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摘要： 套损井的大量出现，给油田的持续稳产带来了极大影响，套损井的防治工作显得尤为重要。主要对于套损治理中的侧钻工艺技术进行探讨研究，对于树立防护和治理并举的思想，采取具有针对性和创新性的防护和治理措施具有一定帮助。
关键词： 套损；治理方式；侧钻工艺；防护措施
中图分类号：TE3文献标识码：A文章编号：1671—7597（2011）0110066－01
侧钻作为治理套损的一个重要的工艺技术，是套损井回复生产的有效措施，有利于提高油田开发效果，提高油井利用率，同时可节约钻井费用和地面建设费用。另外通过侧钻水平井可以有效的开发老油田的剩余油，可以有效的开发低渗透油藏，开发裂缝性油藏和薄油藏。针对油层条件好、单井采出程度较低且套损时间短在现有治理工艺技术下难以恢复产能或有效周期较短的油井采取侧钻工艺恢复油井产能[1,2]。治理套损井的侧钻工艺技术主要包括以下几个部分。
1拔套工艺
侧钻井拔套工艺就是在所钻井的套管水泥返高以上用炸药将套管炸断，再在井口用千斤顶将炸断的套管逐根拔出。1）拔套可降低钻井费用，进尺415元／米，如果按500米计算，可降低费用20．75万元；2）减少表套费用，表套价格263元／米，按250计算可节省费用6．57万元；3）理论上拔套深度取决于水泥返高，实际受老井眼井壁坍塌情况影响较大；4）拔出套管对腐蚀机理研究和防治有重要意义；5）拔套成功可减少侧钻外协纠纷。
2 钻井工艺
在侧钻开始前，根据老井眼情况及拔套管情况，优化钻井方案。对不同的井眼情况，采取了不同的钻井参数，优化井身剖面。为确保钻具在老井眼内的安全，采取了首先光钻杆通井，然后带喷射旋转式钻头通井，最后带扶正器通井的措施，确保了老井井眼的安全。
首先要挤封油层或这漏失井段。挤封油层的目的是防止层间互窜，影响裸眼钻进和采油工艺的实施。挤封前要冲砂洗井彻底，把所有待挤封井段都冲露出来。挤封时要将管柱下到预挤封井段以下，采用循环挤注方法，以避免因吸收性差异而影响挤封质量的因素。封堵剂的用量取决于预堵层位的渗透率，挤封厚度及挤封半径、压力等因素，一般挤封半径按照0.5米计算。
其次要对上部套管进行试压。上部套管试压的目的是了解套管完好情况，为确定完井尾管长度提供依据，也为下尾管固井施工、试压及采油工作提供基础。试压标准根据油藏特征、采油工艺要求及侧钻施工特点而确定，一般油井试压10MPa，经三十分钟压降不超过0.5兆帕为合格。
最后是通井。通井的目的是了解套管损坏情况，为确定裸眼钻进、完井管柱、采油管柱等入井工具提供确切的依据。为了保证通井的目地，通井规应比入井最大尺寸工具直径大4-6毫米，长度不小于最大直径入井工具的长度或使用双极通井规，通井遇阻井段要用修套工艺修套至畅通。在侧钻时，为了达到侧钻一次成功的目的，选择了地层较软的洛河层侧钻，采取小钻压、大排量、控制机械速度的工艺技术，最终达到了侧钻一次成功的目的。并在定向造斜时针对老井眼井斜超标，对井斜、方位也作了相应的变化和调整，确保了下部井眼轨迹的控制。
在轨迹控制方面，根据油田的地层特点，对方位漂移量作了充足的预计，在钻进过程中，采取30米测斜，并在不稳定地层采取加密测点，实时改变钻井参数调整井眼轨迹，并严格按照相应的轨迹控制要求，曲率、狗腿度等都达到相应的井身要求，达到了井眼轨迹控制的目的。为达到井斜、方位测量的准确性，采用了先进的电子单点测量仪器测量井身参数，准确测量到了井身参数的数据，为全井段的井眼轨迹控制提供了精确的数据。在下部井眼，针对井斜小的特点，大胆使用了光钻铤钻进，而使井身参数又在控制之内达到轨迹控制的要求。并在完井阶段控制机械速度，缩短油层浸泡时间，达到了油层保护的目的。单点测斜结果表明：实施的7口井在侧钻定向造斜段，控制百米增斜率为10°/1OOm,最长造斜井段为80m，最小造斜井段长18m，造斜一次成功率达到100％。在增斜井段，增斜率均控制在3°/1OOm以内。电测连斜解释井眼轨迹为直-增和直-增-稳剖面，无狗腿，中靶半径均<30m,中靶率100％，符合技术标准。
3 施工工艺
使用无固相聚合物钻井液钻进至油层项部。此段钻进中，主要加入强絮凝高聚物，控制钻屑分散及沉除钻屑，使钻井液保持低密度和低固相。其主要目的一是为了提高钻速，二是为进入油层的钻井液保持低密度和低固相打好基础。当钻进至油层顶部30-50m时，开始转化钻井液为低伤害的低固相聚合物钻井液，加入次生阳离子起到保护油层的目的，施工至完井。在此段施工中，严格控制失水量不超过6.0mL，减少钻井液滤液进入油层，密度根据邻近注水井压力情况进行调整控制，尽量达到近平衡钻井，而对油层不产生伤害，油层段泥饼控制在≤0.2mm,泥浆粘度控制在38s，为完井电测、固井提供了良好的泥浆性能。
4 固井工艺
需要修复的老井生产周期都在几年到十几年或二十几年不等，并且大部分油井水泥返高在直罗组以下。由于是在老油田老井拔套管侧钻，井间距越来越小，井网密集，地层流体和地层压力异常活跃。经缜密研究和分析后认为，要确保水泥返高及油层段封固质量，必须采取以下固井技术：1）井眼准备技术；2）水泥浆技术；3）下套管技术；4）扶正器加装技术；5）钻井液处理技术；6）注水泥技术；7）项替技术。
针对完井泥浆性能和各区块地层压力的具体情况，优选了油层水泥浆体系和粉煤灰低密度体系：1）GJR-1低温高早强、稠化短过渡、微膨胀、强触变性能的水泥浆体系：密度1.85-1.90g/cm3，失水小于100mL。2）低温高早强锁水剂（GCA）水泥浆体系：密度1.85-1.90g/cm3，失水小于120mL。3）具有低温高早强、稳定性能的低密度（GQD-1）水泥浆体系：密度1.35-1.45g／cm3。
套管串结构：Φ139.7mm浮鞋+Φ139.7mm套管1根+Φ139.7mm浮箍+Φ139.7mm套管+短套管1根+Φ139.7mm套管+联顶节。
5 存在的问题思考
1）侧钻井受老井眼存在缩径、坍塌、跨越等复杂问题，给拔套、钻井工程带来困难；2）老区注水开发造成压力异常，对油层保护、固井质量带来不利影响；3）油井套破后河水倒灌油层，造成油层水洗和污染，给侧钻带来风险；4）费用问题，油田公司下拨费用120万元/口，适于对于井深1400米以内的井，对于井深2000米的井，费用相差较大。
6 结语
虽然在套损井的治理上已形成了一系列工艺技术，但每年由于套损造成的产能损失仍然很高。因此，必须以预防为主，变被动治理为主动预防。本文主要对于套损治理中的侧钻工艺技术进行探讨，指出套破时间短，套破段少，频繁上修的套破井，可以实施套管堵漏或小套管修复工艺技术恢复油井产能。
参考文献：
[1]赵恩远、夏柏如、赵士强，套损井开窗侧钻水平井挖潜剩余油技术[J].石油钻采工艺，2009，31（1）.
[2]曹连军，套损井侧钻技术研究[J].大庆石油地质与开发，2006，25（4）.
关键词： 套损；治理方式；侧钻工艺；防护措施
中图分类号：TE3文献标识码：A文章编号：1671—7597（2011）0110066－01
侧钻作为治理套损的一个重要的工艺技术，是套损井回复生产的有效措施，有利于提高油田开发效果，提高油井利用率，同时可节约钻井费用和地面建设费用。另外通过侧钻水平井可以有效的开发老油田的剩余油，可以有效的开发低渗透油藏，开发裂缝性油藏和薄油藏。针对油层条件好、单井采出程度较低且套损时间短在现有治理工艺技术下难以恢复产能或有效周期较短的油井采取侧钻工艺恢复油井产能[1,2]。治理套损井的侧钻工艺技术主要包括以下几个部分。
1拔套工艺
侧钻井拔套工艺就是在所钻井的套管水泥返高以上用炸药将套管炸断，再在井口用千斤顶将炸断的套管逐根拔出。1）拔套可降低钻井费用，进尺415元／米，如果按500米计算，可降低费用20．75万元；2）减少表套费用，表套价格263元／米，按250计算可节省费用6．57万元；3）理论上拔套深度取决于水泥返高，实际受老井眼井壁坍塌情况影响较大；4）拔出套管对腐蚀机理研究和防治有重要意义；5）拔套成功可减少侧钻外协纠纷。
2 钻井工艺
在侧钻开始前，根据老井眼情况及拔套管情况，优化钻井方案。对不同的井眼情况，采取了不同的钻井参数，优化井身剖面。为确保钻具在老井眼内的安全，采取了首先光钻杆通井，然后带喷射旋转式钻头通井，最后带扶正器通井的措施，确保了老井井眼的安全。
首先要挤封油层或这漏失井段。挤封油层的目的是防止层间互窜，影响裸眼钻进和采油工艺的实施。挤封前要冲砂洗井彻底，把所有待挤封井段都冲露出来。挤封时要将管柱下到预挤封井段以下，采用循环挤注方法，以避免因吸收性差异而影响挤封质量的因素。封堵剂的用量取决于预堵层位的渗透率，挤封厚度及挤封半径、压力等因素，一般挤封半径按照0.5米计算。
其次要对上部套管进行试压。上部套管试压的目的是了解套管完好情况，为确定完井尾管长度提供依据，也为下尾管固井施工、试压及采油工作提供基础。试压标准根据油藏特征、采油工艺要求及侧钻施工特点而确定，一般油井试压10MPa，经三十分钟压降不超过0.5兆帕为合格。
最后是通井。通井的目的是了解套管损坏情况，为确定裸眼钻进、完井管柱、采油管柱等入井工具提供确切的依据。为了保证通井的目地，通井规应比入井最大尺寸工具直径大4-6毫米，长度不小于最大直径入井工具的长度或使用双极通井规，通井遇阻井段要用修套工艺修套至畅通。在侧钻时，为了达到侧钻一次成功的目的，选择了地层较软的洛河层侧钻，采取小钻压、大排量、控制机械速度的工艺技术，最终达到了侧钻一次成功的目的。并在定向造斜时针对老井眼井斜超标，对井斜、方位也作了相应的变化和调整，确保了下部井眼轨迹的控制。
在轨迹控制方面，根据油田的地层特点，对方位漂移量作了充足的预计，在钻进过程中，采取30米测斜，并在不稳定地层采取加密测点，实时改变钻井参数调整井眼轨迹，并严格按照相应的轨迹控制要求，曲率、狗腿度等都达到相应的井身要求，达到了井眼轨迹控制的目的。为达到井斜、方位测量的准确性，采用了先进的电子单点测量仪器测量井身参数，准确测量到了井身参数的数据，为全井段的井眼轨迹控制提供了精确的数据。在下部井眼，针对井斜小的特点，大胆使用了光钻铤钻进，而使井身参数又在控制之内达到轨迹控制的要求。并在完井阶段控制机械速度，缩短油层浸泡时间，达到了油层保护的目的。单点测斜结果表明：实施的7口井在侧钻定向造斜段，控制百米增斜率为10°/1OOm,最长造斜井段为80m，最小造斜井段长18m，造斜一次成功率达到100％。在增斜井段，增斜率均控制在3°/1OOm以内。电测连斜解释井眼轨迹为直-增和直-增-稳剖面，无狗腿，中靶半径均<30m,中靶率100％，符合技术标准。
3 施工工艺
使用无固相聚合物钻井液钻进至油层项部。此段钻进中，主要加入强絮凝高聚物，控制钻屑分散及沉除钻屑，使钻井液保持低密度和低固相。其主要目的一是为了提高钻速，二是为进入油层的钻井液保持低密度和低固相打好基础。当钻进至油层顶部30-50m时，开始转化钻井液为低伤害的低固相聚合物钻井液，加入次生阳离子起到保护油层的目的，施工至完井。在此段施工中，严格控制失水量不超过6.0mL，减少钻井液滤液进入油层，密度根据邻近注水井压力情况进行调整控制，尽量达到近平衡钻井，而对油层不产生伤害，油层段泥饼控制在≤0.2mm,泥浆粘度控制在38s，为完井电测、固井提供了良好的泥浆性能。
4 固井工艺
需要修复的老井生产周期都在几年到十几年或二十几年不等，并且大部分油井水泥返高在直罗组以下。由于是在老油田老井拔套管侧钻，井间距越来越小，井网密集，地层流体和地层压力异常活跃。经缜密研究和分析后认为，要确保水泥返高及油层段封固质量，必须采取以下固井技术：1）井眼准备技术；2）水泥浆技术；3）下套管技术；4）扶正器加装技术；5）钻井液处理技术；6）注水泥技术；7）项替技术。
针对完井泥浆性能和各区块地层压力的具体情况，优选了油层水泥浆体系和粉煤灰低密度体系：1）GJR-1低温高早强、稠化短过渡、微膨胀、强触变性能的水泥浆体系：密度1.85-1.90g/cm3，失水小于100mL。2）低温高早强锁水剂（GCA）水泥浆体系：密度1.85-1.90g/cm3，失水小于120mL。3）具有低温高早强、稳定性能的低密度（GQD-1）水泥浆体系：密度1.35-1.45g／cm3。
套管串结构：Φ139.7mm浮鞋+Φ139.7mm套管1根+Φ139.7mm浮箍+Φ139.7mm套管+短套管1根+Φ139.7mm套管+联顶节。
5 存在的问题思考
1）侧钻井受老井眼存在缩径、坍塌、跨越等复杂问题，给拔套、钻井工程带来困难；2）老区注水开发造成压力异常，对油层保护、固井质量带来不利影响；3）油井套破后河水倒灌油层，造成油层水洗和污染，给侧钻带来风险；4）费用问题，油田公司下拨费用120万元/口，适于对于井深1400米以内的井，对于井深2000米的井，费用相差较大。
6 结语
虽然在套损井的治理上已形成了一系列工艺技术，但每年由于套损造成的产能损失仍然很高。因此，必须以预防为主，变被动治理为主动预防。本文主要对于套损治理中的侧钻工艺技术进行探讨，指出套破时间短，套破段少，频繁上修的套破井，可以实施套管堵漏或小套管修复工艺技术恢复油井产能。
参考文献：
[1]赵恩远、夏柏如、赵士强，套损井开窗侧钻水平井挖潜剩余油技术[J].石油钻采工艺，2009，31（1）.
[2]曹连军，套损井侧钻技术研究[J].大庆石油地质与开发，2006，25（4）.