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摘要：在大港油田开发生产过程中，由于地质、工程等原因，越来越多的油（气、注水）井成为报废井。侧钻井工藝技术作为一种充分利用油田报废井、挖掘老油田现有油气藏潜力、提高油田油藏经营管理水平，对老油田进行二次或三次采油、提高原油采收率的经济有效的方法，正越来越受到油田的重视，因此侧钻井技术有着极大的发展前景和推广价值。
关键词：套管开窗侧钻;油田开发;大港油田
前言
大港油田经过数十年的开发，众多区块已进入开发后期，由于增产作业频繁以及地层压力变化等原因，许多老井出现套管弯曲、缩径、破裂、损坏等复杂情况，同时有些油水井事故复杂造成修井十分困难，导致现有各类报废井，这给套管开窗侧钻技术的应用提供了广阔空间。
1开窗侧钻的技术优势与适应条件
套管开窗侧钻是指通过对报废老井、事故井实施套管开窗侧钻定向井或水平井，使老井复活的一项钻井工艺技术，从而达到恢复产能和重复利用报废资源的目的。该项技术已成为老油田节约挖潜，提高开发效益的重要手段。套管开窗侧钻井，尤其是在φ139.7mm套管开窗侧钻的小井眼井，较之于常规钻井工艺而言，其主要技术难点和关键技术是：套管开窗配套工具的研制和应用;井眼轨迹的定向测量和控制;提高机械钻速和安全钻井;保证固井质量和完井技术。
2套管开窗侧钻的技术优势
在我国东部老油田，由于增产作业频繁以及地层压力变化等原因，许多老井出现套管弯曲、缩径、破裂、损坏等复杂情况，同时有些油水井事故复杂造成修井十分困难。为了油田的稳产高产，可多打更新井但耗资太大，因而套管内开窗侧钻是油田开发后期保持油井完好、增加原油产量、获取油层资料的一项重要措施。套管开窗侧钻是油田，尤其是老油田，在开发中后期提高原油产能的一项有效措施，其优点主要有：
（1）套管开窗侧钻能使死井复活，老井更新，保持和完善原有的井网结构。（2）侧钻技术能强化采油，延长油藏开采年限，提高原油最终采收率。（3）可以充分利用老井上部井眼，大候度降低钻井成本。（4）可以充分利用老井场和地面设施，节约建设投资，保护环境。（5）套管开窗侧钻过程中可以获得新的地质资料，为重新认识油层提供依据。
3套管开窗侧钻技术及适用条件
侧钻井工艺技术是一项集套管开窗侧钻技术、小井眼钻井技术，小井眼完井工艺技术为一体的综合性钻井技术。利用该技术可以使套损井、停产井、报废井等死井复活，改善油藏开采效果，有效地开发各类油藏。侧钻井与加密井相比，其一，可以降低综合开发费用;其二，在采油速度和采出量上基本与加密井相当，有的地区甚至高于加密井;其三，减少了井场占地和环境污染，节约了钻井投资。为油田的后期发展发挥着重要的作用，那么哪些情况适合打侧钻井呢？在井型的选择上，为了挖掘剩余油潜力可细分为五种类型：①断失层;②局部微构造高点;③井间剩余油滞留区;④老井部分生产层段报废，原井仍有潜力的层系;⑤井网不完善的潜力层。
针对不同的剩余油潜力类型，为保证侧钻的高效，在井型的选择上要区别对待：（1）层系较单一的断失层潜力多选择靠近靶点的老井;（2）油层较多的局部微高及井间滞留区潜力，应选择能沿断层上升盘实施侧钻的老井，井与靶点的水平距离小于200m为宜;（3）加深侧钻古潜山油层，提高井网对储量的控制程度。
4套管开窗侧钻施工的关键技术
4.1开窗位置的选择
套管开窗位置的选择是关系到侧钻成败的关键。经验表明，选择好开窗位置必须遵循以下原则：
（1）开窗部位应在事故井段或套管损坏部位以上30m左右，以利于侧钻井眼形成一定的水平位移，而避开原井眼;
（2）开窗部位以上套管必须完好，必须避开套管接箍，窗口最好上下离开套管接箍2m以上。这不仅是因为接箍不好铣，更重要的是在接箍位置侧钻时，接箍被破除一半，窗口就不坚固，对侧钻不利;
（3）尽可能选择固井质量好、井斜小、地层较硬的井段;
（4）对出砂井和严重窜漏井，侧钻长度与倾角均应加大。需要较大的井底位移，且在开窗位置选定后，为保证侧钻效果，水平位移必须大于出砂与窜通的径向范围。
4.2侧钻前的井眼处理
目前油田进行开窗铡钻的井大都是采油中后期的老井。这些老井侧钻与钻井过程中处理井下事故的侧钻作业是不相同的，使用的钻机也不相同，决定了侧钻前采用不同的井眼处理方法。
（1）严格进行通井作业
通井冲砂的目的是为了清除井筒内因长期采油、修井作业在井眼内积有砂屑、原油、蜡质等污物，从而了解井内套管的损坏情况，为下一步开窗侧钻方案的制定提供第一手资料，为造斜器等侧钻工具的下入创造条件，因此对通径规有着严格的技术要求。一般情况下，要求通井规的直径必须小于套管内径2-4mm，且长度和外径都必须大于将要下入的造斜器外径和长度。由于造斜器的长度较长，一般在2～2.5m之间，为此，常常采取两个和多个通井规串联的方法进行通井作业。
（2）挤封油水层段
确定所有需要封固的井段，特别是对于出砂井和严重窜漏井，必须根据已有资料计算好每1m挤封井段所需的水泥量和全部水泥用量，从而确定水泥塞的顶部位置，留下一个良好的人工井底。一般情况下，每lm挤封井段需水泥0.5-1t左右，水泥塞的顶部位置高于射孔位置或采油层顶部5-10m以上。
（3）上部套管试压
一般油井试压标准为10MPa，要求30min内压降不大于0.5MPa。
（4）造斜器送入固定
造斜器的送人固定与开窗侧钻井眼的方位要求一致。在不考虑开窗窗口方向的侧钻作业中，一般采用直接投入的方法“投造斜器”，并进行注水泥固定。
4.3侧钻开窗工具的选配与改进
侧钻初期，采用平底磨鞋进行套管开窗，效果不算好，时间稍长，窗口质量差;经过不断探索，开始选用复式铣锥和单式铣锥进行套管开窗，效果较好，但是开窗修窗时间还是很长。现场迫切需要改进套管开窗工具。经过不断的摸索总结，加工应用了组合铣锥，形成了投造斜器、开窗、修窗、试钻工具一体化技术，大大缩短了套管开窗时间，窗口质量也有了很大提高。
4.4有关技术参数的配合
在进行套管开窗时，技术参数的配合十分重要，只有采用合理的转速、排量、钻压才能达到快速、优质、安全钻进的目的。而在整个开窗过程中，技术参数配合是变化着的。在油田，进行了一系列侧钻作业，对套管开窗技术参数的配合摸索出了一套成功的经验。现分三个阶段说明：
第一阶段（启始磨铣阶段）约为0.8m，从铣锥磨铣造斜器顶部到磨铣底部直径圆周与套管内壁接触段，要注意轻压慢转，使铣锥先铣出一个均匀接触面。一般钻压5kN，转速25-40r/min，以免造斜器顶部撞碎钨钢块而降低切削能力，并可防止因钻压过大堵死铣锥的下水眼而产生重复切削现象。第二阶段（开窗磨锐阶段）约为0.8m，从铣锥底圆接触套管内壁到底圆刚出套管外壁，要注意轻压快转，一般钻压10～15kN，转速50-100r/min。这样能达到高速切削的目的。第三阶段（窗口加长与窗口修整磨锐阶段）约为0.6m，从铣锥底圆出套管到铣锥最大直径全部铣过套管。此段是下窗口的关键段，因此要定点、快速、悬空铣进。一般钻压小于5kN，转速120r/min。这样能保证把造斜器对面的套管全部磨掉。
参考文献
[1]陈方敏.高含水期油田套管开窗侧钻技术应用研究[J].中国石油和化工标准与质量.2016，18（4）：105-106.
中国石油大港油田分公司第五采油厂 天津 300450
关键词：套管开窗侧钻;油田开发;大港油田
前言
大港油田经过数十年的开发，众多区块已进入开发后期，由于增产作业频繁以及地层压力变化等原因，许多老井出现套管弯曲、缩径、破裂、损坏等复杂情况，同时有些油水井事故复杂造成修井十分困难，导致现有各类报废井，这给套管开窗侧钻技术的应用提供了广阔空间。
1开窗侧钻的技术优势与适应条件
套管开窗侧钻是指通过对报废老井、事故井实施套管开窗侧钻定向井或水平井，使老井复活的一项钻井工艺技术，从而达到恢复产能和重复利用报废资源的目的。该项技术已成为老油田节约挖潜，提高开发效益的重要手段。套管开窗侧钻井，尤其是在φ139.7mm套管开窗侧钻的小井眼井，较之于常规钻井工艺而言，其主要技术难点和关键技术是：套管开窗配套工具的研制和应用;井眼轨迹的定向测量和控制;提高机械钻速和安全钻井;保证固井质量和完井技术。
2套管开窗侧钻的技术优势
在我国东部老油田，由于增产作业频繁以及地层压力变化等原因，许多老井出现套管弯曲、缩径、破裂、损坏等复杂情况，同时有些油水井事故复杂造成修井十分困难。为了油田的稳产高产，可多打更新井但耗资太大，因而套管内开窗侧钻是油田开发后期保持油井完好、增加原油产量、获取油层资料的一项重要措施。套管开窗侧钻是油田，尤其是老油田，在开发中后期提高原油产能的一项有效措施，其优点主要有：
（1）套管开窗侧钻能使死井复活，老井更新，保持和完善原有的井网结构。（2）侧钻技术能强化采油，延长油藏开采年限，提高原油最终采收率。（3）可以充分利用老井上部井眼，大候度降低钻井成本。（4）可以充分利用老井场和地面设施，节约建设投资，保护环境。（5）套管开窗侧钻过程中可以获得新的地质资料，为重新认识油层提供依据。
3套管开窗侧钻技术及适用条件
侧钻井工艺技术是一项集套管开窗侧钻技术、小井眼钻井技术，小井眼完井工艺技术为一体的综合性钻井技术。利用该技术可以使套损井、停产井、报废井等死井复活，改善油藏开采效果，有效地开发各类油藏。侧钻井与加密井相比，其一，可以降低综合开发费用;其二，在采油速度和采出量上基本与加密井相当，有的地区甚至高于加密井;其三，减少了井场占地和环境污染，节约了钻井投资。为油田的后期发展发挥着重要的作用，那么哪些情况适合打侧钻井呢？在井型的选择上，为了挖掘剩余油潜力可细分为五种类型：①断失层;②局部微构造高点;③井间剩余油滞留区;④老井部分生产层段报废，原井仍有潜力的层系;⑤井网不完善的潜力层。
针对不同的剩余油潜力类型，为保证侧钻的高效，在井型的选择上要区别对待：（1）层系较单一的断失层潜力多选择靠近靶点的老井;（2）油层较多的局部微高及井间滞留区潜力，应选择能沿断层上升盘实施侧钻的老井，井与靶点的水平距离小于200m为宜;（3）加深侧钻古潜山油层，提高井网对储量的控制程度。
4套管开窗侧钻施工的关键技术
4.1开窗位置的选择
套管开窗位置的选择是关系到侧钻成败的关键。经验表明，选择好开窗位置必须遵循以下原则：
（1）开窗部位应在事故井段或套管损坏部位以上30m左右，以利于侧钻井眼形成一定的水平位移，而避开原井眼;
（2）开窗部位以上套管必须完好，必须避开套管接箍，窗口最好上下离开套管接箍2m以上。这不仅是因为接箍不好铣，更重要的是在接箍位置侧钻时，接箍被破除一半，窗口就不坚固，对侧钻不利;
（3）尽可能选择固井质量好、井斜小、地层较硬的井段;
（4）对出砂井和严重窜漏井，侧钻长度与倾角均应加大。需要较大的井底位移，且在开窗位置选定后，为保证侧钻效果，水平位移必须大于出砂与窜通的径向范围。
4.2侧钻前的井眼处理
目前油田进行开窗铡钻的井大都是采油中后期的老井。这些老井侧钻与钻井过程中处理井下事故的侧钻作业是不相同的，使用的钻机也不相同，决定了侧钻前采用不同的井眼处理方法。
（1）严格进行通井作业
通井冲砂的目的是为了清除井筒内因长期采油、修井作业在井眼内积有砂屑、原油、蜡质等污物，从而了解井内套管的损坏情况，为下一步开窗侧钻方案的制定提供第一手资料，为造斜器等侧钻工具的下入创造条件，因此对通径规有着严格的技术要求。一般情况下，要求通井规的直径必须小于套管内径2-4mm，且长度和外径都必须大于将要下入的造斜器外径和长度。由于造斜器的长度较长，一般在2～2.5m之间，为此，常常采取两个和多个通井规串联的方法进行通井作业。
（2）挤封油水层段
确定所有需要封固的井段，特别是对于出砂井和严重窜漏井，必须根据已有资料计算好每1m挤封井段所需的水泥量和全部水泥用量，从而确定水泥塞的顶部位置，留下一个良好的人工井底。一般情况下，每lm挤封井段需水泥0.5-1t左右，水泥塞的顶部位置高于射孔位置或采油层顶部5-10m以上。
（3）上部套管试压
一般油井试压标准为10MPa，要求30min内压降不大于0.5MPa。
（4）造斜器送入固定
造斜器的送人固定与开窗侧钻井眼的方位要求一致。在不考虑开窗窗口方向的侧钻作业中，一般采用直接投入的方法“投造斜器”，并进行注水泥固定。
4.3侧钻开窗工具的选配与改进
侧钻初期，采用平底磨鞋进行套管开窗，效果不算好，时间稍长，窗口质量差;经过不断探索，开始选用复式铣锥和单式铣锥进行套管开窗，效果较好，但是开窗修窗时间还是很长。现场迫切需要改进套管开窗工具。经过不断的摸索总结，加工应用了组合铣锥，形成了投造斜器、开窗、修窗、试钻工具一体化技术，大大缩短了套管开窗时间，窗口质量也有了很大提高。
4.4有关技术参数的配合
在进行套管开窗时，技术参数的配合十分重要，只有采用合理的转速、排量、钻压才能达到快速、优质、安全钻进的目的。而在整个开窗过程中，技术参数配合是变化着的。在油田，进行了一系列侧钻作业，对套管开窗技术参数的配合摸索出了一套成功的经验。现分三个阶段说明：
第一阶段（启始磨铣阶段）约为0.8m，从铣锥磨铣造斜器顶部到磨铣底部直径圆周与套管内壁接触段，要注意轻压慢转，使铣锥先铣出一个均匀接触面。一般钻压5kN，转速25-40r/min，以免造斜器顶部撞碎钨钢块而降低切削能力，并可防止因钻压过大堵死铣锥的下水眼而产生重复切削现象。第二阶段（开窗磨锐阶段）约为0.8m，从铣锥底圆接触套管内壁到底圆刚出套管外壁，要注意轻压快转，一般钻压10～15kN，转速50-100r/min。这样能达到高速切削的目的。第三阶段（窗口加长与窗口修整磨锐阶段）约为0.6m，从铣锥底圆出套管到铣锥最大直径全部铣过套管。此段是下窗口的关键段，因此要定点、快速、悬空铣进。一般钻压小于5kN，转速120r/min。这样能保证把造斜器对面的套管全部磨掉。
参考文献
[1]陈方敏.高含水期油田套管开窗侧钻技术应用研究[J].中国石油和化工标准与质量.2016，18（4）：105-106.
中国石油大港油田分公司第五采油厂 天津 300450