过窗口、尾管悬挂器座挂的对策及技 术要求；对小井眼微间隙井的井控、安全钻进问题进行分析，提出了新 的井控报警监测方法及安全钻进操作规程；完善了小井眼钻井液技术， 小井眼钻头、井下动力钻具优选，小井眼复合钻进、井眼轨迹控制技术 及小井眼完井技术。 这些适用性操作性强的技术对于今后提高小井眼微 间隙钻井水平，减少事故的发生具有一定的指导作用。一、关于开窗、尾管悬挂器座挂失败问题及对策小井眼套管开窗，即是在139.7mm 套管内某一位置下入并固定导 斜器， 采用铣削工具在套管上定向铣出一定长度的窗口工艺。 开窗失败 主要有：导斜器下不到预定位置；下到一定位

3、置后因导斜器固定不牢， 铣削过程中导斜器改变方位；钻井施工中导斜器下移。开窗失败危害很 大，要想补救难度非常大且费用高，甚至可能导致该井报废。引起开窗事故的原因： 大部分都是操作不当引起的， 如井眼准备不 充分，没有按规定的通径规通井，导致中途遇阻；通井时循环不充分，不用振动筛，砂子和杂物堆积在定向接头处，用陀螺仪调整导斜器方位 时，座不上键；铣削窗口时参数不当，导致导斜器轴向移动，下钻过窗 口时，没有按过窗口规定操作，导致导向器下移。为此，我们在小井眼开窗侧钻实践中总结出如下对策：2（一）、下入和固定导斜器 （ 液压卡瓦式导斜器 ） 技术1、必须用通径规通井。每次使用通径规时要认真测量其尺寸

4、，通 径规的直径比导斜器直径大 3mm，长度 2m,下钻防落物，通井要过窗 口以下 20m 左右，起钻前要彻底循环，并在预定开窗处反复上下活动 钻具，认真划眼，消除套管壁残余水泥对固定导斜器的影响。对通井迂 阻井段，应采用涨管技术或用铣锥进行扩孔，保证导斜器顺利下入。2、 检查导向器的卡瓦是否松动，送入杆与导斜器连接是否到位。3、 导斜器的斜面方位与定向接头的键相对位置要画图备案。4、 送入钻具必须用48mm X200 mm 的通径规通内径。5、 下导斜器要操作平稳，控制下钻速度，迂阻不超过30KN ，不能 转动,中途和座封之前不要循环。6、 陀螺下到井底，要座键 3 次以上，数据一致后，再调

5、整导斜器 斜面至设计方位。7、 固定导斜器必须用清水，为保证憋压效果，清水中应无杂物。8、 若憋压达不到 22MPa 2MPa ，应检查泵和管汇是否刺漏，投球 是否到位。（二）、复合铣锥铣削技术1、铣锥入井前的检查： 铣锥端部要圆滑 ,因为铣锥端部不圆滑易蹩 钻，易把导向器蹩动位，水道要畅通，外径要符合要求，钨钢颗粒焊接 牢固。2、开窗所用钻井液要具有良好携砂性，钻井液的密度要调整到设 计密度 ,防止开窗后液柱压力不平衡发生井喷。3、为了窗口平滑，要用 3 根105mm 的钻铤，下钻时防落物，使 用好刮泥器，下到导斜器位置后先要静压 70KN-80KN 并记录方入，反 复几次后，如果不同吨位静

6、压，方入一致，说明导向器轴向已固定牢。4、探明方入后开泵，排量 8 l/s，启动转盘,转速 30r/min-40r/min , 缓慢下放,钻压控制到 5KN 以内，进尺 0.2m 后，钻压 10KN，转速 60r/min ，如果钻时变慢，可加大钻压到 30KN ，进尺 1.7m 左右以后， 铣锥大部分进入地层，钻时变快泵压升高，这时要减少钻压，总进尺 3.5m-4.0m 开窗完毕。修窗口时要先上下活动钻具， 记录好遇阻遇卡点 的方入，然后再以 40 r/min 的转速反复划眼，直到上下活动、划眼无阻卡后起钻。3（三）、起下钻过窗口的操作规程：1、下井钻具外径严禁大于铣锥外径。2、起下钻和钻进时

7、一律装刮泥器，严防井口落物。3、刹把一律正副司钻操作。4、钻具下钻到窗口位置时要缓慢下放，严防硬压，遇阻不超过 20KN ，起钻过窗口时，要 1 档低速并闪动气门缓慢上提，遇卡不能硬 拔，要轻拨动，多活动钻具，遇卡不超过 20KN 。5、起下钻无特殊情况严禁在窗口附近循环和转动。（四）、尾管悬挂器易出现的问题及对策：尾管悬挂器是悬挂尾管并完成尾管注水泥的专用工具。 在现场使用 过程中，易出现悬挂、固井注水泥失败等事故。尾管悬挂器失败的原因除本身质量外， 主要是在使用中悬挂器的现 场操作及检查，由于操作人员对钻井设备操作和井下情况了解不细，导 致悬挂器出现问题。使用悬挂器可谓“一锤定音”的作业，

8、使用的好坏关系到一口井的成 败。为了减少和杜绝悬挂器事故，要求我们认真了解悬挂器的原理和使 用说明，关键是怎样去实施。如德州生产 139.7mm X101.6mm 液压尾 管悬挂器 ,在座封悬挂器时需要憋压 12MPa ，稳压 2min ，然后憋通建立 循环。实际操作中投球后泵送至球座时，由于操作人员停泵慢或放气阀 不放气致使泵压升高，一直憋压到 18MPa 憋通球座，导致悬挂器不能 座封。正规操作是：根据钻井液密度、粘度和井深计算出钢球在钻井液 中的下落时间，提前停泵（如开关不放气可停柴油机）闪动气门，缓慢 使泵压上升到 12MPa ，稳压两分钟，给悬挂器液缸推动卡瓦一定时间， 保证坐封，然

9、后再蹩通循环。悬挂器还要保证注水泥成功，由于悬挂器 坐封前后的过流面积相差很大，应采取如下措施：1 、送入钻杆下完钻不必活动钻具，灌满钻井液接方钻杆，小排量 循环使井内砂子带出裸眼井段然后加大排量清洗井底,要留专人看泵压表，防止憋泵。2、循环清砂处理钻井液的时间不宜过长，能满足要求即可。循环 时间长易刺坏浮箍和浮鞋，导致水泥浆倒返影响固井质量。3、 由于73mm 钻杆与101.6mm 尾管内径不同，所以要使用钻杆胶塞和尾管胶塞。这就要求钻杆和尾管的内径分别用48mm 和483mm 通径规分别通径。现场操作中对尾管通径很认真。对通 73mm 钻杆内径，一些操作人员认为平时在接单根时都认真通过内径

10、，下钻再 通内径没必要。在现场作业中确实存在着73mm 钻杆通不过48mm通径规的现象(如新胡 7-侧 109 井出现卡48mm 通径规的现象)，所 以在施工中少一道看似简单的工序，就可能导致固井失败。4、若悬挂器因其它因素座挂不住，可将尾管座到井底，进行固井 作业；或将尾管起出更换悬挂器。二、小井眼井控问题现在全国各油田的井控装备和常规井眼井控工艺都有长足的发展， 施工人员的井控意识也很强，并且有一套切实可行的井控条例，井控工 艺技术成熟。目前小井眼开窗侧钻的井控工艺尚不成熟，现场施工人员 还没认识到小井眼井控与大井眼井控之间的区别，给安全生产带来很大隐患。中原油田一般用215.9mm 钻头

11、钻开油气层，下入139.7mm 油 层套管完井，139.7mm 套管开窗侧钻使用118mm 钻头钻开油气层, 溢流量 3 m3在不同井眼中液柱高度不同，具体见下表 1 :表 1 溢流量 3m3 在不同井眼中液柱高度溢流量(m3)井眼(mm)总容积(m3/km)裸眼 液柱高(m)环容(m3/km)有钻杆时 液柱高(m)钻杆 尺寸(mm)3215.936.681.9241251273118.611.05271.76.865441.273由表 1 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

12、井眼如果还以 3 m3报警，井控安全系数将要降 低三倍以上。73mm 钻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泥浆，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。由上表可以看出，小井眼井筒总容积小，在起下钻时为了便于发现 溢流，5要用专用罐测量返出和灌入钻井液量， 139.7mm 套管相当于技 术套管，为了发挥技术套管的作用， 搬上设备通井后要认真对 139.7mm 套管按规定试压，检查封堵射孔的炮眼

13、情况和139.7mm 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。三、裸眼钻进中的安全问题及对策139.7mm 套管开窗侧钻具有以下难点：井眼与钻具、尾管的间 隙小，循环时的泵压高，井下发生事故处理难。由于间隙小环空压耗大 易井漏，钻时快时砂子上返困难易蹩泵卡钻，下钻遇阻划眼困难，尾管 固井前扩眼更危险。窗口定向时易出现大肚子井眼，时刻威胁到井下安 全。为了防止事故发生， 要以预防为主， 处理为辅。 我们在施工中主要 采取以下对策：1 、在满足井眼轨迹控制的前提下，尽量简化小井眼的钻具结构。2、钻井液要清洁，携砂性、润滑性、井壁稳定性都要好，含油量 保持在10%-

14、15% 。3、在裸眼井段起下钻及首次起下钻的必须控制速度，防止突然遇 阻、遇卡、抽吸井喷、压漏地层等。4、 在高压油气层或易漏地层要分段循环下钻， 每段都要循环彻底， 防止井喷井漏。同时，要防止在某一固定位置长时间进行循环。5、下钻遇阻要先循环一周再划眼，时刻注意泵压变化，划一段巩 固一段，不要一直划到底。扩眼时的砂子颗粒大且多，更要控制扩眼速 度。6、每次下钻到底后，先降低柴油机转速，单凡尔缓慢开泵，待钻 井液返出正常，泵压正常后，再增大排量，逐渐调整到正常排量。7、钻时快时，钻进 2m-3m 要上提循环 6min-8min ，使砂子分散 开，防止憋泵。钻遇快钻时要认真循环观察。8、 钻进时

15、要定时定深进行短起下钻清砂。9、钻具在套管内也不能静止，要定期活动钻具，防止钻井液中的 砂子沉淀卡钻。10 、防止钻具内外落物，钻进、起下钻时都要用好刮泥器。11 、确定井位搬上设备后要及时停注水井，并卸压至 5MPa 以内。12 、配齐并用好四级固控设备，小井眼所钻岩屑碎，细砂多，应 及时清6除，防止砂子在井眼中形成恶性循环。13 、定期对钻具进行探伤检查。四、小井眼钻井液技术小井眼钻井液技术难点在于： 侧钻小井眼井因减少了钻井程序， 缩短了建井周期，使得钻井液开钻后直接进入目的层。因时间短，水化性 差，造成钻井液稳定性差，易沉淀。因钻井液材料不能充分溶解，结构 力低，不能有效悬浮和携带岩屑

16、，易造成井下复杂，更应该解决好：井漏问题1、侧钻小井眼中环空压耗占到 75% 以上，国外一些资料甚至认为 占到90 ，环空压耗的大幅增大使钻井液的当量密度相应大幅增加， 易造成井漏。常规井环空压耗占到 10% 左右。2、井眼小，钻具与井眼之间的环空间隙小，钻具在井眼内上下活 动所产生的压力波动大。3、油气层段经过多年开采后地层实际压力系数较低。携砂问题1、钻井液配制时间短，结构力低，携砂困难。2、小井眼环空间隙小，正常情况下，环空返速高，泥浆剪切稀释 作用明显，而在大肚子井段则返速很低，给携砂洗井带来很大困难。3、环空压耗高，压持效应明显，而钻头水眼处的水功率又小，对 井底清洗造成困难，易留下

17、隐患。4、井眼环空间隙小，活动钻具产生的压力激动作用较大，易导致 井壁失稳，产生掉块，增加洗井难度，在易垮塌地层造成坍塌卡钻。钻井液技术措施1、钻井液的配制。根据侧钻井的特点，采用老浆 80%+20% 新浆， 提高钻井液的稳定性。如无老浆则提前配 6%的坂土浆水化 24h ，然后 加入护胶剂、降滤失剂、 流形调节剂， 充分循环调整性能达到设计要求。2、堵漏工艺。钻进中根据地层特点及临井资料，要及时掌握地层漏失情况。漏速在 1m3/h-8m3/h 的采用随钻堵漏，加入超细钙 2%4%+ 石棉绒1%2%+细颗粒随钻堵漏剂 3%6%。当漏速8m3/h 可以采 用：A、 采用 DSR 堵漏技术， 配

18、4%Na-坂土浆+DSR12%+4%贝壳粉 +4% 核桃壳粉 +5% 细颗粒随钻堵漏剂。7B、采用 MTC 技术堵漏。C、采用化学堵漏技术。D 、 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，起钻至堵剂顶部，关井挤堵漏剂23 入地层，静止 24h。3、 携砂技术。A、 提高钻井液的配制质量，加入足够的护胶剂，保证钻井液的稳 定性。B、 钻进中采用 HV-CMC 提高表观粘度，DPHP、MAN101 提高 塑性粘度，正电胶提高动切力。C、 大肚子井段，首先采用合适的钻井液体系，防止井塌形成大肚 子。如已形成大肚子，则加强短起下钻清砂，配合稠泥浆推、封，保证 井下安全。D、

19、 平稳操作，减少钻具产生的压力激动对井壁的冲击，形成掉块。4、防卡技术。侧钻小井眼钻进中，由于液柱压力、环空压耗、接 触面积无法改变，只有通过提高钻井和钻井液技术预防卡钻。A、 侧钻前调整好钻井液性能，加入适量三磺材料，形成薄而致密 的泥饼，严格控制滤失量w5ml。B、尽量采用低密度钻井液，用近平衡压力钻进，减少压差。C、 侧钻前一次性加入原油 10%，乳化剂（原油量）3%，并加入 固体润滑剂（ NSL） 1%，采用两种润滑方式降低摩阻，提高钻井液的 润滑性能。五、小井眼复合钻进技术今年以来， 我公司对小井眼开窗侧钻进行了攻关， 成功把复合钻井 技术引用到小井眼侧钻中。和过去相比，平均机械钻速

20、提高 66 % ，钻 井周期大幅度缩短，使我公司侧钻小井眼技术水平上了一个新的台阶。（一）、钻头的优选井下动力钻具配合高效钻头为复合钻井技术，因此选择适合地层特点的钻头，是提高钻井速度的关键。目前中原油田常用的钻头有：118mmYA437、丫 C517、YA517 单牙轮钻头； 118mmFMP-6、1345SS、GP426L、GP443L、SY0303 等 PDC 钻头。中原油田小井眼侧钻点多 在下部，地层一般是沙一至沙三段，地层可钻性差，因此定向时一般选 用短保径的 PDC钻头；复合钻进时选用长保径的 PDC 钻头或单牙轮钻 头。我公司通过单牙轮钻头和PDC 钻头的分析对比，选用的是胜利1

21、18mmFMP-6PDC 钻头配合动力钻具进行复合钻进。8动力钻具配合高效 PDC 钻头有以下明显优点：1、PDC 钻头定向、扭方位、增斜、稳斜可一次完成；2、PDC 钻头可多次使用，钻头成本低。3、 复合钻进的小井眼平均井径一般在125mm132mm 之间，基 本能满足完井、固井需要，不需要扩眼。（二）、螺杆的合理使用目前，我公司使用的井下动力钻具主要是螺杆钻具。针对小井眼的 特性，我们选择单弯螺杆对开窗侧钻小井眼进行轨迹控制。侧钻小井眼 95mm 螺杆一般不带稳定器，其型号根据弯曲角主要有： 直螺杆、0.5 单弯螺杆、0.75。单弯螺杆、1单弯螺杆、1.25。单弯螺杆、1.5 单弯螺 杆等

22、六种。1、95mm 直螺杆195mm 直螺杆在明 1-侧 29 井使用，。使用井段 1702m1805m , 目的稳斜钻进，使用中井斜从 32.5 降至 25.12 ,降斜率 7 /100m，方 位从26.81。降至 23.38。因此对井眼轨迹变化大、深部井段降斜或直 井段防斜可用直螺杆。2、95mm0.75 /单弯螺杆表 20.75 /单弯螺杆在各井段的使用序号井号使用井段（m）造斜率/100m钻井方式井斜变化方位变化1文 98-侧172527 2857-4.5复合钻进29 14272/ 284.51 /2新胡 7-侧1091458 1520-6.67复合钻进27 2572未变93新胡 7-

23、侧1091520 1550-3复合钻进25 24.1 72/ 734新胡 7-侧1091550 15800.67定向24.1 / 24.3 73未变由表 2 知，0.75。单弯螺杆在小井眼中复合钻进，降斜率一般 4 /100m6 /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。3、95mm1。单弯螺杆表 31 单弯螺杆在各井段的使用序号井号使用井段(m)造斜率7100m钻井方式井斜变化方位变化1明侧 1701975 20870.73复合钻进14.4 13.58 258 未变2文 51-侧 522530 2835-10复合钻进47.84 17.69 2900/

24、302 3明侧 1702087 21453.16复合钻进13.580/ 15.41 258 252.6 由表 3 知，1单弯螺杆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。100m 15 /100m。4、95mm1.25。单弯螺杆表 41.25。单弯螺杆在各井段的使用序号井号使用井段(m)造斜率100m钻井方式井斜变化方位变化1文 51-侧 522340-2368定向4.7 / 4.95 355 3532文 98-侧 172447-252724.5定向3.6 / 29240/ 2723新胡 7-侧 1091326-134913.91

25、定向2.8 / 663/ 67104新胡 7-侧 1091349-145820.64定向6。/ 28.5 /67/ / 71。5新胡 7-侧 1091580-159526.67定向24.5 / / 28.9 /71。/ 74/6新胡 7-侧 1091595-1916-2.7复合钻进28.9 / 20.22 /74/ / 75/7明侧 170 井1768-182419.5定向2.6 / / 13.5 /256/ / 260/8明侧 170 井1824-1893-4.3复合钻进13.5 / 10.5 /260/ / 265/9明侧 170 井1893-192720.6定向10.5 / / 17.5

26、 /265/ 260/10明侧 170 井1927-1988复合钻进17.5 /260/ / 266/由表 4 知，95mm1.25 单弯螺杆全力扭方位时，扭方位率 50 /100m110 /100m ;全力增斜时造斜率 167100m257100m ;复合 钻进一般降斜，降斜率 37100m57100m。5、95mm1.5 /单弯螺杆表 51.5 /单弯螺杆在各井段的使用序 号井号使用井段(m)造斜率7100m钻井方式井斜变化方位变化1文 51-侧 522368 2390245定向6.84 / / 8.5 /342.82 / / 296.5 /2文 51-侧 522390 253025 28

27、定向8.5 / 47.84 /296/ / 293/3明 1-侧 291641168427定向30.2 / / 31 /6 / / 22 /由表 5 知，95mm1.5 /单弯螺杆全力扭方位时，扭方位率 250 /100m3007100m ;全力增斜时造斜率 287100m307100m 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 /单弯复合钻进。(三)、小井眼轨迹控制1、侧钻小井眼钻进常用钻具组合:1、118mm 单牙轮钻头+105mmNDC1 根+105mmDC2 根2、118mmPDC 钻头+95mm1.5 /单弯

28、螺杆+105mmNDC1 根+89mm 承压钻杆 6 根3、118mmPDC 钻头+95mm1.25 /单弯螺杆+105mmNDC+89mm 承压钻杆 6 根114、 118mmPDC 钻头+95mm1 单弯螺杆+105mmNDC+ 89mm承压钻杆 6 根5、118mmPDC 钻头+95mm0.75 单弯螺杆+105mmNDC+89mm 承压钻杆 6 根2 、井眼轨迹控制a、开完窗，一般用第种结构钻进 20m 以脱离老井眼。起钻前测单点，若方位与设计方位偏差较大，下入第种结构组合。1.5。单弯螺杆扭方位效果好，一般井斜 5 以内，一个单根可扭方位 25 0 。b、井斜在 30 以内的小井眼，

29、下入第种组合。定向至最大井斜 后，启动转盘复合钻进。c、118mmPDC + 1 单弯螺杆是小井眼复合钻进的最佳组合。增 完斜下入第种结构，钻进过程中，发现井斜、方位变化可随时改为滑 动钻进，及时控制井眼轨迹。d、0.75单弯和直螺杆，复合钻进事故率低，因此井下情况复杂或 需要降井斜井段，可下入第种组合。e、 小井眼复合钻进参数：钻压20KN30KN ;转速 50r/min60r/min ；排量 6 l/s 10 l/s。f、 无论何种钻具组合，钻进中要及时测量井斜， 有问题及时采取措 施。在满足井身质量的前提下，尽量简化钻具结构，及时短起下钻进行 清砂,防止事故发生。g、 通常情况，稳斜段采

30、用1或 0.75 单弯螺杆进行复合钻进。在 不考虑地层倾角的情况下， 0.75单弯复合钻进降斜率 5/100m ； 1单弯 螺杆复合钻进降斜率 10/100m15/100m ；且井斜角越大，降斜率越 高。因此在定向时可根据地层倾角留有一定增降斜量。（四） 、现场应用今年我公司完成开窗侧钻井 8 口，平均侧钻井深 2397.88m ，平均 裸眼段长 488.6m ，平均钻井周期 14.67 天/口，建井周期 33.63 天/口， 平均机械钻速 2.75m/h 。钻井速度比过去平均机械钻速 1.66m/h 提高 66% ，复合钻井技术在小井眼侧钻井中发挥了巨大的作用。 表 5 是 2003 年完成

31、的 8 口开窗侧钻井的技术指标统计情况。（五） 、几点认识（ 1 ）、井下动力钻具配合高效钻头复合钻井在小井眼中的成功应 用，12大幅度提高了机械钻速，缩短了钻井周期，创造了良好的经济效、人益。（2）、胜利118mmFMP-6PDC 钻头在明 1-侧 29 井沙一至沙三 段钻进，平均机械钻速高达 3.5m/h 。但在文 209 块沙二段泥岩地层， 机械钻速较低。 因此研制适合中原油田各种地层的 PDC 钻头系列十分 必要。（3）、 0.75、1、1.25单弯螺杆配合高效钻头复合钻进，在一般 地层均降斜，限制了小井眼钻进速度的提高。（ 4）、采用井下动力钻具配合高效钻头钻井，简化了钻具结构， 减

32、少了钻铤，井下安全性提高，因此复合钻井技术适合小井眼侧钻井 的施工。六、小井眼完井技术139.7mm 油层套管开窗侧钻井，钻进时用118mm 钻头，完井 下入101.6mm 或104.8mm 尾管，理论环空间隙为 8.2mm-6.6mm , 与常规215.9mm 钻头下入139.7mm 套管井眼（理论环空间隙 38.1mm ）相比较而言为小井眼微间隙。（一） 、小井眼微间隙完井技术难点1、空间隙小，循环排量受到限制，裸眼“大肚子”井段岩屑难以携 带干净，固井施工风险大。2 、环空间隙小，施工泵压高，顶替排量受到限制，顶替效率低， 环空泥浆易形成滞留带，替泥浆过程中发生窜槽，固井质量差。3、固井

33、施工泵压高，蹩漏地层的危险随时存在，一但发生井漏， 环空水泥返高无法保证，严重威胁到固井质量。4、套管重复段固井质量难以保证，套管串试压成功率低。（二） 、小井眼微间隙完井技术1 、井眼准备井眼质量优劣是固井施工成功与否的先条件，井眼准备工作通常 从两方面着手，一是从源头抓起，当前小间隙井眼主要是侧钻定向井， 钻进过程中通过优化钻具组合，优化钻井参数，加强跟综监测严格控 制井身质量，对于狗腿度较大井段用破键接头（110mm 钻柱接头，外铺钨钢合金颗粒，长度 0.5m，外径116mm、破键扩眼，消除“键 槽”，使井眼轨迹顺畅。并且使钻井液性能具有，密度适当，粘切适中， 低失水，薄而坚韧泥饼，良好

34、的润滑性，强抑制性及强抗温抗污染能 力和防掉块能力，维持井壁稳定，井径规则。二是已完钻井，电测解 释有狗腿度较大、缩径、 “大13肚子”等情况的井眼，通井时带破键接头， 反复扩划眼修整井壁，达到起下钻畅通无阻。 “大肚子”井眼用高粘泥浆 （150s 以上）携砂，将滞留砂子携带干净。下套管前用优质润滑泥浆 封闭裸眼井段。2、水泥浆配方试验 小井眼微间隙固井对水泥浆性能要求具有，微膨胀，低失水（不 大于 100ml ），零析水，流变性好，触变性强，过渡段短，并具有较好 的韧性。 现阶段较为成熟的水泥浆配方为： 嘉华 D 级水泥膨胀剂（G502 ）分散剂 （ USZ ） 降失水剂 （ M-83S ）

35、 早强剂 （ W3210 ） 消泡剂 （ G603 ） 。依据现场施工条件（配浆水质、温度、压力、稠 化时间等）调试添加剂加量，优选最佳施工方案。3、套管及工具附件 套管送到井场后，编排丈量；检查丝扣、外观、扶正块焊接情况 及外径；通径、清洗、计算长度。工具附件先按照装箱单检查是否齐全；然后检查有无被摔碰，密 封件是否完好；各附件是否匹配，丝扣是否完好；内部是否有杂物， 胶塞尺寸是否与使用的套管、钻杆匹配；性能参数能否满足作业要求。4、101.6mm 或104.8mm 套管入井套管串结构：带刀翼浮鞋 1 根套管浮箍 1 根套管球座短节 套管尾管悬挂总承。下套管时先装好刮泥器，防止落物掉入井内。

36、 重复段一般为 60m-80m ，为了弥补重复段固井质量问题，提高套管串 的承压能力，可延伸为 100m-150m 。套管上扣用微机控制的液压钳按 标准扭矩上扣，边下边灌泥浆，套管下完接上悬挂总承灌满泥浆，记 录尾管悬重。尾管悬挂总承入井后锁死转盘防止转动，套管送入采用下立柱方式，边下立柱边用50mm 钻杆通径规通径，根根灌泥浆，下放速度控 制在1.5min/ 立柱 -2min/ 立柱。套管送至设计井深，钻杆内灌满泥浆， 接上方钻杆，记录总悬重。5 、套管悬挂上提钻具留好收缩距， 小排量开泵， 泵压稳定后逐渐增大到设计排 量循环，将下套管时刮掉的井壁泥饼及砂子携带干净，投球泵送蹩压， 座挂尾管

37、，尾管座挂后继续蹩压打开循环通道，倒扣循环处理泥浆， 性能达到要求及时固井。6、固井技术（ 1）、防漏。对于钻进中有漏失的井， 固井时注入一定量的平衡液， 导浆使用 MTC 浆（封非油层井段） ，密度大于泥浆密度 0.1 g/cm3-0.15g/cm3，14尾浆用常规水泥浆（封油气层井段） ，替浆排量随压力变 化及时调整，尽可能降低环空液柱压力及流动阻力，防止井漏的再次 发生。如：文 51-侧 52 井钻进中发生多次漏失，固井时采用此方案， 施工正常，固进质量良好。（ 2）、压稳防窜。 固井及侯凝期间， 半径 500m 以内注水井停注并 泄压，使井下压力系统处于静态平衡。固井前井内油气上窜速度

38、控制 在 15m/h 以内。同一井眼存在不同压力级别的油气层时采用两凝水泥 浆体系固井。侯凝期间采用动态加压方法，对油气层井段施加一定回 压，以防油气浸入井内产生油气窜影响固井质量。（ 3）、套管居中。 套管居中依靠加扶正器实现。 小井眼固井套管附 件不完善，没有井眼与套管相匹配的扶正器，套管居中依靠在套管上 焊接扶正块而实现。每根套管焊接 2 组，每组 6 块，旋流状分布，外 径115mm。（4）、驱替排量。大排量顶替有利于提高顶替效率，促使固井质量 提高。小井眼环空间隙有限，排量与泵压关系十分敏感，从安全的角度 出发，顶替排量适中即可。实践证明，顶替排量达到环空返速 1m/s 时 能满足固

39、井需要。（5）、隔离液。小间隙固井使用的隔离液有：玻璃水、 CMC 胶液 、 配浆水等几种类型，依据井下情况选择适宜的隔离液。注入量一般 1m3-1.5m3 ，占环空高度 250m-350m 。（ 6 ）、水泥浆量确定。 钻进中无漏失的井， 在理论总容积基础上附 加100%-120% ，有利于延长水泥浆接触时间，驱替井内滞留泥浆，提 高水泥浆的填充率。有漏失前科的井尾浆量，在理论总容积基础上附 加 10%-15% 。（7）、顶替液。顶替液用高粘 CMC 配制（CMC + SMP +黄河H号），粘度 150s 左右，替入量略大于套管内容积，以便于声幅 -变密度测井。（ 8）、循环清洗井眼。 替浆

40、碰压后放压观察单流凡尔关闭情况， 无 泥浆倒返，卸掉水泥头，接方钻杆蹩压 8MPa-10MPa 上提钻具，注意 观察压力变化，压力突降刹住刹把，开泵循环（并转动转盘）出多余 的水泥浆后，卸掉 1立柱继续循环，循环到水泥浆稠化再附加 1h-2h ， 起钻侯凝。（三）、几点认识1、套管挂座后， 循环泥浆性能满足固井要求时及时进行固井施工， 尽量避免长时间循环。否则，因井下条件的制约固井施工难度及风险 增大。2、固井施工设备必须运转正常，确保施工的连续性，有利于稳定 和提高固井质量。3、替浆计量要求准确，误差量控制在 200ml 以内，能有效防止油 气层替空。154、固井施工尽量放在白天进行。表 6

41、 2003 年侧钻井技术指标统计井号明侧 170 明 1 -侧 29文 51-侧 52新胡 7-侧109文 98 -侧 17文 209-侧 2明 173 侧濮 1-侧 163设计垂深 m215017802750P 1850 2800315019102431.46钻井周期 d23.029.712.2411.2510.230.46.5514.01完钻井深 m21601823283519162857315019822460裸眼进尺 m462430.29513612427552.49503409钻头尺寸 mm118118118118118118118118平均井径 mm130132148.612414

42、1128.2124.7152.2井深结构139.716981392.71232213042597.5114792429.52051机 01.61638.682149.311318.981820.191501.782829.051203.419094.30-3139.591375.08-1975 .512330.442550.941944.47-2457.78 （套管为104.8mm ）机械钻速 m/h1.963.043.323.642.41.254.112.25实际开窗点 m16981392.712322130424302597.5114792047造斜点 m176814162340132624472597.5114792071实钻最大井斜。17.232.1447.8431.529.0121.6029.3330.96闭合位移 m87.7157.62154.45261.66138.63142.91131.27闭合方位。256.2714.79284.7369277.1239.06188.25完钻密度 g/cm31.271.161.281.151.291.521.201.20井身质量优质优质优质优质优质优质优质优质固井质量优质优质合格合格优质合格合格合格实际靶心半径 m9.729.0519.365.946.6724.925.4418.89设计靶心半径 m1510201015301020