苏77、召51水平井立体开发及关键技术集成

Three-Dimensional Development and Key Technology Integration of Horizontal Well Su 77, Zhao 51

摘要: 苏77、召51气田纵向上发育多套气层，为节省成本，使得表层套管、技术套管重复利用，针对多套储层情况总结出水平井立体开发及关键技术，对于该地区的顺利开发具有重要意义。在对苏77、召51气田储层发育概况进行分析后，总结提出了水平井井身结构优化原则，同时详细阐述了钻井过程中的关键技术，针对钻井过程中遇到的问题，优化了不同的钻井工艺。在此基础上，对现场开发应用情况进行了概述。本文通过探讨一种新的井身结构，上部预留φ177.8 mm技术套管，当第一口水平井枯竭后，采用φ152.4 mm钻头从刘家沟组地层以下侧钻，下入φ114.3 mm完井套管，满足水平井体积压裂。此方法实现了多套气层一个井眼立体开发，实现了产量接替，同时充分利用老井井场、地面管线和上部套管，减少建设投资。通过现场应用情况表明，水平井的立体开发方式能够满足现场应用开发需求的同时，还解决了成本昂贵的问题，实现了产量接替式高效开发。

Abstract: Multiple sets of gas reservoirs are developed vertically in Su 77 and Zhao 51 gas fields. In order to save costs and reuse surface casing and technical casing, the three-dimensional development and key technologies of horizontal wells are summarized for multiple sets of reservoirs, which is of great significance for the smooth development of the area. After analyzing the general situation of reservoir development in Su 77 and Zhao 51 gas fields, the principle of horizontal well casing structure optimization is summarized and put forward. At the same time, the key technologies in the drilling process are elaborated in detail. In view of the problems encountered in the drilling process, different drilling processes are optimized. On this basis, the field development and application are summarized. In this paper, a new casing structure is discussed. The upper part is reserved with φ177.8 mm technical casing. When the first horizontal well is depleted, the φ152.4 mm drill bit is used to drill sideways from the Liujiagou Formation, and the φ114.3 mm completion casing is run to meet the volume fracturing of horizontal wells. The three-dimensional development of multiple sets of gas layers and one wellbore is realized, and the production replacement is realized. At the same time, the old well site, ground pipeline and upper casing are fully utilized to reduce the construction investment. The field application shows that the three-dimensional development mode of horizontal wells can meet the needs of field application development, at the same time, it also solves the problem of high cost and realizes the efficient development of production replacement.

1. 引言

鄂尔多斯盆地致密砂岩气资源量达12.61 × 10¹² m³，是二次加快发展中国天然气上产和稳产的重要资源基础[1]。苏里格气田作为鄂尔多斯盆地的典型致密砂岩气藏，面临着低渗透率、低压力、低丰度等三个世界级开发难题。苏里格气田水平井开发技术攻关开始于2001年，经历由开发评价至规模上产到阶段稳产三个阶段[2] [3]。经过持续20年的研究，形成了基于致密砂岩油气藏储层精细模拟技术为基础的有利开发区的预测、立体差异化水平井部署等一系列水平井开发的配套技术，在现场应用中展现出优异的开发效果[4]。

目前苏里格气田已经进入到全面稳产阶段，但单井产量降低、水平井开发成本过高的问题日益突出。针对出现的问题，若采用水平井开发一套储层，则表层套管、技术套管无法回收利用，增加生产成本。长庆油田[5]针对苏里格气田的气层特点，探索出一套基于致密砂岩气藏多层系水平井立体开发体系。李国欣[6]以鄂尔多斯盆地长7区块多套气层的储层情况为基础，通过开发实践和理论研究，提出了平台“大井丛立体开发”的部署动用思路。为此，本文针对苏77、召51气田纵向上发育多套气层的特点，对水平井开发技术难点进行分析，在对水平井立体井身结构的优化原则总结的基础上，进一步优化了钻井过程中关键的技术以及工艺，并以关键井为例说明了该技术的实际应用情况。

2. 水平井立体开发原则与设计技术

2.1. 水平井开发技术难点分析

(1) 新水平井以及侧钻后水平井的井身结构需满足体积压裂、排水采气需要[7]；

(2) 造斜段易发生井漏、井塌，处理复杂困难；

(3) 二开复合套管固井存在返速与顶替效率的严重矛盾；

(4) 三开悬挂点环空流道减小易发生憋堵，影响水平段固井质量；

(5) 压后起套管、下生产管柱，气层被极大解放，存在井控风险[8]。

2.2. 水平井立体井身结构优化原则及流程

苏77、召51位于鄂尔多斯盆地苏里格气田东区北部，属高含水致密砂岩气藏，具有低压、低孔、低渗、高水饱的特点[9]。水平井立体开发需要充分考虑气藏开发全生命周期，井身结构是按排水采气→压裂改造→地质、工程分析→确定井身结构的原则进行，逆向思维，正向施工[10]。

2.2.1. 排水采气需求

水气比高达2.42 m³/10⁴m³，是苏里格平均水平的6倍，为降低临界携液流量，延长气井稳产周期，需采用φ60.3 mm或φ48.3 mm油管生产，如下表1：

Table 1. The minimum liquid carrying capacity of different specifications API tubing gas wells (m³/d)

表1. 不同规格API油管气井最小携液流量(m³/d)

井口压力(MPa)	φ38.1 mm	φ42.2 mm	φ48.3 mm	φ60.3 mm	φ73 mm	φ88.9 mm
1	1804	2339	3175	4970	7455	11,267
2	2546	3301	4482	7016	10,524	15,906
4	3588	4651	6315	9987	14,830	22,414
6	4377	5674	7704	12,065	18,098	27,352
8	5035	6527	8862	13,881	20,821	31,468

气井采用枯竭式开采，采气过程中产量和地层压力不断降低，气层中的束缚水转换为自由水，产水不断增加，泡排、间开、柱塞、气举、强排等措施效果会逐步变差，油管内和油套环空积液不断增加，当积液形成的液柱压力大于气层压力时，就需要外动力排水采气[11]。

2.2.2. 水平井压裂改造需要

水平井与直丛井相比，产量可增加至3倍以上，采收率增加至2倍以上，为最大程度提高水平井单井EUR，需采用体积压裂改造，排量需 > 8 m³/min，采用φ114.3 mm以上压裂管柱。

2.2.3. 老井重新利用，节约产建投资

当第一口井开采枯竭后，在原井中进行侧钻，老井井场、表层套管、技术套管、地面管线可以得到重复利用。侧钻后的水平井与原水平井一样，还可以实现排水采气、体积压裂[12]。

2.3. 井身结构优化

2.3.1. 复合套管二开水平井井身结构(表2)

适用于水平段长 ≤ 1200 m，无严重漏失且地层稳定的区域。

Table 2. Optimized second spud wellbore structure

表2. 优化后二开井身结构

界	系	组	底界垂深(m)	二开水平井井身结构
新生界	第四系	/	14		一开：φ311.2 mm钻头钻穿洛河组，下入φ244.5 mm表层套管，水泥浆返至地面。
中生界	白垩系	/	509
	侏罗系	安定组	760
		直罗组	932		二开：φ222.3 mm钻头钻至(A点)，φ215.9 mm钻头钻至B点，下入177.8 + 139.7 mm复合生产套管，其中177.8 mm套管下至直井段。采用双凝双密度水泥浆体系固井，返至表层套管内200 m以上。
		延安组	1112
	三叠系	延长组	1557
		纸坊组	1783
		和尚沟组	1959
		刘家沟组	2362
古生界	二叠系	石千峰组	2505
		石盒子组	2774
		山西组	2854

2.3.2. 悬挂固井三开水平井井身结构(表3)

Table 3. Optimized third spud wellbore structure

表3. 优化后三开井身结构

界	系	组	底界垂深(m)	三开水平井井身结构
新生界	第四系	/	14		一开：φ311.2 mm钻头钻穿洛河组，下入φ244.5 mm表层套管，水泥浆返至地面。
中生界	白垩系	/	509
	侏罗系	安定组	760
		直罗组	932		二开：φ222.3 mm钻头钻至(A点)，下入φ177.8技术套管。
		延安组	1112
	三叠系	延长组	1557
		纸坊组	1783		三开：152.4 mm钻头钻至B点，采用114.3 mm生产套管悬挂固井，悬挂器位于井斜45˚井段，水泥浆返至悬挂器位置。固井后回接套管，压裂后提出。
		和尚沟组	1959
		刘家沟组	2362
古生界	二叠系	石千峰组	2505
		石盒子组	2774
		山西组	2854

3. 钻井关键技术集成

3.1. 井眼轨迹优化

二维井眼轨道优化为“直–增–稳–增–微增–平”剖面，根据标识层垂深变化及时设计轨迹(图1)，以井斜82˚~84˚进入气层顶部，按以5˚/30m造斜率钻井35 m左右就可顺利入靶。

提高造斜点，第一造斜点选在上部易钻井段，可快速完成偏移距，然后吊直。第二造斜点后按二维造斜、增斜和入靶。形成“直–增–稳–降–增–稳–增–微增–平”九段制直角双二维剖面设计(图2)，有利于钻井提速。

Figure 1. Vertical projection diagram

图1. 垂直投影图

Figure 2. Horizontal projection diagram

图2. 水平投影图

3.2. PDC钻头优选

以苏77、召51为例，500~1800 m井段，PDC可钻性级别在2~2.5之间，可钻性较好；1800~2700 m井段含砾，PDC牙齿易损坏，可钻性级别在4~4.5之间，可钻性变差；2700~3000 m井段，PDC可钻性级别在2.5~3之间，可钻性变好。根据可钻性综合值选定级别高或同级别的PDC钻头，减少提下钻次数；根据地层的抗压强度确定PDC切削齿直径，一般软到中硬地层，选用直径较大的PDC复合片，采用低密或中密布齿；中硬到硬地层，选用直径较小的PDC复合片，采用中密或高密布齿，含砾地层可采用双排齿[13] (表4)。

Table 4. Horizontal well drill bit recommendation table

表4. 水平井钻头推荐表

井段	直径 (mm)	刀翼数	牙齿直径 (mm)	推荐型号	备注
直井段	215.9	5	19	S1965JA/DS1953SKS/JRS1951	增加攻击性
造斜段	215.9	5	16	S1652JA/DS1653SKS/JRS1655	增加穿夹层和抗碾磨性
水平段	215.9	5	16	S1652FG5/DS1652SKD/JRS1651	增加穿夹层和抗碾磨性
水平段	152.4	5	16	S1652FG5/DS1652SKD/JRS1651	增加穿夹层和抗碾磨性

3.3. 石千峰组以上钻井防漏

刘家沟组属三叠系下统，岩性以灰紫、紫灰、灰白色块状斜层理砂岩为主，夹灰紫、紫灰、灰白色泥岩、砂砾岩，在电性上所反映的特征是自然伽玛、电阻率曲线呈现中高值且幅度差异小，与下伏石千峰组呈整合接触[14]。该地层处于压力过度带(石千峰组)之上，在构造应力作用下易产生微裂缝，钻井液滤液侵入加剧层理和微裂缝发展，易发生压差漏失，是区域上规律性最强的典型漏失层。和尚沟组和延安组局部断层发育，是次要压差漏失层。

压差性漏失预防要点是降低压差。和尚沟组、延安组和刘家沟组钻进过程中加强钻井液净化，振动筛使用200目以上筛布，除砂器使用率达到100%，离心机使用率70%以上，将密度控制在1.08 g/cm³以下，有效降低液柱压力。控制下钻速度，下钻速度控制在0.5 m/s以下，减少压力波动。刘家沟钻进过程补充随钻堵漏剂、锯未和核桃壳粉，堵塞微裂缝，预防井漏。

3.4. 造斜段井漏、井塌同存预防

Figure 3. Stratum trinomial pressure profile

图3. 地层三压力剖面

从图3中可以看出，地层坍塌压力当量密度在1.05~1.25 g/cm³之间。直井只存在横向坍塌压力，钻井液密度1.08 g/cm³就可平衡地层坍塌压力，井塌矛盾不突出；水平井造斜段、水平段还存在纵向坍塌压力，需附加0.13~0.16 g/cm³。因此造斜段和水平段密度达到1.22~1.25 g/cm³才可平衡地层坍塌压力。但刘家沟组承压能力较弱，钻井液密度超过1.08 g/cm³就有井漏风险。造斜段与直井段泥岩坍塌压力存在0.14~0.17 g/cm³的密度差，同一裸眼井段大概率出现井漏与井塌并存，为解决漏、塌的复杂情况，就需要对和尚沟组、延安组和刘家沟组进行承压堵漏。

钻穿刘家沟进行石千峰组30~50 m进行承压堵漏，以桥塞堵漏的方式为主，注水泥、高失水、固结堵漏为辅，当量密度达到1.40 g/cm³以上为合格，满足后期钻井和固井需要。

3.5. 造斜段钻井提速

3.5.1. 强化钻井参数

造斜段排量由30 L/s优化为35 L/s，环空返速可提高17%，提高携砂能力(表5、表6)。

Table 5. Drilling parameters of second spud horizontal wells

表5. 二开水平井钻井参数

井段(m)	钻头(mm)	钻压(KN)	转速(rpm)	缸套(mm)	排量(L/s)	泵压(MPa)
502~A点	222.3	40~120	45 + 螺杆	180	35	25
A点~B点	215.9	40~120	45 + 螺杆	170	30	25

Table 6. Drilling parameters of third spud horizontal wells

表6. 三开水平井钻井参数

井段(m)	钻头(mm)	钻压(KN)	转速(rpm)	缸套(mm)	排量(L/s)	泵压(MPa)
502~A点	222.3	40~120	45 + 螺杆	180	35	25
A点~B点	152.4	40~120	45 + 螺杆	130	20	25

3.5.2. 提高复合钻比例

复合钻进与定向钻进相比，机械钻速可提高5~10倍。优选φ172 mm*1.65˚高造斜率、超大扭矩螺杆，缩短了钻头至扶正器距离A，缩短了钻头至弯点的距离B，螺杆由1.5˚增加至1.65˚，造斜率提高8.7%，复合钻比率可提高15%，机械钻速可提高12.5% (图4)。

Figure 4. High build-up rate, overlarge torque screw

图4. 高造斜率、超大扭矩螺杆

3.5.3. 使用水力振荡器，减少托压

将倒装钻具结构中直井段加重钻杆由45根增加至80根，通过大幅增加直井段钻具重量，实现钻压的有效传递。钻具结构中增加水力振荡器，将钻井液产生压力脉冲的液压能转化为机械能，通过钻柱轴向振荡将钻柱与井眼之间的静摩擦力变为动摩擦力，从而改善钻压传递，极大减少与托压、弯曲、工具面控制、卡滑和机械钻速偏低等问题[15]。

钻井液通过动短节时，驱动转子旋转，带动驱动盘阀运动，改变过流面积，产生压力脉冲，反馈作用到振荡短节和活塞面上，使花键心轴产生轴向振荡。振荡短节连接在动力短节及盘阀总成上部，轴向振荡通过内部的碟形弹簧吸收及释放冲击能量来实现。振荡短节将水力脉冲能量转换为轴向振动形式的机械能，每次脉冲会产生3~9 mm振幅和一定的轴向力，将静摩擦转化为动摩擦(图5)。

Figure 5. Schematic diagram of hydraulic oscillator structure

图5. 水力振荡器结构原理图

3.5.4. 确定标志层，逐层逼近准确入靶

以召51-34-5H5为例，充分利用邻井、地震、导眼井等资料，建立邻井对比剖面，采用“标志层控制、沉积旋回、厚度约束”的方法，构建本井标志层。造斜段根据实钻垂深逐级逼近，及时调整，确保准确入靶(图6)。

3.6. 水平段钻井提速

3.6.1. 优化钻具结构

二开水平井：φ215.9 mm钻头 + φ172 mm单弯螺杆(1.25˚*φ216 mm扶正器) + φ165 mm钻具止回阀 + φ212 mm扶正器 + φ165 mm MWD定向短节 + φ127 mm无磁加重钻杆(1根) + φ127 mm加重钻杆(3根) + φ127 mm斜坡钻杆(50~145根) + φ127 mm加重钻杆(60~120根) + φ158.8 mm随钻震击器 + φ127 mm加重钻杆(5根) + φ127 mm钻杆 + 133.4 mm方钻杆。

三开水平井：φ152.4 mmPDC钻头 + φ127 mm近钻头伽玛 + φ127 mm螺杆(1.25˚/146 mm扶正器) + φ127 mm钻具止回阀 + φ143 mm扶正器 + φ127 mm无磁加重钻杆(1根) + φ127 mm绝缘短节 + φ127 mm定向接头 + φ101.6 mm加重钻杆(4根) + φ101.6 mm斜坡钻杆(50~145根) + φ101.6 mm加重钻杆(60~120根根) + φ101.6 mm钻杆。

优化后钻具结构优点：倒装结构，加重钻杆在直井段，能够有效施加钻压；增加了加重钻杆数量，达到正常设计量的2倍，增大了加重钻杆与水平段摩阻的差值，有利于传递钻压。

3.6.2. 精准水平段导向

依据邻井资料、地震资料、气侧值、岩性变化、GR值等，预测水平段地层倾角。钻井过程通过垂深判断钻头在气层中的位置，分井段为定向井工程师提供垂深靶窗。利用近钻头方位伽马辅助判断轨迹与地层的上下切关系，及时调整轨迹，避免轨迹触顶或触底[16] (图7)。

Figure 6. Horizontal well design profile

图6. 水平井设计剖面

Figure 7. Precise horizontal segment guidance

图7. 精准水平段导向

3.6.3. 水平段轨迹控制

水平段一般为砂岩，石英含量高，对螺杆和扶正器磨损大，因此，要选择抗磨螺杆与扶正器，防止磨损严重情况，造斜率不足，发生脱靶[17]。

(1) 减少预测误差。水平段钻进中，由于增加了近钻头GR、电阻率等地质参数测量，仪器零长达到了15~18 m，井斜变化对垂深影响滞后，需对工具造斜能力进行定量分析，提前预测，防止了脱靶或出层。

(2) 工具面摆放困难。优选定向井专用PDC钻头，增加钻头稳定性；增加钻井液润滑性，减少摩阻；工具面摆放前，旋转钻具3 min以上，再上提20 m以上，充分释放钻具圈闭扭矩，随后摆放工具面。摆放过程每次少转动转盘，充分活动钻具，等工具面稳定后再继续摆放，直到预定位置。

(3) 钻压控制井斜。水平段钻具结构为稳斜钻具，对钻压较为敏感，在一定钻压范围内分别处于稳斜、微增斜、微降斜状态，定向井工程师要通过调整钻压，摸清钻压与井斜的关系，采用钻压控制井斜，增加复合钻进比例，提高机械钻速。

3.6.4. 减少水平段托压

(1) 轨迹摩阻托压和解决方法

轨迹摩阻主要来自是井眼不规则，如“蛇形”或“W形”井眼，钻具在钻压作用下反复屈曲，与井壁形成较强弹力，甚至远大于钻具重力，额外增加了摩擦阻力。地质导向要认真研究储层倾角变化，密切关注近钻头方位GR变化，及时调整轨迹，尽可能使轨迹平滑。

(2) 井底岩屑床托压预防和解决方法

水平段岩屑床托压很难避免，从钻井液携砂性能入手，提高动塑比，形成平板形层流，减少钻屑翻转，快速带出地面；提高排量，增加环空流速，冲刷钻屑床，减少或减缓形成岩屑床；定期短起，短起前采用“长提洗井”的方式，机械方式破坏岩屑床；定期增加钻井液润滑剂，提高钻井液泥饼润滑性能。

4. 套管固井工艺

4.1. 悬挂套管固井工艺

(1) 悬挂器与套管间隙仅3.04 mm，容易发生憋堵。套管送入井底后逐级提高排量(0.3→0.7→1 m³/min)，破坏钻井液静止网架结构强度，连续洗井2周以上，防止砂子发生重力沉降，堵塞间隙。调整钻井液性能，粘度 ≤ 45 mPa∙s或动切力 ≤ 5 Pa，进行投球坐挂。

(2) 水平段井眼轨迹不规则，摩阻大，套管下入困难。完钻后采用单、双、三扶依次通井，采用长提的方式(>20 m)洗井2周以上，清洗和破坏岩屑床，振动筛无砂子、上提无阻卡；水平段打入带固体润滑剂的钻井液，变滑动摩阻为滚动摩阻，减少下套管阻力；送入钻具直井段增加120根加重钻杆，增加钻具余量，有利于水平段套管下入。

(3) 水泥环薄，影响水泥浆稳定性和水泥石韧性。领浆稠化时间附加90~120 min，尾浆稠化时间附加60~90 min，API滤失量 ≤ 50 mL，自由水为0 mL，沉降稳定性要求 ≤ 0.02 g/cm³，强度24 h ≥ 14 MPa，流动度 ≥ 22 cm；采用常规密度防窜增韧水泥浆体系，增加水泥环的韧性。

(4) 水平井完井不电测，无井径数据，水泥浆量设计难度大。尾浆量按设计井径计算，领浆量按照扩大率10%计算。

(5) 水平段套管居中困难，顶替效率低。水平段采用整体弹扶和刚性滚轮扶正器交替加放，确保套管居中度大于67%；优化冲洗液(200 m)、隔离液(500 m)，有效冲刷井壁，提高顶替效率；施工排量 ≥ 1 m³/min，环空返速 ≥ 1 m/s。

(6) 提高替浆计量准确度。固井前认真检查供水系统，确保水量充足；检查数据采集系统，测试流量计，确保数据准确；替浆过采用水罐与流量计双计量，以水罐计量为主；复核小胶塞与大胶塞接触时替浆量，核对计量误差。

4.2. 复合套管固井工艺

(1) 固井难点。复合套管上部φ222.3 mm钻头 + φ177.8 mm生产套管(石千峰底)与下部φ215.9 mm钻头 + φ139.7 mm生产套管环空截面积相比(按5%扩大率)，缩小39.3%。固井过程水泥浆从下向上是从大环空进入小环空，会产生节流现象，增加循环压耗2.5 MPa以上，可能压漏刘家沟组，造成水泥无法返至表层套管内。

(2) 提高承压堵漏当量密度。复合套管结构水平井钻穿刘家沟承压堵漏需达到1.45 g/cm³以上，与1.40g/cm³当量密度相比，可增加1.22 MPa承压能力。

(3) 采用双凝双密度水泥浆体系。上部气层段以上300 m采用水泥浆密度由1.35 g/cm³降低到1.25 g/cm³，可降低液柱压力2.45 MPa，下部采用常规密度防窜增韧水泥浆体系，增加水泥环的韧性。通过提高刘家沟承压能力和降低水泥浆液柱压力的方式，解决水泥浆由大环空进入小环空增加2.5 MPa循环压耗的问题。

(4) 固井井漏补救措施。准确计量注水泥和顶替过程钻井液返出量，如固井过程发生井漏，可根据漏失量，计量水泥返高。固井24 h后，从井口反挤，减少无水泥井段，提高固井质量。

5. 压裂后提出回接套管

三开水平井井身结构采用悬挂固井，压裂、试气后，需将回接φ114.3 mm套管提出，预留φ177.8 mm技术套管，再下入φ60.3 mm生产油管。储层经过体积压裂，产能被极大释放，与常规修井相比，井控风险倍增。风险一：需转换两次井口，敞开两次井口；风险二：压裂后φ114.3 mm套管为空套管，压井困难大，特别是不易排气[18]。

5.1. 压井时机选择

(1) 如压后排液过程中停喷，可立即实施提出φ114.3 mm回接套管，下入φ60.3 mm生产油管；

(2) 如压后排液已喷活，处于压力自主上升阶段，可压井提出φ114.3 mm回接套管，下入φ60.3 mm生产油管；

(3) 如压后排液井口压力迅速上升，不具备压井条件，可选择带压下入生产管柱，待储层枯竭，侧钻时再压井，提出114.3 mm回接套管。

5.2. 井控风险削减措施

(1) 针对压后为φ114.3 mm空套管，压井排气困难，可在φ114.3 mm回接管柱底部增加一只反循环阀。压后从环空加压打开，沟通φ177.8 mm~φ114.3 mm环空，压井可用于反循环节流排气。

(2) 如挤注法压井后排气困难，可将连续油管下入水平段循环节流排气。

5.3. 压井过程

(1) 压井液一般采用KCl溶液或干净的返排液，压井液密度按0.15 g/cm³附加。

(2) 水泥车或压裂车连接二级套管头旁通阀门，以600 L/min排量向φ177.8 mm~φ114.3 mm环空注入1.5倍管容压井液；以600 L/min排量从压裂井口向φ114.3 mm完井套管内注入1.5倍管容压井液。完成后静止15 min，求取油压和套压。如油压和套压均为零，开井无外溢，压井成功。如油压或套压不为零，说明环空或完井套管内压井液中有天然气。

(3) 循环排气。控制油压不变，以200 L/min排量，向φ177.8 mm~φ114.3 mm环空注入压井液，从φ114.3 mm回接套管中返到地面，循环1.5~2周，关井15min，求取油压和套压。如油压、套管全部为零，说明压井成功。如不成功，按新读取的油压值计算压井液密度，重新压井。

(4) 压井成功后，打开压裂井口和套管头旁通阀门，观察2 h以上，井口无溢流为成功。

(5) 敞开井口，以600 L/min排量，向φ177.8 mm~φ114.3 mm环空注入压井液，从φ114.3 mm回接套管中返到地面，反循环洗井1.5周以上，井口外溢，可进行更换井口作业。

5.4. 更换钻井井口，提出φ114.3 mm回接套管

削减更换钻井井口井控风险的关键是缩短两次井口无控时间。

5.4.1. 准备工作

准备一根2 m左右的φ114.3 mm短套管，连接一只35 MPa旋塞阀，组成防喷单根，旋塞阀处于开启状态。

5.4.2. 更换钻井井口步骤

整体拆除压裂四通 + 压裂平板阀*2 + 排液四通 + 压裂平板阀→拆除单公短节→抢装防喷单根→套装2FZ28-35防喷器→试压。其中拆除单公短节和抢装防喷单根要控制在10 min，使井口受控(图8)。

Figure 8. The process of replacing the drilling wellhead

图8. 更换钻井井口流程

5.4.3. 起出接φ114.3 mm套管

回接套管在固井前已丢手，松开悬挂器顶丝后，可直接起出φ114.3 mm套管，起套管过程，安排专人坐岗，每起出3根套管，灌薄压井液1次。

5.5. 更换采气井口，下入φ60.3 mm生产油管

5.5.1. 准备工作

准备一根1.5 m左右的φ60.3 mm油管短节，连接一只35 MPa旋塞阀，组成防喷单根，旋塞阀处于开启状态。

将2FZ18-35防喷器安装在35 MPa采气树下四通上，并在地面对全封和连接法兰试压。

将防喷单根连接到悬挂器，并通过防喷器安装在35 MPa采气树下四通上备用。

5.5.2. 更换钻井井口步骤

拆除2FZ28-35防喷器 + 整体安装备用采气树四通 + 防喷器 + 防喷单根组合。安装备用采气树四通 + 防喷器 + 防喷单根组合要控制在10 min，使井口受控(图9)。

Figure 9. The process of replacing the gas production wellhead

图9. 更换采气井口流程

5.5.3. 下入φ60.3 mm生产油管，气举复产

拆除防喷单根和悬挂器，下入φ60.3 mm生产油管至A点。拆除2FZ18-35防喷器，安装采气树上四通。使用液氮车或制氮车气举，将A点以上压井液举出，恢复生产。

6. 侧钻工艺优化

6.1. 侧钻层位优选

刘家沟组是区域上规律性最强的典型漏失层，为避免侧钻后，裸眼井段漏、塌同存，处理难度骤升，优选刘家沟以下进行侧钻。侧钻最佳层位是石千峰，距造斜点最近，能够最大程度利用老井套管，减少侧钻井进尺，节约产建投资[19]。

6.2. 侧钻位置优选

侧钻井段一般选择完井或技术套管固井质量合格以上，避免铣锥出套管无支撑，沿套管与井眼环空下行，无法形成新井眼。侧钻点一般选择在套管中部的套管本体，斜向器坐挂稳定，不易松动下行；侧钻成功后，套管本体至少有一半以上可以承受轴向拉力，不易发生脱开，新井眼无法重入。

6.3. 侧钻方式优选

优选定向开窗侧钻，根据A点、B点选择侧钻方位，采用陀螺定向斜向器方向，减少侧钻后方位调整，减少造斜段难度，有利于快速入靶。

6.4. 老井井筒处理

压井：重建井内压力平衡，确保井控安全；

换装井口：拆除采气井口，换装成钻井井口装置；

起油管：将井内悬挂器以上的油管起出，为井筒施工腾出作业空间；

通径：下φ154 mm通径规至开窗点以下，检验老井套管有无变形，确保后续作业工具、钻头顺利通过；

套管试压：下7寸套管封隔器至设计开窗点以下，对套管进行试压25 Mpa，确定老井套管有无破损；

(1) 封堵产层：注水泥将开窗点以下井段封闭，消除老井对侧钻井和新井影响；

(2) 刮壁：下入φ154 mm刮壁器清洗套管内水泥等杂物。

6.5. 侧钻工艺优化

为降低侧钻井套管开窗时效，提高开窗效率，优先使用一体化开窗工具，实现斜向器坐封、套管开窗、修窗一趟钻[20] (图10)。

Figure 10. Integrated window opening tool

图10. 一体化开窗工具

7. 现场应用情况

苏77-18-35H1井设计井深4337 m，水平段长1150 m，上部为177.8套管，悬挂器位置2906 m，目的层盒_8下²。2012年投产，初产2.96×10⁴m³，2019年气层枯竭停产，2020年决定起出φ60.3 mm生产油管，从φ177.8套管侧钻，开发盒_8下¹层系。施工步骤：

(1) 压井起出φ60.3 mm生产油管，下入φ101.6 mm光钻杆，注水泥堵固悬挂器以下盒_8下²，采用下入154 mm刮壁器对φ177.8套管刮壁，试压25 MPa、10 min，压降0.05 MPa。

(2) 选择侧钻点为2779 m，距φ177.8套管上部节箍5 m，地层为石千峰组，固井质量为合格，避开了刘家沟组易漏层。

(3) 钻具组合：Φ114 mm一体式导斜器 + 陀螺定位接头 + Φ120 mm钻铤2根 + Φ101.6 mm加重钻杆9~12根 + Φ101.6 mm钻杆。入井前测量好陀螺角差，定位接头接到斜向器上部紧扣，调整好键方向与斜向器斜面方向，校准下入深度。

(4) 斜向器定向时，下陀螺仪，根据陀螺仪器工具面数据，在井口正转转盘，多次上提下放钻具，以保证定向的准确度。当斜向器定位后锁死转盘，起出陀螺仪器。

(5) 分级打压，每次递增5 MPa，稳压5 min，观察压力变化，压力降低小于0.5 MPa。打压到25 MPa，下放悬重6~8T，静止3~5 min，上提悬重5 t，静止3~5 min，反复2~3次，钻压无变化，说明坐封成功。打开回水泄压后，再上提悬重1~2t，顺时针转动转盘20~30圈，钻压、扭矩消失后，上提钻具丢手。

(6) 开窗、修窗钻具组合：Φ152.4 mm复合铣锥 + Φ120 mm钻铤2根 + Φ101.6 mm加重钻杆9~12根 + Φ101.6 mm钻杆，10月18日13:00至19日2:00开窗、修窗一次完成，用时11小时。

(7) 钻井情况：2020年10月21日下入Φ152.4 mm钻头造斜段钻进，11月11日完钻，完钻井深4326 m，水平段长1000 m，11月13日下入Φ114.3 mm完井套管并固井，悬挂器位置2721.5 m。

(8) 压裂、试气情况：2021年3月1日至5日采用桥塞压裂，分12段25簇，压裂排量8~10 m³/min，入井液量6963 m³，加砂862 m³，无阻流量24.9 × 10⁴ m³/d。更换Φ60.3 mm产生油管，初期配产4.5 × 10⁴ m³/d，与第一口相比增加50%。

8. 结论及认识

(1) 苏里格气田水平井立体开发是一项系统工程，适用于纵向发育多套气层，同一井眼可实现多套气层的立体开发，充分利用老井井场、地面管线和上部套管，节约产建投资，还可以实现产量接替。

(2) 上部预留φ177.8 mm井眼，有利于排水采气，可采用φ152.4 mm钻头侧钻，下入φ114.3 mm完井套管悬挂固井，压后提出上部回接套管，可实现多次侧钻，开发多套气层。钻穿刘家沟组上部地层承压堵漏，将承压能力提升至1.40 g/cm³，可解决造斜段，特别是同一裸眼段的井漏井塌问题。

(3) 悬挂固井下完井套管，直井段增加加重钻杆，可显著提升套管在水平段的延伸能力。二开水平井采用复合套管固井，采用1.25 g/cm³以下低密度水泥浆体系，降低水泥浆柱的液柱压力，可以有效防止井漏。

(4) 压裂后采用新工艺可将井口无控时间控制在10 min以内，大大降低了施工井控风险。侧钻井段要选择刘家沟组以下、固井质量好的井段；一体化开窗工具，可实现斜向器坐封、套管开窗、修窗一趟钻。

(5) 水平段应用近钻头GR，其上、下方位GR差值，有利于判断轨迹趋势，显著提高导向质量，减少和避免钻遇泥岩，提高砂层和储层钻遇率，与旋转导向相比，成本降低75%，性价比高。