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[摘 要]本文立足于油田套损井增多、井下修井作业量增加实际，以侧斜修井工艺原理分析为基础，对侧斜修井井身轨迹设计、修井防碰和配套工艺等关键技术措施等进行了分析，对技术应用进行了探究。
[关键词]套损井；侧斜修井；井下作业
中图分类号：TE358 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）15-0010-01
当前，随着油田开发时间延长，套损井增多，对套损井进行井下大修也随之增多。套损井影响了油井正常产能，不利于提升油气采收率，而侧斜修井技术是套损井修复重要工艺，有必要对侧斜修井工艺原理和关键措施进行探究。
1 侧斜修井工艺应用现状
1.1 侧斜修井工艺机制
侧斜修井是套损井修井常用工艺，因在修井作业中能采用定向工具和钻具，所以优势独特，可通过定向钻孔不改变原油井地面位置，提升废旧井口、井场利用率，无需重新进行地面管线和采油设施部署，对井网部署无影响，能实现彻底的套损井修复。传统修复作业中，一般在油井旧井筒内部撷开一定距离纵向深度进行修复作业，而侧斜修井是根据井筒延伸情况和地质条件，事先确定修井方案，将旧井筒内部分浅层套管取出，对原井筒裸眼采用侧斜工具按照设计方位进行侧钻，避开原先的井筒和套管，然后重新下入套管串固井后进行的修井作业，通过绕开原先井筒和井下管柱钻进一段距离，达到待修复作业部位，实现旧井眼针对性规避和新旧眼钻开，并对新钻井眼按照生产需要，在修复完成后下入套管，实施套管固井作业。侧斜修井需要满足一定的技术指标，一般适用油井井斜角要在3度以内、待修复目的储层水平位移要在30m以内。
1.2 侧斜修井技术的应用
在具体应用中，侧斜修井对套损井深度具有较高要求，当前定向修井工具限制下，深度在800m以上的油井不便于采用该技术。在初期浅层取套作业未能成功的套损井中，需要重新评估射孔段的密封性，在确保射孔密封紧固的基础上，可以采取侧斜修井恢复油井生产。同时，对于井筒出砂严重、落物遇卡打捞失败、井壁坍塌堵塞井筒等问题的油井，也可以采用侧斜修井技术进行修复。
工艺应用中存在如下技术难点：套损井套损点分布复杂、个别油井存在多个套损点，每口套损井都有个性化情况，难以采取统一方案进行修复；老油井特别是小井眼油井套损部位通径较小，深度较大、套损后位移情况下，修复难度较大；受制于水平位移，侧斜井井斜角要求多在3度以下，方位控制难度较大；侧钻取套难度大，侧斜点很难按优化设计的轨迹前进；套损井地层经过钻井液、井下流体长期浸泡后，在侧钻修复中极易出现井壁坍塌等问题，造成井下复杂情况。
2 测斜修井工艺应用关键技术
2.1 配套技术措施
侧斜修井配套关键措施包括钻头优化、定向钻具选择、取套作业等。其中，取套技术较为关键，是修井作业基础，一般是浅层取套，选择深度350-450m的岩性稳定、松软适宜地层进行，便于后期造斜钻进；常用套铣头是Ф230复合片铣头或圆弧齿铣头，基本作业参数如表1所示；具体可通过外割刀切割打捞、提拉测卡打捞等进行套管打捞。要应用斜向器进行侧斜，缩短水泥浆候凝时间，杜绝修井液钙化问题。钻头优选上，浅层以松软地层居多，可选择牙轮钻头；而深度加大后岩层变硬，可选择PDC钻头。定向钻具设计可根据油井实际，结合钻柱力学分析确定。比如，笔者在某次实践侧斜修井中，在侧斜段采用：Ф215牙轮钻头、Ф165螺杆、75度弯接头、Ф159无磁钻铤、Ф159钻铤、Ф127钻杆，作业时参数为30-50kn钻压、20-25L/s排量和7-9MPa泵压，实现了7度/100m的造斜钻进，在井斜角达到设计角度后，如果钻速趋于均匀，说明已经侧出了原先井筒；稳斜和降斜段采用Ф200PDC钻头、Ф159无磁钻铤、Ф159钻铤、Ф198螺杆、Ф127钻杆配套应用，作业参数为钻压100-120kn、转数120-150rpm、排量30L/s、泵压12-14MPa，在钻进30m左右后进行单点测斜，根据数据计算进行参数调整，在井底闭合距离达到10-15m时停止稳斜钻进。选用钻井液需要具备较强的抗钙侵性、防塌性和携砂性，且要求摩阻系數较低。
2.2 优化井身剖面设计
套损井大都位于老油区，经过多次井网调整，井间距不断缩小，无论是何种形式的井网部署，侧斜修井最大影响因素包括井间距和井眼轨迹及方位。对间距较近的油井，需要进行防碰设计，并将方位错开。一般情况下，侧斜修井井斜角要求控制在3度以内、水平位移在30m以内、井眼曲率在1.5度/30m以内。针对井斜角小、地层非均质性强、方位易漂移等技术难点，井身轨迹多采用直-侧（稳）斜-稳斜-降斜-侧（稳）斜的方式进行设计，具体形式如图1所示。在井斜角达标、方位与原井眼相反、返出岩屑包含50%以上的新井眼岩屑后，说明已经侧钻出原井眼。新井眼鉆进中，为防止碰到原井眼，需要在进行50m侧斜钻进后，利用双钟摆钻具和PDC钻头钻具组合实施稳斜钻进。具体钻进中，要优化侧斜井靶区、取套深度和侧斜点。侧斜方位是主要参数，确定中要考虑如下因素：尽量避开原井眼，侧斜方向线与侧斜点以下井眼轨迹要错开，方位线位移覆盖区域要与井场各原井眼水平位移覆盖区域错开，在条件允许时尽量扩大相互之间的安全距离。再如在造斜段控制中，可根据公式a=L*k（其中，a为井斜角、L为侧斜段长度、k为造斜率）进行计算，根据井斜角3度以内、侧斜段长度50m以内，可确定造斜率为6度/100m以上。
2.3 实钻轨道防碰
侧斜修井安全主要是在实钻防碰钻进，当前技术水平连续侧斜稳斜钻进难度较大，可通过对井身轨迹控制点的计算，确定分散的控制点，应用曲率半径法等方式，尽量细化钻进参数。具体实施中，要控制好两个因素：实钻轨道变化趋势和设计轨道变化趋势，通过随钻监测，对二者间的一致性进行分析，通过误差严格控制防止出现偏差。同时，为防止与邻井碰撞，需要通过最近距离、法面距离和水平距离对井眼轨迹最近距离进行预测，确保防碰。
3 结论
综上所述，油田套损井修复中，侧斜修井技术应用比较广泛，通过对工艺原理和关键措施分析，有利于加深对技术应用的认识水平，更好地发挥其修井作用。
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（01）.
[2] 张毅9华健.开窗侧钻井三维轨迹的可视化实现及工程应用[J].石油工业计算机应用，2013（02）.
[关键词]套损井；侧斜修井；井下作业
中图分类号：TE358 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）15-0010-01
当前，随着油田开发时间延长，套损井增多，对套损井进行井下大修也随之增多。套损井影响了油井正常产能，不利于提升油气采收率，而侧斜修井技术是套损井修复重要工艺，有必要对侧斜修井工艺原理和关键措施进行探究。
1 侧斜修井工艺应用现状
1.1 侧斜修井工艺机制
侧斜修井是套损井修井常用工艺，因在修井作业中能采用定向工具和钻具，所以优势独特，可通过定向钻孔不改变原油井地面位置，提升废旧井口、井场利用率，无需重新进行地面管线和采油设施部署，对井网部署无影响，能实现彻底的套损井修复。传统修复作业中，一般在油井旧井筒内部撷开一定距离纵向深度进行修复作业，而侧斜修井是根据井筒延伸情况和地质条件，事先确定修井方案，将旧井筒内部分浅层套管取出，对原井筒裸眼采用侧斜工具按照设计方位进行侧钻，避开原先的井筒和套管，然后重新下入套管串固井后进行的修井作业，通过绕开原先井筒和井下管柱钻进一段距离，达到待修复作业部位，实现旧井眼针对性规避和新旧眼钻开，并对新钻井眼按照生产需要，在修复完成后下入套管，实施套管固井作业。侧斜修井需要满足一定的技术指标，一般适用油井井斜角要在3度以内、待修复目的储层水平位移要在30m以内。
1.2 侧斜修井技术的应用
在具体应用中，侧斜修井对套损井深度具有较高要求，当前定向修井工具限制下，深度在800m以上的油井不便于采用该技术。在初期浅层取套作业未能成功的套损井中，需要重新评估射孔段的密封性，在确保射孔密封紧固的基础上，可以采取侧斜修井恢复油井生产。同时，对于井筒出砂严重、落物遇卡打捞失败、井壁坍塌堵塞井筒等问题的油井，也可以采用侧斜修井技术进行修复。
工艺应用中存在如下技术难点：套损井套损点分布复杂、个别油井存在多个套损点，每口套损井都有个性化情况，难以采取统一方案进行修复；老油井特别是小井眼油井套损部位通径较小，深度较大、套损后位移情况下，修复难度较大；受制于水平位移，侧斜井井斜角要求多在3度以下，方位控制难度较大；侧钻取套难度大，侧斜点很难按优化设计的轨迹前进；套损井地层经过钻井液、井下流体长期浸泡后，在侧钻修复中极易出现井壁坍塌等问题，造成井下复杂情况。
2 测斜修井工艺应用关键技术
2.1 配套技术措施
侧斜修井配套关键措施包括钻头优化、定向钻具选择、取套作业等。其中，取套技术较为关键，是修井作业基础，一般是浅层取套，选择深度350-450m的岩性稳定、松软适宜地层进行，便于后期造斜钻进；常用套铣头是Ф230复合片铣头或圆弧齿铣头，基本作业参数如表1所示；具体可通过外割刀切割打捞、提拉测卡打捞等进行套管打捞。要应用斜向器进行侧斜，缩短水泥浆候凝时间，杜绝修井液钙化问题。钻头优选上，浅层以松软地层居多，可选择牙轮钻头；而深度加大后岩层变硬，可选择PDC钻头。定向钻具设计可根据油井实际，结合钻柱力学分析确定。比如，笔者在某次实践侧斜修井中，在侧斜段采用：Ф215牙轮钻头、Ф165螺杆、75度弯接头、Ф159无磁钻铤、Ф159钻铤、Ф127钻杆，作业时参数为30-50kn钻压、20-25L/s排量和7-9MPa泵压，实现了7度/100m的造斜钻进，在井斜角达到设计角度后，如果钻速趋于均匀，说明已经侧出了原先井筒；稳斜和降斜段采用Ф200PDC钻头、Ф159无磁钻铤、Ф159钻铤、Ф198螺杆、Ф127钻杆配套应用，作业参数为钻压100-120kn、转数120-150rpm、排量30L/s、泵压12-14MPa，在钻进30m左右后进行单点测斜，根据数据计算进行参数调整，在井底闭合距离达到10-15m时停止稳斜钻进。选用钻井液需要具备较强的抗钙侵性、防塌性和携砂性，且要求摩阻系數较低。
2.2 优化井身剖面设计
套损井大都位于老油区，经过多次井网调整，井间距不断缩小，无论是何种形式的井网部署，侧斜修井最大影响因素包括井间距和井眼轨迹及方位。对间距较近的油井，需要进行防碰设计，并将方位错开。一般情况下，侧斜修井井斜角要求控制在3度以内、水平位移在30m以内、井眼曲率在1.5度/30m以内。针对井斜角小、地层非均质性强、方位易漂移等技术难点，井身轨迹多采用直-侧（稳）斜-稳斜-降斜-侧（稳）斜的方式进行设计，具体形式如图1所示。在井斜角达标、方位与原井眼相反、返出岩屑包含50%以上的新井眼岩屑后，说明已经侧钻出原井眼。新井眼鉆进中，为防止碰到原井眼，需要在进行50m侧斜钻进后，利用双钟摆钻具和PDC钻头钻具组合实施稳斜钻进。具体钻进中，要优化侧斜井靶区、取套深度和侧斜点。侧斜方位是主要参数，确定中要考虑如下因素：尽量避开原井眼，侧斜方向线与侧斜点以下井眼轨迹要错开，方位线位移覆盖区域要与井场各原井眼水平位移覆盖区域错开，在条件允许时尽量扩大相互之间的安全距离。再如在造斜段控制中，可根据公式a=L*k（其中，a为井斜角、L为侧斜段长度、k为造斜率）进行计算，根据井斜角3度以内、侧斜段长度50m以内，可确定造斜率为6度/100m以上。
2.3 实钻轨道防碰
侧斜修井安全主要是在实钻防碰钻进，当前技术水平连续侧斜稳斜钻进难度较大，可通过对井身轨迹控制点的计算，确定分散的控制点，应用曲率半径法等方式，尽量细化钻进参数。具体实施中，要控制好两个因素：实钻轨道变化趋势和设计轨道变化趋势，通过随钻监测，对二者间的一致性进行分析，通过误差严格控制防止出现偏差。同时，为防止与邻井碰撞，需要通过最近距离、法面距离和水平距离对井眼轨迹最近距离进行预测，确保防碰。
3 结论
综上所述，油田套损井修复中，侧斜修井技术应用比较广泛，通过对工艺原理和关键措施分析，有利于加深对技术应用的认识水平，更好地发挥其修井作用。
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（01）.
[2] 张毅9华健.开窗侧钻井三维轨迹的可视化实现及工程应用[J].石油工业计算机应用，2013（02）.