【摘要】中原油田已进入勘探开发中后期，老井套管损坏情况日益增多，开窗侧钻是完善井网、节约开发成本的一项重要措施。马26-侧4井是在Φ139.7mm套管内开窗侧钻，下入Φ101.6mm套管进行尾管固井的一口定向井。通过下套管前调整好泥浆性能，优化送入钻具组合，确保了套管的顺利到位；通过优选尾管悬挂器，优化抗高温水泥浆配方，采用紊流、塞流复合顶替，循环加回压等固井工艺技术，圆满完成了该井的固井施工，固井质量达到优质。该井的成功经验，为今后深层开窗侧钻固井提供了技术支持。
　　
【关键词】中原油田 开窗侧钻井 工艺 技术 高温 高压 水泥浆体系
　　
1 井况介绍
　　
马26-侧4井在原Φ139.7mm油层套管内的开窗位置3416～3418m，采用Φ118mm钻头，完钻井深4086m，井底垂深3923.26m，钻遇沙三中、沙三下地层，油顶3513m，砂底4038m，造斜井段3428～3855m，最大井斜48.56°/3909.53m，最大狗腿度7.74°/3831.11m，最大井底位移497.32m，Φ101.6mm尾管下深4083.27m，悬挂器位置3200.20～3201.84m。钻进过程中井队拉井壁至井深3820m，当时钻井液密度由1.32 g/ cm3降至1.10 g/cm3，槽面显示有气泡，持续30min，循环加重至1.47 g/cm3，恢复正常。泥浆体系为钾盐聚磺，完钻时钻井液密度1.46 g/cm3，粘度120s，Clˉ含量25000mg/l。
　　
2 固井主要技术难点
　　
（1）环空间隙仅9 . 8 5 m m，井斜48.56°，套管安全下至设计位置难度大。
　　
（2）井深，环空间隙小，固井施工时流动阻力大，注替泵压高，易发生憋泵和井漏，顶替效率难以保证。
　　
（3）环空间隙小，水泥环薄、油气层活跃，水泥浆中的自由水和轻微的油气侵都会造成严重窜槽，对水泥浆的失水、析水、
　　
强度等性能要求高[1-3]。
　　
（4）井深，地温梯度3.3℃/100m，井底静止温度145℃，要求水泥浆有较好的抗高温能力。
　　
（5）油层段长525m，油顶距离开窗位置仅95m，地层压力系数高，完钻时钻井液密度1.46 g/cm3，候凝过程中由于水泥浆失重，易造成油气水窜槽，对水泥浆在候凝过程中“压稳”提出更高要求[4]。
　　
（6）套管浮重约13.2t，加之井斜、磨阻大，悬挂器座挂、倒扣不易判断[5]。
　　
3 固井工艺技术
　　
3.1 井眼准备
　　
3.1.1 分段划眼技术
　　
前期侧钻井为了增大环空间隙，大都采用完钻后全井扩眼，或边钻边扩等措施，但是这种扩眼方式经使用风险很大，事故率高，经常造成卡钻等重大事故，严重者致使井报废。经研究采用逐段扩眼技术，就可以满足固井要求。完钻后根据电测结果只对井径小的地方进行分段扩、划眼，有“台阶”的井段反复拉井壁，保证井眼畅通，较好地解决了全井扩眼事故率高的难题。
　　
3.1.2 清洁井眼
　　
为确保套管顺利到位，必须充分清洁井眼。下套管前认真通井，下钻到底后充分循环洗井，要求大排量循环洗井两周以上，并用粘度200s左右、携砂能力较强的钻井液入井10 m3，充分清除井下残余的岩屑和井底沉砂。
　　
3.1.3 下套管前做地层承压实验
　　
模拟固井时的压力，做地层静态承压实验，降低固井中发生漏失的概率。
　　
3.1.4 做钻具静摩阻实验，确保套管一次到位
　　
根据下套管时最长静止时间，利用钻具在井底做模拟实验，如摩阻大，则要求调整好钻井液性能，达到条件方可进行下套管作业。
　　
4 主要技术措施4.1 下套管措施
　　
（1）通井到底后要求以钻进时1.1-1.3倍的排量循环洗井不少于2周，同时大幅度活动钻具，保证井眼清洁、畅通。
　　
（2）在裸眼段打封闭，封闭钻井液中加入塑料小球、无荧光润滑剂、 HV-CMC等，提高封闭钻井液的润滑性。并做钻具静止试验，要求静止时间大于8min，确保下套管顺利。
　　
（3）套管进入裸眼井段后，静止时间要尽量短，防止发生粘卡。
　　
（4）对送入钻具，必须用标准通径规通径，防止钻杆胶塞卡在钻杆中。4.2 压稳设计
　　
（1）采用双凝水泥浆体系，双凝界面3418m，尾浆稠化时间比施工时间多20～30min，数量不附加；领浆稠化时间大于总施工时间120min左右，附加2.1 m3，确保套管重叠段固井质量以及施工安全。
　　
（2）循环加回压措施。施工完毕，拔出中心管，采用8-9L/s 排量循环，循环时间大于8h，为下部井段施加压力，确保下部水泥石形成强度前处于“压稳”状态。
　　
4.3 施工排量优选
　　
本井裸眼段井径扩大率仅2.79%，钻进过程中最大排量为8 L/s，完钻时排量7.8 L/ s，泵压21.5MPa。为防止漏失，要求下完套管后循环排量小于钻进时排量，即循环排量控制在6L/s以内，循环不少于2周，然后进行固井施工。 。
　　
5 固井实施情况及效果
　　
固井施工过程为：
　　
（1）下完套管后2 L/s循环1.5h，6L/s循环3.5h；
　　
（2）投球，憋压12MPa坐挂，倒扣30圈成功，憋压18MPa憋通球座；
　　
（3）管线试压30 MPa；（4）注入隔离液1.5m3；
　　
（5）注水泥浆6.0m3，其中领浆3.7m3，尾浆2.3m3，排量300 L/min，平均密度1.99 g/cm3；
　　
（6）压胶塞4.6m3；
　　
（7）替浆：水泥车先替后置隔离液1.0m3，再替钻井液8.8m3，前期排量300L/ min，后2m3排量为100L/min。
　　
（8）碰压，压力23MPa，稳压3min，放回水；
　　
（9）卸水泥头，接方钻杆，憋压10MPa上提中心管；
　　
（10）以8L/s排量循环洗井10h，泵压11.5MPa，憋压3MPa关井候凝48h。经电测解释固井质量为优质。
　　
6 结论与认识
　　
（1）优化送入钻具组合和套管设计，采用Φ79.375mm×9.19mm非标钻具和P110×7.8mm直连型无接箍套管，降低了流动阻力，增大了环空间隙，从而降低了施工泵压。优选华北Y C型Φ139.7mm×Φ101.6mm液压悬挂器，有效地避免了由于套管段重量轻，悬挂器倒扣不易判断，造成固井事故发生的问题。
　　
（2）优选抗高温双凝水泥浆体系，水泥浆的失水小、析水为0，抗高温能力强，稠化时间可调。优选的缓凝剂适用温度范围宽，封固段上下水泥石强度高，能有效提高固井质量。
　　
（3）采用紊流、塞流复合顶替技术，可有效降低施工泵压，提高顶替效率，从而提高固井质量。
　　
参考文献
　　
[1] 李丰收.最新石油固井关键技术应用手册[M].北京：石油工业出版社，2007：197-201
　　
[2] 马开华，刘修善.深井超深井钻井新技术研究与应用[C].北京：中国石化出版社，2005：394-399
　　
[3] 周仕明，李根生，方春飞，等.元坝地区Ф146.1mm尾管固井技术难点与对策[J] .北京：石油钻探技术，2010，38（4）：41-44