文4-1井拔套侧钻定向井施工案例
四川川中油田利用原文4井（一口枯竭直井），从1992年9月至1993年6月，在拔掉部分套管，并在350m处的裸眼井段注水泥塞后，裸眼侧钻，钻成文4-1井。 文4-1井完井后经测试，获日产原油9.8t，比该地区的生产井平均日产量高2～3倍。
原文4井位于川中北部斜坡上的常乐向斜东侧，井身结构见图1。
图1文4井井身结构示意图图2设计斜穿靶区示意图图3文4-1井设计井身结构方案图据地质部门分析认为：文4井落空的主要原因是未钻在裂缝发育带上。为此，地质部门为文4-1井设计了大一和大三两个靶点，属双靶点定向井（见表1）。靶区半径比标准规定半径（±65m）小，工程施工难度较大（见图2）。
表1文4-1井地质设计靶区数据
靶区参数垂深（m）水平位移（m）方位（°）设计靶区半径（m）标准规定半径（m）大一顶（第一靶）2077430±20321±52065
大三底（第二靶）2164470±50321±55065
原文4井是φ139.7mm油层套管完井，文4-1井只能设计拔掉部分φ139.7mm未固结套管，利用裸眼侧钻至靶区完钻。综合考虑，选用“直—增—稳”三段制剖面，在水泥面1387m裸眼处侧钻至最大井斜角40°后，稳斜钻井靶区的设计方案（见图3。注：从1387m处割掉套管，注水泥塞裸眼侧钻至靶区完钻）。
2切割拔套管施工
制订了两套切割拔套管方案：一是用套管切割弹引爆切割套管；二是用套管割刀切割套管。
2.1使用切割弹引爆切割套管
2.1.1首先用注磁电测法电测套管卡点位于井深290m处，经反复活动，卡点下移至460m处，用φ127mm钻杆切割弹(φ139.7mm套管切割弹无货）于井深1216m处引爆，未断。
2.1.2憋泵压26Mpa，憋通，建立循环，并且有大量砂子返出，反复活动，卡点无变化。后用地面震击器震击，泡油（16m3）等方法处理，无效。
2.1.3第一次引爆切割失败后，再电测卡点二次引爆。注磁电测卡点下移至737m。再次用φ127mm钻杆切割弹从井深715m处引爆，未断，但能建立循环。
2.2用套管切割刀切割套管
2.2.1切割弹第二次未割断套管之后，使用φ139.7mm套管割刀在井深726m处割断套管（N80，壁厚7.72mm），切割顺利，起出套管完好可再利用，割口平整。
2.2.2该井切割拔套管施工表明，注磁电测卡点是比较准确的，拔套管无论是采用套管割刀还是引爆切割弹，均应在电测卡点以上进行，否则，即使割掉了也拔不出来。利用套管割刀能快速可靠地割断套管。
拔套管后，电测井径（数据如表2）发现井眼主要存在以下3个问题：
表2拔套管后φ216mm井眼井径测量数据表
井眼（m）井径（mm）井眼扩大率（%）
255.3～267470118
～29228030
～30928030
～317230 6.5
～393260～30020～30
～47241090
～53836067
～56836569
～579225 4.2
～61139583
～621225 4.2
～66834560
～675230 6.5
～677560159
～71443099
2.3.1井径扩大严重；
2.3.2大肚子多；
2.3.3在通井过程中，起下钻挂卡严重（400～720m之间）。
上述问题，在待钻井眼中，容易造成沉砂卡钻、起下钻遇阻等井下复杂情况，因此，原井眼不能全部利用，决定利用井深350m以上的井段。
3补充设计及施工
套管从715m处割断后，由于原井眼利用350m以上的井段，井身剖面确定为：从井深350m处侧钻，形成新井眼后，快速钻进至1300m，再定向造斜至40°，稳斜钻进中靶。这样，既考虑了快速钻进又顾及了施工难度。
3.1井身结构设计
井身结构设计为：在凉高山顶部（井深2100m）下一层φ177.8mm技术套管，封住易垮塌的重庆，既顾及了钻机的提升能力，又考虑了下部施工的安全。φ152mm井眼裸眼段约250m左右，有利于工程定向取心和保护产层（井身剖面和井身结构见图4）。
图4拔套管后设计剖面及井身结构简图
3.2轨迹控制设计
该井是文井地区第一口侧钻定向井，地层软、裸眼段长，井径大，钻机提升能力小，施工中可能在轨迹控制方面会遇到一些新问题，因此在井底动力钻具及造斜稳斜等方面进行了重视。 在定向造斜期间，共试验使用了8套动力钻具造斜组合（其造斜特性见表3），从本井使用动力钻具可以看出： 表3φ216mm 井眼动力钻具造斜特性分析
井段（m）钻具组合
螺杆钻具长度（m）
弯接头度数（°）
测量仪器类型定向方法
设计造斜率（°/100m）实际造斜率（°/100m）
地层
备
注1274～1431φ215.9mmATM11+φ165mmΔ100迪纳5.83m+1.5°弯接头+φ159mm 无磁钻铤1根+φ171mm 螺旋钻铤2柱双根+φ127mm 加重钻杆6柱+φ159mm 随钻震击器1套+φ127mm 斜坡钻杆+φ127m 钻杆
6.7 1.5单点
单点定向
7 6.05重二
复测后二次定向
1463～1538φ215.9mmATM11h+φ165mmΔ1000（5/6）迪纳钻具
5.83m+2.5°弯接头+φ159mm 无磁钻铤1根+φ171mm 螺旋钻铤2柱2极+φ127mm 加重钻杆+其余同前 5.83 2.5
随钻MS-3随钻监测716.2重二
1538～1678φ215.9mmATM11h+φ165mmΔ1000（5/6）迪纳钻具5.83m+1.5°弯接头+其余同前
5.83 1.5随钻MS-3随钻监测
79.4重二1678～1742.45φ215.9mmATM11h+φ165mmΔ1000（5/6）迪纳钻具5.83m
+
1°弯接头+其余同前
5.83
1单点单点定向2-5.2重二未复测二次定向
1755.46～1788.26
φ215.9mmATM11h+φ165mmΔ1000（5/6）迪纳钻具6.7m+2.5°弯接头+其余同前
6.7
2.5
单点单点定向10
-17.3
重二
未复测二次定向1788.26～1813.94
接φ215.9mmATM11h+φ165mmΔ1000（5/6）迪纳钻具
6.7m+1.5°弯接头+其余同前
6.7 2.5
随钻MS-3
随钻监测
10 3.07重一
原井眼降斜须克服惯性
1813.94
～1854.51
φ215.9mmATM11h+φ165mmΔ1000（5/6）迪纳钻具6.7m+2.5°弯钻铤2.98m+其余同前
6.7
2.5
（1+1.5）双弯钻铤
随钻MS-3随钻监测1011.6重一
1854.51～2003.61φ215.9mmATM11h+φ177.8mm
国产螺杆钻具6.13m+2.5°弯接头+其余同前
6.13 2.5
HDPE多孔加筋缠绕波纹管
随钻MS-3
随钻监测
108重一
3.2.1单点定向法复测二次定向可以达到定向准确，而未复测二次定向，则可能由于裸眼段太长，弯接头难以转到定向方位上，致使井斜下降，难以达到设计要求（见第一套、第四套、第五套组合数据）。
3.2.2在重二地层，1.5°弯接头6.7m 长螺杆钻具造斜率约6°/100m，5.83m 螺杆钻具造斜率可达9°/100m。
3.2.3在重一地层中，弯接头--井底动力钻具的造斜能力较弱，2.5°弯接头造斜率仅8°/100m，比上部地层重二2.5°弯接头16°/100m 的造斜率小。
3.2.4同向双弯接头钻铤短节（1°+1.5°长2.98m）的造斜率比同角度的弯接头的造斜率大，在该地层中，同向双弯短节具有造斜能力强，易下入等特点。
3.3转盘钻稳定器组合增斜
3.3.1转盘钻稳定器组合在φ216mm 井段增斜
3.3.1.1使用双稳定器与单稳定的造斜对比。
本井在φ216mm 井眼共使用了9套钻具组合，见表4。
表4
φ216mm 井段钻具组合造斜特性分析
序号
短期负荷预测钻具组合
力学特征
钻进井段（m）
环视制作者
井斜变化率（°/100m）方位
变化率（°/100m）
地层侧向力（KN）偏转力（°）
合力角（°）
1 5.57-0.0369 1.77371431.67～1473.670.588.70重二219.56-0.0804 6.20331473.67～1537.539.387.04重二318.95—0.0805 5.41151537.53～1636.64 4.51 2.17重二413.32—0.1468 4.01021640.72～1731.70 6.64—1.73重二519.86—0.0405 5.67171754.16～1820.68 4.61 2.00重二623.25—0.1725 6.311820.68～1869.670.3
2 3.84重二718.67—0.034 4.84991869.67～1950.24 2.47 2.50重二8 3.35—0.0294 3.32111950.24～1976.000 3.60重二9
15.37
—0.0544
4.8819
2003.00～2054.00
8.92
重二
表4中的9套组合钻具表明：
3.3.1.1.1双稳定器钻具组合的造斜能力比单稳定器组合的造斜能力强。
3.3.1.1.2本井共使用了6套单稳定器组合，在钻井参数、钻井液性能、地层因素等基本相同时，理论计算的力学特性（钻头侧向力、钻头合力角、钻头偏转角）也与稳定器组合大体相当，造斜率都不及双稳定器高。
3.3.1.1.3即使调整稳定器与钻头之间的距离来改变钻具组合的力学特性，对造斜效果几乎没有影响。
3.3.1.1.4导致这种状况可能与地层软（重庆地层）井眼扩大及多次起下钻井底组合对井壁的刮削和水力冲蚀有关（见表5）。
表5
φ216mm 井眼1536～1661m 井段井径表
3.3.1.1.5本井方位漂移在整个转盘钻共漂移了20°（在井段1778.56～1937m，井深1778.56m，井斜26
°，方位307°；井深1937m，井斜29.33°，方位313°，漂移了6°，在井段2003.17～2338m，井深2003.17m，井斜35.5°方位333°，漂移了14°。两井段共漂移了20°），平均漂移率为3.5°/100m，比四川其他中硬地层地区大，与预计结果相符，按此留出的方位余量较合适。3.3.1.2机械钻速率快慢直接影响造斜率的高低。
图5为根据φ216mm 井眼1431～1976m
井段统计结果画出的机械钻速对造斜率影响的关系曲线。
图5机械钻速对造斜率影响关系曲线图6实钻轨迹垂直剖面及水平投影图
图5表明：造斜率的高低与机械钻速有关，同一套钻具组合，钻速快则造斜率较高，钻速慢则造斜率较低，并且机械钻速变化后，造斜率并不马上“同步”变化，有一个“滞后”过程，不难理解，当钻速加快或减慢后，钻具组合须全部进入新井段造斜率才会有所变化。导致这种结果可能与地层软、井眼扩大有关。钻速快、水力冲刷及钻头、稳定器刮削井壁时间短，井底井径扩大率小，稳定器支撑效果较好，造斜率相对较高。
从表4和图5还看出：在软地层中，一定的钻具组合，调整稳定器与钻头间的距离来调整力学特性对造斜率的大小影响不明显，而机械钻速对造斜率的大小影响都较显著。
3.3.2φ152mm 小井眼轨迹控制技术
根据上部井段φ216mm 井眼的摸索试验，基本掌握了该构造的一些特点。当φ216mm 井段固井时，距第一靶斜井段长仅150m，为确保中靶，对待钻井眼轨迹进行了三维中靶计算，对φ152mm 井眼使用的钻具组合、钻井参数进行了优化设计。实钻中共用了两套钻具组合（见表6），第一套组合钻达第一靶后，换成第二套组合钻达第二靶至完钻。
表6
φ152mm 井眼钻具组合造斜特性统计
序号
钻具组合
力学特征
钻进井段（m）井斜变化率
（°/100m）
方位
变化率（°/100m）
地层
侧向力（KN）偏转力（°）合力角（°）
1 2.68-0.0226 3.40242089～22180.54 4.65凉高山～大一顶2
-1.15
-0.0516
-0.8271
2223～2338
-3.91
6.09
大一顶～马鞍山
井段（m）段长（m）
测量井径（mm）
井眼扩大率（%）
钻头尺寸（mm）
1536～1561
2529034.3216～158********.2216～16112531043.5216～16362533052.8216～1661
25
330
71.3
216
从表6可见：设计的微增组合，实钻中表现出稳斜的特点，而微降组合却表现出较强的降斜特性（本井段完钻电测φ152mm井眼井径见表7）
表7φ152mm井眼完钻电测井径
井段（m）井径（mm）井跟扩大率（%）
2054～205825568
～208320032
～210818018
～213321038
～215723051
～218320032
～220822045
～223320032
～225720535
～228320032
～230822045
涉水喉～233322045井眼扩大可能是导致双稳定器组合弱增强降的主要原因。本井在φ216mm井眼考虑到该地层降斜容易的特点，留出了5°～8°的井斜余量，使实钻轨迹处在设计轨迹的上限，这样在φ152mm井段微降斜正好合适，正中靶区（中靶情况见表8）。
表8文4-1井中靶情况
靶区设计实钻
第一靶区大一顶水平位移412m（地质设计430±20m）水平位移422m 垂直井深2077m垂直井深2079m 井斜40°井斜41°闭合方位321±5°闭合方位320°斜深2204m斜深2207m
第二靶区大三底水平位移485m（地质设计430±20m）水平位移484m 垂直井深2164m垂直井深2156m 井斜40°井斜37°闭合方位321±5°闭合方位311°斜深2319m斜深2306m
实钻轨迹与设计轨迹吻合度较好，见图6所示。
1993年6月8日，文4-1井钻达设计地质目标完钻，完钻井深2338m，闭合方位321°，水平位移505m，最大井斜43°，完钻垂深2182m。准确钻达大一顶和大三底两靶区，井身质量符合设计要求，井眼轨迹斜穿产层99m，垂厚77m（实钻），比直井多穿产层30%。
4小结
保障文4-1井安全钻进技术：
4.1使用钾石灰钻井液体系。
文井地区地层软，易水化膨胀垮塌，该井裸眼段长（0～1800m），起下钻次数多，井径扩大严重，要求钻井液具有良好的防塌、携砂、润滑和剪切稀释性能，钾石灰钻井液具有这些性能，满足了钻井工程的需要。
4.2坚持大排量携砂、清砂、清除沉淀床。
在井斜达40°以后，除了注重钻井液性能的维护之外，坚持用大排量携砂，在φ216mm井段，排量24～28L/s，φ152mm井段，排量13～15L/s，大约每钻进50m或起钻时，短程起下钻大排量清砂，且有大量砂子返出，证实了沉淀床的存在。清除沉淀床，确保了起下钻畅通和井下安全。
4.3严格按照定向井操作规程施工，起下钻限制吨位上提下放。
本井造斜点以下起下钻次数达79次，键槽可能已经形成，并有多次挂卡现象。施工中，现场技术组严格监督实施定向井操作规程，限制上提下放的吨位，防止提死和压死。全井未发生一次卡钻及钻具事故。
螺杆钻具通过拔套管侧钻至靶区完钻，使干井复活，文4-1井日产原油9.8t，比川中油田生产井平均日产量提高2～3倍。免修公路和井场，节约耕地，重复利用了原直井部分套管和部分原井眼，获得了良好的经济效益和社会效益。
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