一、基本情况
套管开窗侧钻是老油田盘活报废井，提高采收率的重要手段。侧钻井与常规石油钻井相比，有如下特点： 1．辅助时间长，纯钻时间短； 2．开窗后即进入深部地层，没有快速钻进；3.受钻井液泵功率及钻具内径影响，钻井液排量仅为常规钻机泵排量的l/3-1/4左右； 4．一般采用31/2”钻杆施工，钻杆柔性大，限制了钻压、转盘转速的提高，机械钻速较低。泥浆公司从2005年开始和原大港油田井下作业公司进行侧钻井技术服务，到目前为止，在油区内共完成侧钻井180口。公司通过近几年的现场施工，逐渐摸索出了一套适合大港油区的侧钻井钻井液技术措施 二、施工技术措施
2.1钻井液准备
开窗前首先要进行钻井液准备，可以用2种方法： 2.1.1配浆
配方：清水+4-6%膨润土+0.5%纯碱
循环系统按标准要求安装完毕后进行配浆作业，基浆配好并充分水化后按设计要求补充各类处理剂，把钻井液性能调整到设计范围之内（粘度应走设计上限，以便开窗时能有效携带铁屑）。
2.1.2 倒运回收浆
若现场不具备配浆条件，可从公司倒运回收浆。泥浆上井后开启固控设备清除固相，使坂含和固相控制在设计要求之内，然后按补充各种处理剂，使钻井液性能达到设计要求。
2.2开窗钻进
2.2.1开窗时钻井液粘度应维持在设计上限，以便能有效携带铁屑，钻井液出口槽处应放一块强磁铁吸附铁屑。
2.2.2开窗后地层若是明化镇地层，泥浆粘度应逐渐降低到设计的中下限，以利于冲刷井壁；在馆陶组及以下地层，泥浆粘度应控制在设计的中上限，以利于保护井壁稳定、防止井塌。
2.2.3定向过程中保证钻井液中含油量达到3-5%，加入适量的乳化剂，使原油充分乳化，提高钻井液的润滑性能。在定向时，如果托压现象严重，可视返砂
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情况进行短起下破坏岩屑床，或加入适量的石墨、塑料小球。
2.4钻进过程中，用好固控设备，及时清除有害固相，及时补充原油和磺化沥青等处理剂，保证钻井液体系具有良好的稳定性能。
2.2.5钻进中定期进行短起下，每钻进80-100m或连续钻进24h进行短起下，保持井眼畅通。
2.2.6钻进时每班对钻井液进行全面分析，根据分析结果和现场施工情况及时补充相应处理剂，保证钻井液流变参数能够满足井下安全施工需要。2.2.7进入目的层前调整钻井液性能，泥浆密度走设计上限，降低钻井液失水严格达设计要求，适当提高粘切，加入油气层保护处理剂。2.2.8侧钻井受设备条件限制，钻井液排量较小。工程上应控制钻井速度，以降低钻头附近环空钻井液中的岩屑浓度，防止沉砂卡钻。2.2.9施工中防油气水侵，如果钻进时发现有油气水侵时，应停止钻进，循环排气或搞短起下作业测后效，计算油气上窜速度，以确定合适的钻井液密度，避免盲目提高钻井液密度把井压漏。2.2.10起下钻具要控制好速度并力求平稳，特别是在易漏层和油气层井段要减小抽吸和压力激动，避免发生井漏和溢流。2.2.11如需对气侵钻井液进行加重，严禁边钻进边加重，加重速度要均匀，每个循环周密度增量应控制在以内。
2.2.12完钻前调整钻井液性能，补充相应处理剂。钻完进尺后充分循环洗井，起出钻具，甩掉马达，改变钻具结构再通井，保证电测和下套管施工顺利。井斜超过30°可加入塑料小球或石墨和磺化沥青打封闭，粘度高于井浆上。
三、油气层保护措施3.1进入目的层前，保护油气层。
3.2进入目的层井段失水在设计之内，减少滤液对油气层的污染，从而保护油气层。 ,严格控制钻井液
应在排完气后停止钻进的情况下进行，API失水在2
0.05/cm310s以3-5ml，控制钻井液HTHP
调整好各项钻井液性能参数，按体系设计加入油保材料，3.3钻进过程中，用好四级固控设备，尤其是离心机，保证固控设备完好率及使用率，及时清除钻井液中的有害固相，保持钻井液中含砂量低于0.3%钻进，减少钻井液中的亚微粒子进入油气层堵塞油气通道，同时严格控制钻井液密度不高于设计上限，从而保护油气层。
3.4钻进过程中严格维护好钻井液性能，防止卡钻或其它井下事故复杂，提高机械钻速，快速穿过油气层，尽量减少钻井液对油气层的侵泡时间。
3.5下完油层套管循环钻井液时井壁形成的虚泥饼，保证侧钻井的固井质量。四、事故复杂的预防和处理4.1. 井壁稳定由于侧钻井多使用小、钻速低、周期长的特点，钻井液对裸眼井段的侵泡时间较长，井壁易垮塌，因此防塌是重点，计上限，失水控制在下限，有利于防塌。钻进过程中，如果返出的钻屑量大于井眼理论容积，并且伴有大块岩屑，上提遇卡，下放遇阻，起钻中途遇卡，下钻遇阻划眼，划眼过程中蹩泵蹩转盘等，证明发生了井塌。4.1.1 4.1.2 井塌。
4.1.3 当提高钻井液粘度、切力，以提高钻井液的携岩能力，净化井眼，减少钻井液对井壁的冲刷。4.1.4 定量稠塞打封闭。4.1.5 甲方协商，提高钻井夜密度。
4.2.井眼净化清洁的钻井液是安全钻井和油层保护的基础，控制。
4.2.1
注意控制起下钻速度和开泵，首先补充防塌剂、起下困难，
,将钻井液粘度降低至 118mm钻头完钻，小钻具具有钢性小、加压必须将钻井液密度、因此，必须严格按照设计维持钻井液密度。适当提高钻井液密度，在起钻时，可以用防塌类处理剂配制一而钻井液密度已达设计上限，因此应高度重视钻井液的固相3
40-45s，有效地冲刷粘度控制在设 防止压力激动造成的同时适则应与
120.65mm或在加足防塌材料的基础上，
钻井液密度是防塌的基础，在工程措施方面，如果出现井塌现象，
如果井眼不规则，
如果上述措施还不能很快见效，
工程要配合泥浆适时搞好短起下钻作业，由于开窗后井斜较大，最好
30-50m搞一次短起下，及时清除井壁上的虚泥饼、破坏井壁上形成的岩屑床。
4.2.2使用好四级固控设备，尤其是除砂器和离心机，降低含砂量，清除有害固相，确保井眼干净畅通。
4.2.3钻进过程中控制合理的泵排量，满足井眼净化的需求，一般使用120.65mm或118mm钻头的井眼，要求泵排量保持在8-10L/s。
4.2.4 如果前几项措施仍难以满足井眼净化的要求，可采用变排量，打段塞、变流型的方法进一步清洗井眼。打段塞的方法是：用大约5m3稠钻井液或稀钻井液（其粘度性能与井浆差别较大）清洗井眼，返出后放掉。
4.3.润滑防卡
防卡主要从钻井液防塌、润滑、井眼净化、减少压差、工程措施方面入手进行。
4.3.1钻进过程中要及时补充原油等润滑剂，使含油量达到3-5％左右，控制泥饼摩阻小于0.08。
4.3.2如果有托压现象，立即加大固体润滑剂（膨化石墨）的投入，减少托压产生的及影响。
4.3.3 上部软地层快速钻井时，每打完一个单根后划眼一到两遍，使井底的岩屑返得高一些，避免下沉到扶正器位置造成泥包扶正器和钻头。
4.3.4 在接单根过程中，如果有遇卡现象，不要急于接单根，要充分循环干净，待井下正常后再继续施工。
4.3.5 钻进一定时间或一定深度，根据井下情况，适时搞好短起下工作，清除虚泥饼，彻底消除井壁岩屑床，确保井壁清洁，井眼畅通。
4.4.井漏
馆陶底砾岩、生物灰岩、玄武岩及断层、油层可能发生漏失，这些井段应加强防范，防止漏失。
4.4.1钻进过程密切注意井口的返浆情况，加强坐岗，观察液面变化，发现问题及时处理。
4.4.2 要严格控制好起下钻速度，避免压力激动过大，压漏地层，坚持分段循环，下钻到底先以小排量开泵，循环正常后再增到正常排量，以免蹩漏地层。
4.4.3 为预防井下复杂情况的发生，井场必须储备充足的堵漏及配浆材料。 4.4.4 在钻进过程中，发现漏失小于3m3/h，可边循环边堵漏，如漏速大于33/h或不能建立有效循环，要强行将钻具起到套管内，实施静止堵漏并憋压。
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4.5.5堵漏浆配方：井浆+15-20%固体堵漏剂+土粉，比例可根据漏速大小、漏失岩性适当调整。
4.5. 井涌
4.5.1 加强坐岗，如钻进时发现油、气、水侵，应停止钻进，循环排气或短起下钻测油气上窜速度，以确定合理的钻井液密度，避免盲目提高钻井液密度。钻进中如果发现钻井液池面增加、钻井液槽面有油花、气泡、钻井液密度降低、粘度发生较大变化等情况之一时，必须立即汇报，及时与录井等部门取得联系，以查明原因，并注意加密测量钻井液密度和粘度，便于采取措施。
4.5.2按设计储备足够的加重剂和比设计密度高0.2mg/cm3的重泥浆30方。 五、存在问题
5.1.与钻井队相比，井下侧钻井队有时技术措施落实不到位，有时甚至蛮干。如：下钻到底不拆凡尔，开泵过猛把井压漏；钻进过程中发生井漏时，强行穿漏，不起钻静堵，直到没泥浆时才不得不起钻。
5.2.设备跟不上处理泥浆的需要：基本上所有的侧钻井队配药罐都是1.5-2m3的，配药量小，满足不了处理泥浆的需要；生产水管线太细，如果是明化镇地层开窗侧钻或使用215.9mm钻头的井眼，水量也不能满足需要。
5.3.生产组织不及时，侧钻井原油都是由井队报甲方组织，报过原油计划后，一般都是2-3天以后才能到井。
5.4.部分井队干部的观点不正确，生产水组织不及时，他们认为生产水拉多了，泥浆用水量就大，就不加处理剂了。有多口井因生产水组织不及时，发生泥浆粘切偏高甚至流不动现象。
5.5.在板桥等易塌区块钻进时，应采用防塌效果较好的有机盐钻井液体系，以保持井壁稳定。
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