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摘要：顺北1CX井为顺北油田第一口小套管开窗侧钻井，该井目的层埋深超过7300m，具有超深、超高压、超高温的特点，由于两次裸眼侧钻均未能成功采用套管开窗侧钻。顺北1CX井在139.7mm套管开窗存在开窗难度大、小钻具刚性弱、轨迹控制难等系列问题，结合顺北1CX井套管开窗侧钻阐述了超深小套管开窗作业技术、超深小井眼定向技术及关键钻井液技术，对今后超深小套管开窗侧钻作业有较高借鉴意义。
关键词：顺北1CX井;超深;小套管;开窗侧钻
一、老井基本情况
顺北1井于2013年4月16日18：00开钻，至2014年7月22日5：00完钻，设计完钻井深7500.59m，实际完钻井深7446m。全井平均机械钻速3.30m/h，纯钻利用率24.69%，全井钻井周期461.45天（中途测试35.14天）。完井期间打塞回填至7320m，对奥陶系裸眼井段进行酸压测试，顺北1井身结构见表1。
二、超深小套管开窗难点分析
1 开窗准备
1）井底温度超过常温陀螺额定工作温度，无法直接测量工具面。2）循环排量小，砂子和杂物易堆积在定向接头处，容易造成座键困难。3）斜向器丢手判断难度大[1-2]。
2 开窗作业
1）Φ139.7mm套管钢级高（TP140V），开窗钻具小，易造成钻具疲劳，发生钻具故障。2）铣削窗口时参数不当，导致导斜器发生轴向移动。3）钻杆尺寸小，循环压耗大，施工中往往排量較低，异常高压。4）因携带铁屑，对钻井液携带能力要求较高，粘度较高钻井液流型较差[2-3]。
3 小井眼定向
3.1井眼轨迹控制
1）地层经过酸化后，造斜率发生重大改变。2）95mm小螺杆钻具造斜规律不易掌握。3）钻具超过7200m，工具面摆放困难或稳定较困难。4）数据传至地面信号衰减快，地面解码难度大，加之随钻测斜测量数据存在滞后问题，井下实际造斜规律难以实时掌握[3-4]。
3.2地层温度高
井底循环温度在150℃左右，对MWD随钻测斜仪工作环境影响严重，一般螺杆钻具耐高温能力差，使用一段时间后，螺杆定子胶皮就开始老化脱胶，易造成井下螺杆故障[3-4]。
3.3钻具受力复杂
奥陶系地层难以形成润滑性能好的高质量泥饼，同时造斜率高、狗腿度大，导致钻具与井壁之间的摩阻大，滑动钻进钻压传递困难。
4.泥岩稳定
1）桑塔木底部泥岩、恰尔巴克组上部红棕色灰质泥岩段易发生掉块等复杂情况。2）一间房地层经过酸化后承压能力可能下降。3）桑塔木组和恰尔巴克组与一间房组属于不同的两套压力系统，同一开次施工极易造成井壁坍塌、井漏、掉快卡钻等井下复杂[4-5]。
三、顺北1CX井超深小套管开窗侧钻实践
该井原设计裸眼侧钻，设计造斜点7283m，侧钻层位位于恰尔巴克组底部，由于两次裸眼侧钻均未成功改为139.7mm套管开窗侧钻，设计侧钻点位置7259m，侧钻层位位于良里塔格组顶部（剖面见表3）。
1 开窗准备
1.1刮管施工
1）打塞完起钻20柱至6700m反循环，起钻至6618m缓慢蹩压至15MPa候凝保障水泥塞质量。2）下钻至7056.54m探到塞面，下压8t位置不变，扫塞至7264m，套管试压20MPa压力不降。3）刮管器本体外径114mm，刮刀外径 136mm，长度1.01m，刮刀6片。4）刮管钻具：刮管器+211*DS310+88.9mm非标钻杆+DS311*310+88.9mm加重钻杆+88.9mm钻杆+311*410+411*520+139.7mm钻杆。5）下钻缓慢操作，控制遇阻不超过2t，对 7244-7264m反复刮管4次。
1.2下斜向器
1）送放钻具：斜向器+定向接头+211×DS310+88.9mm非标钻杆+DS311*310+88.9mm钻杆+定向接头+311*410+411*520+139.7mm钻杆。2）下钻至2625m反循环，陀螺坐键测定工具面，继续下钻至7255m反循环测再次测定工具面，利用两次工具面角差计算井底斜向器方位，倒转钻具进行调整。本井测定过程中因方位不稳更换三套陀螺，最后充分反循环坐键到位。3）投球、开泵憋压至25MPa稳压5min坐封，下压8t位置不变，正转50圈丢手，上提2m再下放验证丢手成功。
2 开窗作业
2.1钻具组合
121mm铣锥+211×DS310+88.9mm非标钻杆*+DS311*310+88.9mm加重钻杆*39根+ 88.9mm钻杆+311*410+411*520+139.7mm钻杆。
2.2开窗控制
1）铣锥进入139.7mm套管悬挂器严格控制速度。2）实探斜向器位置7256.51m，下压20KN，反复3次位置不变。3）开窗钻压5～10kN、转速35～50r/min、排量8～10L/s，开窗磨铣15cm后，钻压增至20～30kN，开窗作业进尺2.76m。4）开窗中每磨铣30cm上下活动钻具修窗、清洗井底碎铁屑。5）开窗完对上下窗口各磨铣3次，上下活动显示不超10KN。6）开窗完提高排量至15L/s循环，分两次打入60m3粘度120s稠浆清洗井底。
3 小井眼定向施工
3.1定向工具选择
使用百施特M0864 型6刀翼定向钻头、美国APS抗高温小井眼MWD仪器，螺杆方面，造斜段使用立林抗150℃高温螺杆，稳斜段使用抗180℃高温螺杆。 3.2增斜段施工
120.65mmPDC（型号M0864）+95mm螺杆（2°）+单流阀+105mm坐键接头+105mm无磁钻铤+105mm限流接头+211*DS310+88.9mm非标钻杆*30根+旁通阀+88.9mm非标钻杆*88根+DS311*310+88.9mm加重钻杆*3根+浮阀+88.9mm加重钻杆*35根+88.9mm钻杆*154根+311*410+411*520+139.7mm钻杆。
施工井段7271-7450m，采用定向钻进，钻压20-40KN，转速螺杆，排量10L/s，泵压 15-17MPa;钻井液性能：密度1.27g/cm3。
参数控制：采用定向钻进，钻压控制在0-20KN。
3.3稳斜段施工
120.65mmPDC（型号M0864）+95mm螺杆（1.5°）+单流阀+105mm坐键接头+105mm无磁钻杆+105mm限流接头+211*DS310+88.9mm非标钻杆*30根+旁通阀+88.9mm非标钻杆*88根+DS311*310+88.9mm加重钻杆*3根+浮阀+88.9mm加重钻杆*35根+88.9mm钻杆*154根+311*410+411*520+139.7mm钻杆。
施工井段7450.69-7526.16m，采用定向钻进，钻压20-40KN，转速螺杆，排量10L/s，泵压15-17MPa;钻井液性能：密度1.27g/cm3;
参数控制：采用定向钻进，钻压控制在0-20KN。
4、钾胺基聚磺混油钻井液体系使用
在低固相低坂含的情况下，将聚磺混油钻井液体系转换为钾胺基聚磺混油体系一高钻井液防塌抑制性能。关键磺化材料量6%以上，原油量6-8%，氯化钾3-5%，聚胺0.3-0.5%。钻井液体系配方为3%坂土+0.4%NaOH+0.3%KPAM+3%SMP-2+3%SPR+1%LV-PAC+0.3%聚胺。鉆进中控制钻井液性能为：密度1.27g/cm3，粘度51s，塑粘22mps，动切力6pa，静切力3/8pa，含油8%，摩阻系数0.0524。定向施工中未出现严重托压及岩屑床、返出岩屑无明显泥岩掉块。
5、井眼轨迹评价
2016年12月16日7：30开始开窗作业，至2017年01月11日08：00钻进7524.06m，发现井漏失返，01月11日22：20强钻至7526.16m，01月15日08：00开始测试。全井定向施工井段7259m-7526.16m，进尺267.16m。
六、结论及建议
（1）超深小套管管开窗侧钻是综合性较高的系统工程，它是套管开窗、小井眼定向等技术的高度结合，难度高、风险大，顺北1CX井施工情况证实7200m以深Φ139.7mm小套管开窗侧钻技术可行。
（2）超深斜向器坐封方位可以通过双定向接头利用常温陀螺测斜仪进行确定，施工中可通过反循环方式充分冲洗坐键接头，保障坐键到位，方位准确。
（3）小套管开窗中使用钻杆尺寸小，接头强度低，应强化参数、精心操作，避免发生钻具故障。
（4）超深小井眼定向施工工具选择配套及轨迹控制要求高，要合理的选择井身剖面，在施工中应及时、合理调整，确保轨迹圆滑，狗腿度满足要求，为下步施工提供良好的井身条件。
（5）针对桑塔木、恰尔巴克组的泥岩，可以通过采用强抑制钻井液体系从化学方式进行合理控制，保障井下安全。
参 考 文 献：
references
[1]张淑芹.荆文龙.Φ139.7mm套管开窗侧钻存在的问题及对策[J].中外能源.2006，11（5）：28-31.
[2]张东海.Φ139.7mm套管开窗侧钻技术现状及其展望[J].新疆石油科技.2007.17（1）：4-7.
[3]刘仕银.王龙.毛鑫等.塔河油田6区小井眼侧钻短半径水平及钻井技术探讨[J]钻采工艺.2013，36（3）：21-23.
[4]余福春.韩立国.杨君明等.东河塘油田超深水平井钻井技术研究于应用[J].钻采工艺.2009，32（6）：22-26.
[5]钟汉毅.黄维安.邱正松等.聚胺与氯化钾抑制性的对比实验研究[J].西南石油大学学报.2012，34（3）：150-155.
关键词：顺北1CX井;超深;小套管;开窗侧钻
一、老井基本情况
顺北1井于2013年4月16日18：00开钻，至2014年7月22日5：00完钻，设计完钻井深7500.59m，实际完钻井深7446m。全井平均机械钻速3.30m/h，纯钻利用率24.69%，全井钻井周期461.45天（中途测试35.14天）。完井期间打塞回填至7320m，对奥陶系裸眼井段进行酸压测试，顺北1井身结构见表1。
二、超深小套管开窗难点分析
1 开窗准备
1）井底温度超过常温陀螺额定工作温度，无法直接测量工具面。2）循环排量小，砂子和杂物易堆积在定向接头处，容易造成座键困难。3）斜向器丢手判断难度大[1-2]。
2 开窗作业
1）Φ139.7mm套管钢级高（TP140V），开窗钻具小，易造成钻具疲劳，发生钻具故障。2）铣削窗口时参数不当，导致导斜器发生轴向移动。3）钻杆尺寸小，循环压耗大，施工中往往排量較低，异常高压。4）因携带铁屑，对钻井液携带能力要求较高，粘度较高钻井液流型较差[2-3]。
3 小井眼定向
3.1井眼轨迹控制
1）地层经过酸化后，造斜率发生重大改变。2）95mm小螺杆钻具造斜规律不易掌握。3）钻具超过7200m，工具面摆放困难或稳定较困难。4）数据传至地面信号衰减快，地面解码难度大，加之随钻测斜测量数据存在滞后问题，井下实际造斜规律难以实时掌握[3-4]。
3.2地层温度高
井底循环温度在150℃左右，对MWD随钻测斜仪工作环境影响严重，一般螺杆钻具耐高温能力差，使用一段时间后，螺杆定子胶皮就开始老化脱胶，易造成井下螺杆故障[3-4]。
3.3钻具受力复杂
奥陶系地层难以形成润滑性能好的高质量泥饼，同时造斜率高、狗腿度大，导致钻具与井壁之间的摩阻大，滑动钻进钻压传递困难。
4.泥岩稳定
1）桑塔木底部泥岩、恰尔巴克组上部红棕色灰质泥岩段易发生掉块等复杂情况。2）一间房地层经过酸化后承压能力可能下降。3）桑塔木组和恰尔巴克组与一间房组属于不同的两套压力系统，同一开次施工极易造成井壁坍塌、井漏、掉快卡钻等井下复杂[4-5]。
三、顺北1CX井超深小套管开窗侧钻实践
该井原设计裸眼侧钻，设计造斜点7283m，侧钻层位位于恰尔巴克组底部，由于两次裸眼侧钻均未成功改为139.7mm套管开窗侧钻，设计侧钻点位置7259m，侧钻层位位于良里塔格组顶部（剖面见表3）。
1 开窗准备
1.1刮管施工
1）打塞完起钻20柱至6700m反循环，起钻至6618m缓慢蹩压至15MPa候凝保障水泥塞质量。2）下钻至7056.54m探到塞面，下压8t位置不变，扫塞至7264m，套管试压20MPa压力不降。3）刮管器本体外径114mm，刮刀外径 136mm，长度1.01m，刮刀6片。4）刮管钻具：刮管器+211*DS310+88.9mm非标钻杆+DS311*310+88.9mm加重钻杆+88.9mm钻杆+311*410+411*520+139.7mm钻杆。5）下钻缓慢操作，控制遇阻不超过2t，对 7244-7264m反复刮管4次。
1.2下斜向器
1）送放钻具：斜向器+定向接头+211×DS310+88.9mm非标钻杆+DS311*310+88.9mm钻杆+定向接头+311*410+411*520+139.7mm钻杆。2）下钻至2625m反循环，陀螺坐键测定工具面，继续下钻至7255m反循环测再次测定工具面，利用两次工具面角差计算井底斜向器方位，倒转钻具进行调整。本井测定过程中因方位不稳更换三套陀螺，最后充分反循环坐键到位。3）投球、开泵憋压至25MPa稳压5min坐封，下压8t位置不变，正转50圈丢手，上提2m再下放验证丢手成功。
2 开窗作业
2.1钻具组合
121mm铣锥+211×DS310+88.9mm非标钻杆*+DS311*310+88.9mm加重钻杆*39根+ 88.9mm钻杆+311*410+411*520+139.7mm钻杆。
2.2开窗控制
1）铣锥进入139.7mm套管悬挂器严格控制速度。2）实探斜向器位置7256.51m，下压20KN，反复3次位置不变。3）开窗钻压5～10kN、转速35～50r/min、排量8～10L/s，开窗磨铣15cm后，钻压增至20～30kN，开窗作业进尺2.76m。4）开窗中每磨铣30cm上下活动钻具修窗、清洗井底碎铁屑。5）开窗完对上下窗口各磨铣3次，上下活动显示不超10KN。6）开窗完提高排量至15L/s循环，分两次打入60m3粘度120s稠浆清洗井底。
3 小井眼定向施工
3.1定向工具选择
使用百施特M0864 型6刀翼定向钻头、美国APS抗高温小井眼MWD仪器，螺杆方面，造斜段使用立林抗150℃高温螺杆，稳斜段使用抗180℃高温螺杆。 3.2增斜段施工
120.65mmPDC（型号M0864）+95mm螺杆（2°）+单流阀+105mm坐键接头+105mm无磁钻铤+105mm限流接头+211*DS310+88.9mm非标钻杆*30根+旁通阀+88.9mm非标钻杆*88根+DS311*310+88.9mm加重钻杆*3根+浮阀+88.9mm加重钻杆*35根+88.9mm钻杆*154根+311*410+411*520+139.7mm钻杆。
施工井段7271-7450m，采用定向钻进，钻压20-40KN，转速螺杆，排量10L/s，泵压 15-17MPa;钻井液性能：密度1.27g/cm3。
参数控制：采用定向钻进，钻压控制在0-20KN。
3.3稳斜段施工
120.65mmPDC（型号M0864）+95mm螺杆（1.5°）+单流阀+105mm坐键接头+105mm无磁钻杆+105mm限流接头+211*DS310+88.9mm非标钻杆*30根+旁通阀+88.9mm非标钻杆*88根+DS311*310+88.9mm加重钻杆*3根+浮阀+88.9mm加重钻杆*35根+88.9mm钻杆*154根+311*410+411*520+139.7mm钻杆。
施工井段7450.69-7526.16m，采用定向钻进，钻压20-40KN，转速螺杆，排量10L/s，泵压15-17MPa;钻井液性能：密度1.27g/cm3;
参数控制：采用定向钻进，钻压控制在0-20KN。
4、钾胺基聚磺混油钻井液体系使用
在低固相低坂含的情况下，将聚磺混油钻井液体系转换为钾胺基聚磺混油体系一高钻井液防塌抑制性能。关键磺化材料量6%以上，原油量6-8%，氯化钾3-5%，聚胺0.3-0.5%。钻井液体系配方为3%坂土+0.4%NaOH+0.3%KPAM+3%SMP-2+3%SPR+1%LV-PAC+0.3%聚胺。鉆进中控制钻井液性能为：密度1.27g/cm3，粘度51s，塑粘22mps，动切力6pa，静切力3/8pa，含油8%，摩阻系数0.0524。定向施工中未出现严重托压及岩屑床、返出岩屑无明显泥岩掉块。
5、井眼轨迹评价
2016年12月16日7：30开始开窗作业，至2017年01月11日08：00钻进7524.06m，发现井漏失返，01月11日22：20强钻至7526.16m，01月15日08：00开始测试。全井定向施工井段7259m-7526.16m，进尺267.16m。
六、结论及建议
（1）超深小套管管开窗侧钻是综合性较高的系统工程，它是套管开窗、小井眼定向等技术的高度结合，难度高、风险大，顺北1CX井施工情况证实7200m以深Φ139.7mm小套管开窗侧钻技术可行。
（2）超深斜向器坐封方位可以通过双定向接头利用常温陀螺测斜仪进行确定，施工中可通过反循环方式充分冲洗坐键接头，保障坐键到位，方位准确。
（3）小套管开窗中使用钻杆尺寸小，接头强度低，应强化参数、精心操作，避免发生钻具故障。
（4）超深小井眼定向施工工具选择配套及轨迹控制要求高，要合理的选择井身剖面，在施工中应及时、合理调整，确保轨迹圆滑，狗腿度满足要求，为下步施工提供良好的井身条件。
（5）针对桑塔木、恰尔巴克组的泥岩，可以通过采用强抑制钻井液体系从化学方式进行合理控制，保障井下安全。
参 考 文 献：
references
[1]张淑芹.荆文龙.Φ139.7mm套管开窗侧钻存在的问题及对策[J].中外能源.2006，11（5）：28-31.
[2]张东海.Φ139.7mm套管开窗侧钻技术现状及其展望[J].新疆石油科技.2007.17（1）：4-7.
[3]刘仕银.王龙.毛鑫等.塔河油田6区小井眼侧钻短半径水平及钻井技术探讨[J]钻采工艺.2013，36（3）：21-23.
[4]余福春.韩立国.杨君明等.东河塘油田超深水平井钻井技术研究于应用[J].钻采工艺.2009，32（6）：22-26.
[5]钟汉毅.黄维安.邱正松等.聚胺与氯化钾抑制性的对比实验研究[J].西南石油大学学报.2012，34（3）：150-155.