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【摘要】经过多年的勘探开发，胜利油田存在部分油水井中有不同情况的井况损坏和低产低效井。为了老油田的挖潜，胜利油田研究摸索出了一套套管开窗侧钻水平井钻井技术。
【关键词】侧钻水平井 剖面优化 轨迹控制技术
1 开窗技术难点及分析
套管开窗侧钻水平井受老井条件和地质要求的影响其难度往往较高。1.1 技术难点
（1）开窗深度深：套管开窗位置较深，侧钻难度大。51/2″套管开窗位置一般大于2000m，不少开窗位置大于2500m。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，套管钢级较高、套管壁较厚，开窗难度加大。
（2）井眼裸眼井段较长：不少井的裸眼长度在500-700m。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。
（3）造斜率控制：由于靶前位移较短，导致造斜率偏高，井眼曲率一般在30°～80°/100m。
1.2 现场轨迹控制技术对策
针对以上难点，每口井的设计和施工均经过多方严格讨论，设计选择了灵活多变设计和施工方案。总结出套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制施工对策：
（1）造斜率工具的选择：在现场施工中，为防止因各种因素造成工具实钻造斜率低于其理论值，选择比理论值高10～20%的螺杆钻具。现场备有1.25°、1.5°、1.75°三种不同规格的单弯螺杆，以满足不同造斜率的需要。对于将要钻遇复杂地层，造斜率的选择更要作精细预测，加大保险系数。
（2）加强造斜段的监控：一般情况下，每钻完一单根测量井斜、方位等测斜数据；还可以根据需要加密测量。根据井眼实钻轨迹情况，随时采取不同的钻进方式和钻井参数等方法，确保实钻轨迹和设计轨迹尽量吻合。
（3）确保稳斜探顶：入靶前保持一定的井斜角稳斜探顶，这时工具的造斜率相对较小，应变能力强，可以克服地质不确定度因素，保证准确地探知油层位置，保证进靶井眼轨迹光滑性。
（4）确保矢量入靶：保持入靶井斜角、方位角和垂深满足地质需要，减少水平段调整井斜和方位几率，增加油层穿透率。
（5）提高预测能力：在整个施工中，不断预测仪器暂时测不到的井段的井斜数据，同时加强和实测数据的比较，提高预测水平。
（6）柔性倒装钻具应用：钻头+螺杆+无磁柔性承压钻杆+斜坡钻杆（或加重钻杆）+加重钻杆+斜坡钻杆的柔性倒装钻具组合，这种组合对井眼轨迹控制起到了非常重要的作用。
2 井眼轨迹控制过程
该技术分以下几个部分：
（1）套管开窗：现在多采用φ118mm液压卡瓦式座封斜向器。斜向器放置于侧钻点处，然后采用陀螺定向，定向成功后进行开窗作业。开窗过程中，应根据不同的阶段、返出铁屑的大小和形状及转盘负荷情况，及时调整有关参数，保证开窗一次成功。
（2）脱离老井眼段：开窗后裸眼只有2-5m，测斜仪器在套管内由于受到磁性影响无法显示正确的方位读数。采用“盲打”钻进20-30米以使井眼脱离老井眼。
（3）侧钻增斜段及稳斜段：脱离老井眼后，直接采用上部钻具进行定向。为避免钻具自锁、减少钻具扭矩、摩阻，以及容易加压等，在不同的井段采用不同的钻具组合。根据实钻测斜情况，随时调整钻具组合和钻井参数以及钻进方式，满足井眼軌迹的需要。
（4）侧钻水平段：入靶后，在钻进中应尽量多采用复合钻进，减少水平段的起伏，确保井眼轨迹最大限度地在目的层中穿行。3 现场实例
现在我们以桩斜842侧井作为实例，简单介绍井眼轨迹控制过程。3.1 概况
桩斜842侧井是一口51/2″套管内开窗侧钻水平井。设计垂深2397.05m，（斜深2850m），设计最大井斜89.69°，水平段长200m。实际完钻井深2788m，最大井斜90.5°，水平位移485.41m，水平段长158m，裸眼段长653m。
3.2 设计简况
3.2.1 设计基础数据表（表1）
3.3 实钻井眼轨迹控制
该井轨迹控制施工情况如下：
（1）斜向器定向座封下入一体式斜向器，斜尖位置2134.8m，陀螺定向斜向器方位321°。座封后接着开窗修窗，窗口位置2134.8～2137m。
钻具组合：Φ1 1 8 m m开窗铣锥+Φ105mm钻铤×2根+Φ89mm加重钻杆×12根+Φ73mm钻杆。
（2）第一增斜段、稳斜段2164～2200m
钻具组合：Φ118mm钻头+Φ95mm单弯螺杆+Φ89mm无磁承压钻杆+Φ73mm斜坡钻杆×30+Φ89mm加重钻杆×12+Φ73mm钻杆
钻井参数：排量5～8L/s，钻压30～50kN，泵压20MPa。
（3）稳斜段2200～2491m。钻具组合：Φ118mm钻头+Φ95mm单弯螺杆+Φ89mm无磁承压钻杆+Φ73mm斜坡钻杆×30+Φ89mm加重钻杆×12+Φ73mm钻杆；
钻井参数：排量5～8L/s，钻压30～50kN，泵压20MPa，转速30～40r/min
（4）第二增斜段2603～2630m。钻具组合：Φ118mm钻头+Φ95mm单弯螺杆+Φ89mm无磁承压钻杆+Φ73mm斜坡钻杆×42+Φ89mm加重钻杆×12+Φ73mm钻杆
钻井参数：排量5～8L/s，钻压30～50kN，泵压20MPa
轨迹控制：由于中途电测解释油层垂深上提2m，因此本段施工的目的是尽快增斜至水平，在2630m轨迹以87°进入油层，进入A靶后转入水平段。
（5）水平段施工2630～2788m。钻具组合：Φ118mm钻头+Φ95mm×1.25°单弯螺杆+Φ89mm无磁承压钻杆 +Φ73mm斜坡钻杆×42+Φ89mm加重钻杆×12+Φ73mm钻杆
钻井参数：排量5～8L/s，钻压30～50KN，泵压20～22MPa，转速30～40r/min
轨迹控制：本段以复合钻进为主，实现稳斜稳方位的效果。在钻进过程中根据井眼轨迹变化情况和油层走向调整钻进方式和钻井参数，以达到地质需求的目的。
4 结论与认识
胜利油田老井开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术的应用推广，逐步得到完善和成熟。通过这项技术的研究与应用，我们充分认识到：
（1）老井套管开窗侧钻水平井是一项综合复杂的技术应用，严密的技术研究，详细的钻井设计和认真扎实的技术准备是保证井眼轨迹控制技术成功的重要前提。
（2）地质、工程密切配合，及时跟踪分析是井眼轨迹控制技术成功的重要条件。
（3）精细的水平井轨迹控制和地质导向技术是实现开窗侧钻水平井开发地质目的的关键。
（4）胜利的油层地质特点限制了老井侧钻水平井选井，现阶段工艺技术限制选井范围：
（5）胜利油田老井侧钻水平井的剖面选择及实钻轨迹控制应以剖面轨迹最光滑，曲线最短，变方位、井斜的钻井工作量相对最小，低成本、有利后续施工为原则。
【关键词】侧钻水平井 剖面优化 轨迹控制技术
1 开窗技术难点及分析
套管开窗侧钻水平井受老井条件和地质要求的影响其难度往往较高。1.1 技术难点
（1）开窗深度深：套管开窗位置较深，侧钻难度大。51/2″套管开窗位置一般大于2000m，不少开窗位置大于2500m。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，套管钢级较高、套管壁较厚，开窗难度加大。
（2）井眼裸眼井段较长：不少井的裸眼长度在500-700m。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。
（3）造斜率控制：由于靶前位移较短，导致造斜率偏高，井眼曲率一般在30°～80°/100m。
1.2 现场轨迹控制技术对策
针对以上难点，每口井的设计和施工均经过多方严格讨论，设计选择了灵活多变设计和施工方案。总结出套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制施工对策：
（1）造斜率工具的选择：在现场施工中，为防止因各种因素造成工具实钻造斜率低于其理论值，选择比理论值高10～20%的螺杆钻具。现场备有1.25°、1.5°、1.75°三种不同规格的单弯螺杆，以满足不同造斜率的需要。对于将要钻遇复杂地层，造斜率的选择更要作精细预测，加大保险系数。
（2）加强造斜段的监控：一般情况下，每钻完一单根测量井斜、方位等测斜数据；还可以根据需要加密测量。根据井眼实钻轨迹情况，随时采取不同的钻进方式和钻井参数等方法，确保实钻轨迹和设计轨迹尽量吻合。
（3）确保稳斜探顶：入靶前保持一定的井斜角稳斜探顶，这时工具的造斜率相对较小，应变能力强，可以克服地质不确定度因素，保证准确地探知油层位置，保证进靶井眼轨迹光滑性。
（4）确保矢量入靶：保持入靶井斜角、方位角和垂深满足地质需要，减少水平段调整井斜和方位几率，增加油层穿透率。
（5）提高预测能力：在整个施工中，不断预测仪器暂时测不到的井段的井斜数据，同时加强和实测数据的比较，提高预测水平。
（6）柔性倒装钻具应用：钻头+螺杆+无磁柔性承压钻杆+斜坡钻杆（或加重钻杆）+加重钻杆+斜坡钻杆的柔性倒装钻具组合，这种组合对井眼轨迹控制起到了非常重要的作用。
2 井眼轨迹控制过程
该技术分以下几个部分：
（1）套管开窗：现在多采用φ118mm液压卡瓦式座封斜向器。斜向器放置于侧钻点处，然后采用陀螺定向，定向成功后进行开窗作业。开窗过程中，应根据不同的阶段、返出铁屑的大小和形状及转盘负荷情况，及时调整有关参数，保证开窗一次成功。
（2）脱离老井眼段：开窗后裸眼只有2-5m，测斜仪器在套管内由于受到磁性影响无法显示正确的方位读数。采用“盲打”钻进20-30米以使井眼脱离老井眼。
（3）侧钻增斜段及稳斜段：脱离老井眼后，直接采用上部钻具进行定向。为避免钻具自锁、减少钻具扭矩、摩阻，以及容易加压等，在不同的井段采用不同的钻具组合。根据实钻测斜情况，随时调整钻具组合和钻井参数以及钻进方式，满足井眼軌迹的需要。
（4）侧钻水平段：入靶后，在钻进中应尽量多采用复合钻进，减少水平段的起伏，确保井眼轨迹最大限度地在目的层中穿行。3 现场实例
现在我们以桩斜842侧井作为实例，简单介绍井眼轨迹控制过程。3.1 概况
桩斜842侧井是一口51/2″套管内开窗侧钻水平井。设计垂深2397.05m，（斜深2850m），设计最大井斜89.69°，水平段长200m。实际完钻井深2788m，最大井斜90.5°，水平位移485.41m，水平段长158m，裸眼段长653m。
3.2 设计简况
3.2.1 设计基础数据表（表1）
3.3 实钻井眼轨迹控制
该井轨迹控制施工情况如下：
（1）斜向器定向座封下入一体式斜向器，斜尖位置2134.8m，陀螺定向斜向器方位321°。座封后接着开窗修窗，窗口位置2134.8～2137m。
钻具组合：Φ1 1 8 m m开窗铣锥+Φ105mm钻铤×2根+Φ89mm加重钻杆×12根+Φ73mm钻杆。
（2）第一增斜段、稳斜段2164～2200m
钻具组合：Φ118mm钻头+Φ95mm单弯螺杆+Φ89mm无磁承压钻杆+Φ73mm斜坡钻杆×30+Φ89mm加重钻杆×12+Φ73mm钻杆
钻井参数：排量5～8L/s，钻压30～50kN，泵压20MPa。
（3）稳斜段2200～2491m。钻具组合：Φ118mm钻头+Φ95mm单弯螺杆+Φ89mm无磁承压钻杆+Φ73mm斜坡钻杆×30+Φ89mm加重钻杆×12+Φ73mm钻杆；
钻井参数：排量5～8L/s，钻压30～50kN，泵压20MPa，转速30～40r/min
（4）第二增斜段2603～2630m。钻具组合：Φ118mm钻头+Φ95mm单弯螺杆+Φ89mm无磁承压钻杆+Φ73mm斜坡钻杆×42+Φ89mm加重钻杆×12+Φ73mm钻杆
钻井参数：排量5～8L/s，钻压30～50kN，泵压20MPa
轨迹控制：由于中途电测解释油层垂深上提2m，因此本段施工的目的是尽快增斜至水平，在2630m轨迹以87°进入油层，进入A靶后转入水平段。
（5）水平段施工2630～2788m。钻具组合：Φ118mm钻头+Φ95mm×1.25°单弯螺杆+Φ89mm无磁承压钻杆 +Φ73mm斜坡钻杆×42+Φ89mm加重钻杆×12+Φ73mm钻杆
钻井参数：排量5～8L/s，钻压30～50KN，泵压20～22MPa，转速30～40r/min
轨迹控制：本段以复合钻进为主，实现稳斜稳方位的效果。在钻进过程中根据井眼轨迹变化情况和油层走向调整钻进方式和钻井参数，以达到地质需求的目的。
4 结论与认识
胜利油田老井开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术的应用推广，逐步得到完善和成熟。通过这项技术的研究与应用，我们充分认识到：
（1）老井套管开窗侧钻水平井是一项综合复杂的技术应用，严密的技术研究，详细的钻井设计和认真扎实的技术准备是保证井眼轨迹控制技术成功的重要前提。
（2）地质、工程密切配合，及时跟踪分析是井眼轨迹控制技术成功的重要条件。
（3）精细的水平井轨迹控制和地质导向技术是实现开窗侧钻水平井开发地质目的的关键。
（4）胜利的油层地质特点限制了老井侧钻水平井选井，现阶段工艺技术限制选井范围：
（5）胜利油田老井侧钻水平井的剖面选择及实钻轨迹控制应以剖面轨迹最光滑，曲线最短，变方位、井斜的钻井工作量相对最小，低成本、有利后续施工为原则。