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摘要：侧钻井技术的最初是应用在落物卡钻井处理和套损井单井的维修中，逐步发展后在难动用、低产老区块油层中，能有效提升油藏的平面动用程度，提升剩余油的挖掘潜力。对于侧钻井而言，其自身问题会随着时间的推移而逐步出现，平均寿命明显低于平常生产井。对侧钻井寿命短的因素进行分析后发现，主要的影响因素是固井质量差，造成固井质量差的原因包括2个方面：其一，井眼与套管之间较小的环空间隙，形成不均匀、韧性较差的薄水泥环，在采油和作业过程中极易受损；其二，受到隔夹层分布、地层岩性特征以及厚度、底水、边水、顶水的分布及活跃程度、流体性质以及储层压力等因素影响，可能出现油层出砂和早期水淹，影响其寿命。
关键词：套管内侧钻井；固井质量；改善方案
套管内侧钻井固井质量普遍存在寿命较短的情况，在对侧钻井固井质量进行分析的基础上，查找固井质量不合格的原因，并针对此类原因展开对应讨论来寻找解决和改善方案。
1 侧钻井固井质量分析
评价侧钻井固井质量主要是从全井段、重合井段、窗口位置以及裸眼井段4 个方面进行。对于裸眼井段，不合格的固井质量就不能完好封固完钻井深与窗口之间井段的水层和油层，水泥封固未能发挥作用，开采中过早地出现水淹而导致油井停产，在统计的侧钻井中，此类固井不合格约占10%左右。对于窗口位置，不合格的固井质量是窗口位置4m 距离内的井段固井质量不合格。在上下段有着良好封固效果的情况下，不会影响到采油作业，但如果是进行注蒸汽操作，可能会导致套管端的断裂、脱扣和变形。对于重合井段，不合格的固井质量是指新和老井套管重合部分固井未达到要求。此处不合格的固井质量会导致高压水上窜，可能因高含水而关闭。如果是全井段固井不合格，这样的井不能投产，强行投入使用也会短期内造成套管变形、油层水淹和出砂而停产。
2 固井质量不合格的原因
造成套管内侧钻井固井质量不合格的因素有很多种，主要包括复杂的地质因素、不合理的井身结构、套管不居中、不完善的固井工艺以及配套工具不完善。隔夹层分布、地层岩性特征以及厚度、底水、边水、顶水的分布及活躍程度、流体性质以及储层压力等因素影响都可能导致固井时坍塌、窜槽和井漏。套管内侧钻井通常应用于老区块，此类区块地层压力低，固井中容易造成水泥浆漏失而导致过低的水泥返高，无法封固上面的水层，这种现象较为普遍。在177.8mm 套管内使用152.4mm 钻井进行裸眼钻进，完井后下入127mm 套管，但是在接箍处的直径达到141.3mm，导致环空间隙只有5.5mm，在其他情况下存在更小的情况。过小的环空间隙会加大施工难度，过快的上返速度，容易导致水泥浆窜槽。过小的环空间隙也无法下扶正器，套管会贴近井壁，直接接触到地层，在套管偏心作用下，窄边间隙更小，此处钻井液无法进行有效顶替。过小的排量和过大的流动阻力使得水泥浆的塞流和紊流无法顶替；窄边水泥环在偏心的影响下可能很薄或不存在，这就降低了密封质量。套管内侧钻井的封固通常采用的方法是尾管胶塞碰压和尾管内管并注水泥浆的形式，受到侧钻尾管固定技术的影响，该技术还存在一定的不足，较大的施工难度以及复杂的技术导致较低的固井合格率。主要表现在顶替不到位、碰压失败和胶塞失效等；无法控制替量，可能存在替空、留水泥塞以及返高不足的情况；过小的环空间隙和过大的循环阻力导致井漏低返。在配套工具方面，还需要对空心胶塞和钻杆胶塞结构进行优化，保障大小胶塞的符合度。对阻流环结构进行优化，使其能承受长时间循环，可使用流量计来对替泥浆的量进行计量来避免替空和不上压事故。
3 提升套管内侧钻固井质量的措施
在之前的分析中可以看到影响套管内侧钻井固井质量的因素，对固井质量的提升主要可从以下几个方面进行：优化环空间隙、完善施工工艺、完善侧钻井配套工艺、提升水泥浆顶替效率等。
3.1 优化环空间隙
合理的井眼与套管间隙是保证良好固井质量的基础。过大的间隙会加大井眼尺寸，使钻井成本提升，过小的间隙又会加大注水泥和下套管作业的施工难度，可能导致固井窜槽。对于热采井来说，环空间隙应该大于19.05mm。加大管外环空间隙主要可通过以下3个方面实现：其一，优化钻头与套管的匹配关系；其二，应用扩孔技术来将裸眼井径扩大；其三是下入无接箍套管。
3.2 完善施工工艺
施工工艺的完善主要是从固井的各个步骤入手，做好固井设计、做好下套管前的井眼准备、加强悬挂器的坐挂倒扣措施、做好套管居中保障措施、确保仪表计量的准确性。固井设计是固井质量的根本，要想保障固井质量，首先要做好固井设计。设计足够抗挤强度的套管柱，选取好的悬挂器，采取双级浮箍来提升密封性能，在保证设备能力和井眼安全的条件下通过大排量来达到紊流顶替。在下套管前，单扶正器、双扶正器进行通井，钻具组合刚度不能小于套管刚度，如果是井眼曲率变化较大的井，可对钻具稳定器位置进行调整来平衡钻具刚度，避免出现消除阻卡和划眼。通井到井底后要采取大排量洗井保障井底干净。如果井内摩阻大，可将混有减阻剂的钻井液注入裸眼井段来方便套管下入。悬挂器下到坐挂位置后可开泵循环。开始应用较小的排量进行顶通，在正常环空返出后，钻井液循环达到悬挂器后可对排量进行适当提升。在阀球进入到球座后压力会升高，通过指重表变化来对坐挂是否成功
进行判断，坐挂成功后，开泵憋掉球阀，打开循环通道来实现倒扣。在套管内侧钻井中，受重力作用影响套管会出现向下倾斜而无法居中的情况。不采取居中措施而直接下入套管，就会使得固井中套管与井壁接触处水泥少或没有，这就必须要通过增加扶正器来保障套管居中。确保固井质量的另外一个重要因素是保证仪表计量的准确性，在施工前对仪表进行全面检查，对系数进行调整，使用过程中做好泵冲计量和人工计量，以此来保证记录的准确性。
3.3 完善配套工艺、提升水泥浆顶替效率
完善侧钻井完井的配套工艺主要包括完善尾管固井技术和改进配套工具2 个方面进行。侧钻井工艺通常有着较低的地层压力、较小的环空间隙和较小的井眼，应对合适的固井施工工艺技术进行研发，可优化尾管固井技术。可将水泥胶结时间控制在8～12h 来满足强度需求。在水泥浆的失水控制中可通过增韧材料的添加来提升其韧性，能有效抗裂抗冲击，同时，其在水泥中产生的弹性膨胀也能有效提升水泥环的封隔效果。配套工具的改进主要包括复合胶塞、浮箍浮鞋、空心胶塞、尾管计量装置以及裸眼封隔器等。提升水泥浆顶替效率方面，其主要因素是保证套管偏心度和紊流接触时间，偏心度不能超过15%，紊流接触时间应在3～7min 之间，其次是钻井液的触变性，应降低钻井液10min 的静切力。合理的设置水泥浆柱，适当加入隔离液和冲洗液来提升窄间隙水泥顶替效果。提升水泥浆和钻井液的压力梯度到2～3，提升其动切比至1.3～2，能有效提升顶替效果。
4 结束语
侧钻井技术的应用能有效提升油藏的采收率，对于剩余油开发能力的挖掘有重要意义，也能提升开发的经济效益。对于套管内侧钻井的固井质量问题，应该从优化环空间隙、完善施工工艺和提高顶替效率等几个方面来进行相关技术措施的改进与完善，这样才能有效提高套管内侧钻井的固井质量。
参考文献：
[1] 顾军，何吉标，谯世均，蒲继才，周福，张文平. MTA方法防气窜固井技术在涩北气田的应用[J].天然气工业，2016，34（4）：83-89.
关键词：套管内侧钻井；固井质量；改善方案
套管内侧钻井固井质量普遍存在寿命较短的情况，在对侧钻井固井质量进行分析的基础上，查找固井质量不合格的原因，并针对此类原因展开对应讨论来寻找解决和改善方案。
1 侧钻井固井质量分析
评价侧钻井固井质量主要是从全井段、重合井段、窗口位置以及裸眼井段4 个方面进行。对于裸眼井段，不合格的固井质量就不能完好封固完钻井深与窗口之间井段的水层和油层，水泥封固未能发挥作用，开采中过早地出现水淹而导致油井停产，在统计的侧钻井中，此类固井不合格约占10%左右。对于窗口位置，不合格的固井质量是窗口位置4m 距离内的井段固井质量不合格。在上下段有着良好封固效果的情况下，不会影响到采油作业，但如果是进行注蒸汽操作，可能会导致套管端的断裂、脱扣和变形。对于重合井段，不合格的固井质量是指新和老井套管重合部分固井未达到要求。此处不合格的固井质量会导致高压水上窜，可能因高含水而关闭。如果是全井段固井不合格，这样的井不能投产，强行投入使用也会短期内造成套管变形、油层水淹和出砂而停产。
2 固井质量不合格的原因
造成套管内侧钻井固井质量不合格的因素有很多种，主要包括复杂的地质因素、不合理的井身结构、套管不居中、不完善的固井工艺以及配套工具不完善。隔夹层分布、地层岩性特征以及厚度、底水、边水、顶水的分布及活躍程度、流体性质以及储层压力等因素影响都可能导致固井时坍塌、窜槽和井漏。套管内侧钻井通常应用于老区块，此类区块地层压力低，固井中容易造成水泥浆漏失而导致过低的水泥返高，无法封固上面的水层，这种现象较为普遍。在177.8mm 套管内使用152.4mm 钻井进行裸眼钻进，完井后下入127mm 套管，但是在接箍处的直径达到141.3mm，导致环空间隙只有5.5mm，在其他情况下存在更小的情况。过小的环空间隙会加大施工难度，过快的上返速度，容易导致水泥浆窜槽。过小的环空间隙也无法下扶正器，套管会贴近井壁，直接接触到地层，在套管偏心作用下，窄边间隙更小，此处钻井液无法进行有效顶替。过小的排量和过大的流动阻力使得水泥浆的塞流和紊流无法顶替；窄边水泥环在偏心的影响下可能很薄或不存在，这就降低了密封质量。套管内侧钻井的封固通常采用的方法是尾管胶塞碰压和尾管内管并注水泥浆的形式，受到侧钻尾管固定技术的影响，该技术还存在一定的不足，较大的施工难度以及复杂的技术导致较低的固井合格率。主要表现在顶替不到位、碰压失败和胶塞失效等；无法控制替量，可能存在替空、留水泥塞以及返高不足的情况；过小的环空间隙和过大的循环阻力导致井漏低返。在配套工具方面，还需要对空心胶塞和钻杆胶塞结构进行优化，保障大小胶塞的符合度。对阻流环结构进行优化，使其能承受长时间循环，可使用流量计来对替泥浆的量进行计量来避免替空和不上压事故。
3 提升套管内侧钻固井质量的措施
在之前的分析中可以看到影响套管内侧钻井固井质量的因素，对固井质量的提升主要可从以下几个方面进行：优化环空间隙、完善施工工艺、完善侧钻井配套工艺、提升水泥浆顶替效率等。
3.1 优化环空间隙
合理的井眼与套管间隙是保证良好固井质量的基础。过大的间隙会加大井眼尺寸，使钻井成本提升，过小的间隙又会加大注水泥和下套管作业的施工难度，可能导致固井窜槽。对于热采井来说，环空间隙应该大于19.05mm。加大管外环空间隙主要可通过以下3个方面实现：其一，优化钻头与套管的匹配关系；其二，应用扩孔技术来将裸眼井径扩大；其三是下入无接箍套管。
3.2 完善施工工艺
施工工艺的完善主要是从固井的各个步骤入手，做好固井设计、做好下套管前的井眼准备、加强悬挂器的坐挂倒扣措施、做好套管居中保障措施、确保仪表计量的准确性。固井设计是固井质量的根本，要想保障固井质量，首先要做好固井设计。设计足够抗挤强度的套管柱，选取好的悬挂器，采取双级浮箍来提升密封性能，在保证设备能力和井眼安全的条件下通过大排量来达到紊流顶替。在下套管前，单扶正器、双扶正器进行通井，钻具组合刚度不能小于套管刚度，如果是井眼曲率变化较大的井，可对钻具稳定器位置进行调整来平衡钻具刚度，避免出现消除阻卡和划眼。通井到井底后要采取大排量洗井保障井底干净。如果井内摩阻大，可将混有减阻剂的钻井液注入裸眼井段来方便套管下入。悬挂器下到坐挂位置后可开泵循环。开始应用较小的排量进行顶通，在正常环空返出后，钻井液循环达到悬挂器后可对排量进行适当提升。在阀球进入到球座后压力会升高，通过指重表变化来对坐挂是否成功
进行判断，坐挂成功后，开泵憋掉球阀，打开循环通道来实现倒扣。在套管内侧钻井中，受重力作用影响套管会出现向下倾斜而无法居中的情况。不采取居中措施而直接下入套管，就会使得固井中套管与井壁接触处水泥少或没有，这就必须要通过增加扶正器来保障套管居中。确保固井质量的另外一个重要因素是保证仪表计量的准确性，在施工前对仪表进行全面检查，对系数进行调整，使用过程中做好泵冲计量和人工计量，以此来保证记录的准确性。
3.3 完善配套工艺、提升水泥浆顶替效率
完善侧钻井完井的配套工艺主要包括完善尾管固井技术和改进配套工具2 个方面进行。侧钻井工艺通常有着较低的地层压力、较小的环空间隙和较小的井眼，应对合适的固井施工工艺技术进行研发，可优化尾管固井技术。可将水泥胶结时间控制在8～12h 来满足强度需求。在水泥浆的失水控制中可通过增韧材料的添加来提升其韧性，能有效抗裂抗冲击，同时，其在水泥中产生的弹性膨胀也能有效提升水泥环的封隔效果。配套工具的改进主要包括复合胶塞、浮箍浮鞋、空心胶塞、尾管计量装置以及裸眼封隔器等。提升水泥浆顶替效率方面，其主要因素是保证套管偏心度和紊流接触时间，偏心度不能超过15%，紊流接触时间应在3～7min 之间，其次是钻井液的触变性，应降低钻井液10min 的静切力。合理的设置水泥浆柱，适当加入隔离液和冲洗液来提升窄间隙水泥顶替效果。提升水泥浆和钻井液的压力梯度到2～3，提升其动切比至1.3～2，能有效提升顶替效果。
4 结束语
侧钻井技术的应用能有效提升油藏的采收率，对于剩余油开发能力的挖掘有重要意义，也能提升开发的经济效益。对于套管内侧钻井的固井质量问题，应该从优化环空间隙、完善施工工艺和提高顶替效率等几个方面来进行相关技术措施的改进与完善，这样才能有效提高套管内侧钻井的固井质量。
参考文献：
[1] 顾军，何吉标，谯世均，蒲继才，周福，张文平. MTA方法防气窜固井技术在涩北气田的应用[J].天然气工业，2016，34（4）：83-89.