到了90年代遼河油田原油生產(chǎn)進(jìn)入中后期，由于原井套管長期超負(fù)荷生產(chǎn)，長期受到由于注氣注水井下工具質(zhì)量差等問題，使套管受到附加額外載荷，產(chǎn)生變形或損壞，井下大修作業(yè)常造成的井下落物事故復(fù)雜且不易處理，地震產(chǎn)生附加地質(zhì)應(yīng)力使遼河油田部分區(qū)出現(xiàn)套管斷錯，高注采比長期生產(chǎn)使部分產(chǎn)層枯竭，底水錐進(jìn)等多種原因的影響，使部分油井不能正常生產(chǎn)，造成原油和天然氣產(chǎn)量出現(xiàn)下滑，嚴(yán)重威脅到油田的正常生產(chǎn)；為了充分利用老井的井場道路及輸油設(shè)備，降低噸油綜合成本，在眾多二次采油方案中，遼河油田選準(zhǔn)了側(cè)鉆井開窗這項新技術(shù)，側(cè)鉆開窗--就是利用老井原有一定長度的完好套管，在其一定深度，方位范圍內(nèi)，下入導(dǎo)斜器重新開窗側(cè)鉆，采用懸掛尾管方式完井，達(dá)到恢復(fù)老井產(chǎn)能，延長老井使用壽命，完善井網(wǎng)，提高油井產(chǎn)量及采收率的目的。
側(cè)鉆開窗技術(shù)，目前有96%應(yīng)用在Ф177.8mm和Ф139.7mm兩種井型上，分別采用懸掛Ф127mm和Ф101.6mm尾管固井或篩管或裸眼完井；有4%應(yīng)用于Ф244.5mm井型，采用Ф139.7mm尾管固井完井。
側(cè)鉆開窗技術(shù)，在遼河油田實施10年來，共完成側(cè)鉆井1565口，累計增產(chǎn)原油687*144t使一批“死井”復(fù)活，為遼河油田原油穩(wěn)產(chǎn)做出了應(yīng)有的貢獻(xiàn)。
一、鉆井二公司側(cè)鉆井尾管固井技術(shù)的幾個發(fā)展階段及存在問題剖析
1 、簡易倒扣接頭、普通阻流板配合定量頂替探索固井階段
該方法在92~94年間使用，當(dāng)時開窗側(cè)鉆及完井技術(shù)在遼河油田處于起步階段，側(cè)鉆及完井工具工藝技術(shù)很不完善，側(cè)鉆井?dāng)?shù)量少，且只能在Ф177.8mm套管內(nèi)進(jìn)行開窗側(cè)鉆，完井下入Ф139.7mm尾管，采用定量頂替的固井方法，受當(dāng)時的固井設(shè)備的限制，頂替量難以準(zhǔn)確掌握，常出現(xiàn)尾管內(nèi)留水泥塞或尾管底部水泥漿被替空及尾管口留水泥塞等現(xiàn)象，不得不采用起下鉆兩次，分別采用Ф152mm尖刮刀+Ф88.9mm鉆桿鉆掉尾管口處水泥塞，然后采用Ф105mm尖刮刀+Ф60.3mm小鉆桿鉆掉尾管內(nèi)的多余水泥塞，使側(cè)鉆井周期平均口井增加2~3天，增加口井側(cè)鉆成本2~2.5萬元，且安全系數(shù)降低，常出現(xiàn)鉆塞卡鉆、斷鉆具等完井事故，而且鉆塞鉆具尺寸小、鋼性弱、旋轉(zhuǎn)鉆塞產(chǎn)生較大的離心力反復(fù)敲擊尾管，破壞尾管與環(huán)空水泥膠結(jié)質(zhì)量，使測聲放幅值增高，影響固井質(zhì)量。
2、倒扣接頭與插入管柱普通阻流板配合的插管法固井階段
該方法在94~96年間試用8口井，當(dāng)時為了解決尾管內(nèi)留水泥塞的問題，我們技術(shù)人員經(jīng)過認(rèn)真分析，決定改用插管法固井技術(shù)，用Ф60.3mm油管作為插入管柱，與前一種方法相比較，具有替量準(zhǔn)確，尾管內(nèi)留水泥塞少等優(yōu)點，但是該方法要求插入管柱的調(diào)長受到嚴(yán)格的限制，插入管柱與尾管伸長率不同步，循環(huán)孔易堵塞，插入管柱與密封環(huán)間密封性能差，對于井斜較大，裸眼進(jìn)尺較長的側(cè)鉆井，插入管柱插入困難，對于裸眼進(jìn)尺較短的側(cè)鉆井，由于通過插入管柱循環(huán)孔在尾管內(nèi)外的循環(huán)壓力無明顯差別，增加了施工判斷的難度。
3、機(jī)械尾管懸掛器、內(nèi)管柱與雙向阻流板配合的固井階段
該方法在96~2000年間使用158口井，當(dāng)時由于Ф139.7mm側(cè)鉆井的出現(xiàn)，無法實現(xiàn)在Ф101.6mm尾管內(nèi)鉆水泥塞，工程技術(shù)人員對尾管固井整個工藝過程進(jìn)行了研究，決定在阻流板上做文章，改進(jìn)普通阻流板為雙向阻流板，它既能起到普通阻流板的單流閥作用，又能起到防止替空及污染環(huán)空水泥漿的作用，在當(dāng)時為尾管固井開辟了新的出路，使側(cè)鉆井口井節(jié)余周期2~3天，口井節(jié)余側(cè)鉆成本2~2.5萬元，缺點是：對于一些易漏區(qū)塊，由于內(nèi)管柱長度增加，使得管路沿程循環(huán)壓耗增加，特別是深井，長裸眼段井更是如此，造成對重復(fù)段環(huán)空水泥漿產(chǎn)生附加壓力，易出現(xiàn)重復(fù)段水泥返高低或無水泥，試不住壓，須擠水泥補(bǔ)救。對于泥漿泵，附加壓力使其超負(fù)荷無法正常運轉(zhuǎn)，只能采用一個凡爾循環(huán)排除多余水泥漿，循環(huán)時間長，易串槽，如不及時活動鉆具，易發(fā)生固鉆桿事故，2000年由于Ф60.3mm油管質(zhì)量問題出現(xiàn)兩口井固內(nèi)管柱事故，馬153c全井報廢，茨27-34c經(jīng)過打撈處理12天交井。造成了巨大的經(jīng)濟(jì)損失和不良的社會影響。
4、碰壓式機(jī)械尾管懸掛器固井階段
該技術(shù)從2000年開始研究推廣應(yīng)用，它從試驗到推廣應(yīng)用共計對五個部分進(jìn)行了改進(jìn)，使碰壓式機(jī)械尾管懸掛器結(jié)構(gòu)更加合理，坐掛成功率87%，固井一次合格率97%，固井優(yōu)質(zhì)率78%，2003年于2002年同期相比，少擠水泥4口井次，節(jié)約側(cè)鉆成本45萬元，取得了良好的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益。為促進(jìn)該項固井技術(shù)在公司范圍內(nèi)全面應(yīng)用，我們又編寫了碰壓式尾管固井技術(shù)操作規(guī)程，用于指導(dǎo)側(cè)鉆井固井施工。它的缺點是；對于大斜度井，坐掛成功率低。
5、液壓-機(jī)械雙作用尾管懸掛器、配合特殊完井工具的特殊完井階段
隨著大斜度大位移，側(cè)鉆水平井，側(cè)鉆他分水平井的出現(xiàn)常規(guī)碰壓式機(jī)械尾管懸掛器，坐掛成功率不能得到有效保證、為此我們借鑒了其他單位的液壓-機(jī)械雙作用尾管懸掛器坐掛原理，結(jié)合本公司實際改進(jìn)成具有本公司特點的液壓-機(jī)械雙作用尾管懸掛器，并在齊2-14-10c井（最大井斜47°水平位移345m），文51-c36井（最大井斜59°水平位移576m）試驗取得成功，為公司側(cè)鉆井后續(xù)市場做了必要的技術(shù)儲備。該工具的缺點是：液缸剪斷銷釘壓力難以控制，當(dāng)井下不正常有沉砂，開泵循環(huán)時發(fā)生蹩堵，循環(huán)壓力增加，易剪斷銷釘產(chǎn)生坐掛。
該工具的優(yōu)點是：坐掛成功率高，卡瓦內(nèi)凹中途不易發(fā)生坐掛磨損而先期損壞，過流面積不大易蹩堵，循環(huán)壓力低。
對于古潛山油藏，根據(jù)甲方潛山井段裸眼完井，或下割縫入篩管不固井完井，其他井段正常下入完井管柱固井的要求。我們研究與應(yīng)用上固下不固特殊尾管完井技術(shù)，及相應(yīng)的管柱配件，在歡612c、歡2-14-8c等開發(fā)潛山油藏井取得成功。
二、側(cè)鉆井尾管固井技術(shù)難點
1、采油中后期，地層嚴(yán)重虧空易發(fā)生固井施工中井漏。
2、井眼與套管環(huán)空間隙小，水泥環(huán)薄固井質(zhì)量差，油井壽命短。
3、井眼不規(guī)則套管不居中，頂替效率差。
4、完井工具結(jié)構(gòu)不合理，有待于改進(jìn)。
5、側(cè)鉆井尾管固井測聲放尾管口遇阻次數(shù)多。
6、替量及附加量難以掌握。
三、二公司碰壓式尾管懸掛器固井原理示意圖

四、固井工藝技術(shù)研究改進(jìn)措施
對于采油中后期，地層嚴(yán)重虧空易發(fā)生固井施工中井漏。遼河油田易漏區(qū)塊主要在千12、歡127、冷東6區(qū)、洼38、海外河等，凡進(jìn)入該區(qū)塊施工的修井隊首要任務(wù)是防漏、防卡把井漏隱患消除在策鉆過程中，為固井營造一個良好的氛圍。
鉆井措施
（1）?泥漿性能達(dá)到設(shè)計要求，（2）?用好凈化設(shè)備（3）?嚴(yán)控密度，（4）?做到平
衡鉆井。
（5）?充分循環(huán)、認(rèn)真劃眼，（6）?保證井眼暢通與井身平滑。
（7）?對于側(cè)鉆施工中，（8）?滲漏的井采用復(fù)（9）?合堵漏技術(shù)（3#+2#+CaCO3）
?? （4）對于井漏較嚴(yán)重的井，采用膠質(zhì)水泥或水泥封堵，形成假井壁。
2、固井措施
（1）采用低密度CMC完井液降低液柱壓力，減少井漏機(jī)會。
（2）采用低密度水泥固井，降低施工壓力與液柱壓力。
（3）采用“兩凝”水泥固井，減少水泥漏失機(jī)會。
（4）在保證環(huán)空返速的條件下，采用低排量固井。