侧钻井技术课件.ppt

1、钻井工艺研究院钻井工艺研究院 侧钻井具有侧钻井具有节约投资节约投资、中靶精度高中靶精度高、经济可采剩余油富集规模要求小等优势经济可采剩余油富集规模要求小等优势，特别适合挖掘断块特别适合挖掘断块小屋脊小屋脊、小夹角小夹角、小高小高点点、井间滞留区井间滞留区等小规模剩余油富集区，等小规模剩余油富集区，进一步提高储量动用程度和采收率。进一步提高储量动用程度和采收率。 管外封隔器管外封隔器 丢手工具丢手工具 悬挂器悬挂器水层水层坐封工具坐封工具井壁井壁小套管小套管注水泥箍注水泥箍侧钻井是指使用专门井下工具，从侧钻井是指使用专门井下工具，从老井老井内内侧钻而成的井。侧钻而成的井。侧钻水平井是指使用专门井

2、下工具，从侧钻水平井是指使用专门井下工具，从老井内老井内侧侧钻而成的水平井。它是在钻而成的水平井。它是在侧钻井技术、水平井技术和侧钻井技术、水平井技术和小井眼技术小井眼技术的基础上发展起来的的基础上发展起来的代表九十年代钻井水代表九十年代钻井水平的新技术，不仅能使老井复活，而且可以大幅度提平的新技术，不仅能使老井复活，而且可以大幅度提高单井产量和采收率。高单井产量和采收率。侧钻（井）技术的应用范畴侧钻（井）技术的应用范畴侧钻井的种类侧钻井的种类套管下裸眼侧钻套管下裸眼侧钻拔套管裸眼侧钻拔套管裸眼侧钻斜向器开窗侧钻斜向器开窗侧钻套管段铣侧钻套管段铣侧钻国外侧钻井发展概况国外侧钻井发展概况 侧钻技

3、术是在定向井技术基础上发展起来的侧钻技术是在定向井技术基础上发展起来的。从常规侧钻井（非定向侧钻井和定向侧钻井）。从常规侧钻井（非定向侧钻井和定向侧钻井）发展到短半径侧钻水平井和连续油管侧钻井，代发展到短半径侧钻水平井和连续油管侧钻井，代表侧钻井新技术的短半径侧钻水平井和连续油管表侧钻井新技术的短半径侧钻水平井和连续油管侧钻井所占比例在逐年增加。侧钻井所占比例在逐年增加。 90 90年代美国几种钻井新技术发展速度对比年代美国几种钻井新技术发展速度对比国外状况国外状况 开窗侧钻常用钻机开窗侧钻常用钻机n修井机修井机n小型钻机小型钻机n连续油管作业机连续油管作业机国内侧钻井发展概况国内侧钻井发展概

4、况 国内从国内从5050年代末、年代末、6060年代初开始试验研究年代初开始试验研究套管侧钻钻井技术。经历了非定向侧钻、定向侧套管侧钻钻井技术。经历了非定向侧钻、定向侧钻到侧钻水平井三个发展阶段。钻到侧钻水平井三个发展阶段。 玉门玉门新疆新疆辽河辽河 胜利油田自胜利油田自19901990年侧钻第一口井永年侧钻第一口井永1212侧侧1212井井以来，以来， 陆续进行了侧钻井挖潜试验，到陆续进行了侧钻井挖潜试验，到9797年共侧钻年共侧钻2121口井，其中口井，其中7 7口井投产获得成功。口井投产获得成功。 永永12侧侧12生生产产曲曲线线永12侧12井生产综合曲线 日 液 日 油 含水May-1

5、992Oct-1992Mar-1993 Aug-1993Jan-1994Jun-1994Nov-1994Apr-1995Sep-1995 Mar-1996Jul-1996Dec-19960408012016020064.594.685.697.3109.3106.2163.6133.2115.8127.8138.1154.418.183.804812162019.316.315.213.312.98.812.42.94.13.34.62.80.31.970809010070.182.882.386.388.291.792.497.896.497.496.798.298.497.70200040

6、006000800010000539266148386502769882178907925592579385累油套坏套坏关井关井 1998 1998年以来，由于年以来，由于钻井技术的不断提高和套管钻井技术的不断提高和套管开窗侧钻技术的逐步配套完善，开窗侧钻技术的逐步配套完善，胜利油田侧钻技胜利油田侧钻技术得到了长足发展，侧钻井在提高油田开发水平、术得到了长足发展，侧钻井在提高油田开发水平、节约钻井成本等方面的优势逐渐体现出来节约钻井成本等方面的优势逐渐体现出来，目前，目前已经成为胜利老油区剩余油挖潜、提高油田采收已经成为胜利老油区剩余油挖潜、提高油田采收率的一种行之有效的方法。率的一种行之有效

7、的方法。 截至到截至到20062006年年9 9月，胜利油区共投产侧钻井月，胜利油区共投产侧钻井510510口。口。2752514366551582274121480204060801001201401990 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006“八五八五”1414口口“九五九五”122122口口“十五十五”326326口口 侧钻断失层侧钻断失层侧钻微构造高点侧钻微构造高点加深侧钻加深侧钻老井更新侧钻老井更新侧钻剩余油滞留区剩余油滞留区 根据现有钻井、完井工艺技术水平，胜利油田在根据现有钻井、完井工艺技

8、术水平，胜利油田在经济评价的基础上、结合胜利油田目前的开发状况，经济评价的基础上、结合胜利油田目前的开发状况，确定了侧钻井的选井原则。确定了侧钻井的选井原则。v 裸眼段长度裸眼段长度1000m1000m，一般为，一般为300-500m300-500mv 侧钻井井斜角侧钻井井斜角5050，一般为，一般为25-4025-40v 开窗点必须处在泥岩段，泥岩段厚度开窗点必须处在泥岩段，泥岩段厚度5m5m、固井、固井质量良好质量良好v 开窗点井斜角应小于开窗点井斜角应小于5 5度度，井斜方位要与侧钻目的层，井斜方位要与侧钻目的层方位基本一致方位基本一致v 老井必须有油层套管，老井必须有油层套管，套管尺寸

9、套管尺寸139.7mm139.7mmv 中高渗透储层、剩余可采储量大于中高渗透储层、剩余可采储量大于50005000吨吨侧钻井设计标准侧钻井设计标准 构造图构造图断面图断面图油藏剖面图油藏剖面图地震剖面图地震剖面图砂体等厚图砂体等厚图油层水淹图油层水淹图目前管柱目前管柱钻井设计数据表钻井设计数据表油层数据表油层数据表新井预测数据表新井预测数据表老井井史情况表老井井史情况表邻井生产情况表邻井生产情况表井身结构图井身结构图1)1)优化设计技术优化设计技术1)1)优化选择报废老井，确保侧钻挖潜成功率优化选择报废老井，确保侧钻挖潜成功率针对油层较多的局部微高潜力，针对油层较多的局部微高潜力，选择能选择

10、能沿断层上升盘实施侧钻的沿断层上升盘实施侧钻的老井老井，尽量沿各层系局部高点多，尽量沿各层系局部高点多穿油层。穿油层。 针对处于构造腰部的井间滞留区针对处于构造腰部的井间滞留区及井网不完善的潜力层，及井网不完善的潜力层，重点考重点考虑井网的完善虑井网的完善，井距合理，靶点，井距合理，靶点应设计在井间剩余油较为富集的应设计在井间剩余油较为富集的地区。地区。层系较单一的断失层潜力多选择靠近靶点的老井。层系较单一的断失层潜力多选择靠近靶点的老井。加深侧钻古潜山油层，提高井网对储量的控制程度。加深侧钻古潜山油层，提高井网对储量的控制程度。2)2)进行老井综合校正，消除老井井斜影响进行老井综合校正，消除

11、老井井斜影响 复杂断块老区剩余油条带窄一般不足百米，距复杂断块老区剩余油条带窄一般不足百米，距离断层、微构造的高点的距离也比较近，必须考离断层、微构造的高点的距离也比较近，必须考虑虑老井井斜老井井斜的影响。的影响。v老井井斜的陀螺校正老井井斜的陀螺校正v测井与地震资料的对比校正测井与地震资料的对比校正v消除补心差别的补心高校正消除补心差别的补心高校正 通过校正，做到通过校正，做到主断棱、井间构造、主断棱、井间构造、局部构造、油水边局部构造、油水边界四落实，进而保界四落实，进而保证老井侧钻效果。证老井侧钻效果。 梁梁11-10511-105屋脊井位部署图屋脊井位部署图（沙二7） 陀螺测井之前陀螺

12、测井之前陀螺测井之后陀螺测井之后利用这些资料校正实际利用这些资料校正实际地下井点，构造鞍部消失，地下井点，构造鞍部消失，含油面积扩大含油面积扩大0.1Km0.1Km2 2，石，石油地质储量增加油地质储量增加1010万万t t，剩，剩余可采储量由原来的余可采储量由原来的1 1万万t t增增加到加到4 4万万t t。 闭合方位（度）位移（米）闭合方位（度）位移（米）梁11-10119232741梁11-10326720.818158.5梁11-1051833725952梁11-104357391893井 号原始轨迹数据复测轨迹数据井身轨迹数据对比表 井身轨迹数据对比表 表二井身轨迹数据对比表井身轨

13、迹数据对比表重新认识了油水关系及开发动态矛盾，发现在主力油层沙重新认识了油水关系及开发动态矛盾，发现在主力油层沙二二6-76-7尚有较大潜力，侧钻井井数由原来的尚有较大潜力，侧钻井井数由原来的1 1口增加到口增加到4 4口，增口，增加可采储量加可采储量4x104x104 4t t，初增油能力，初增油能力89t/d89t/d，采油速度提高了，采油速度提高了9.5%9.5%，综合含水下降了，综合含水下降了15.6%15.6%，开发效果显著提高。，开发效果显著提高。3 3）优化轨迹类型、侧钻点、造斜率和开窗侧钻方式）优化轨迹类型、侧钻点、造斜率和开窗侧钻方式适合于开窗点距目的层较远、水平位移较大且有

14、特适合于开窗点距目的层较远、水平位移较大且有特殊要求的侧钻井。殊要求的侧钻井。轨轨迹迹类类型型优优化化直井段侧钻段直井段侧钻段增斜段增斜段直井段侧钻段直井段侧钻段增斜段稳斜段增斜段稳斜段直井段侧钻段直井段侧钻段增斜段稳斜段降斜段增斜段稳斜段降斜段适合于开窗点距目的层在适合于开窗点距目的层在200200米以内、水平位移不米以内、水平位移不大的侧钻井大的侧钻井适合于开窗点距目的层较远、水平位移较大的侧钻井；适合于开窗点距目的层较远、水平位移较大的侧钻井；避开水层避开水层开窗点选择开窗点选择 根据根据造斜马达的造斜能力造斜马达的造斜能力和和井眼轨迹控制的技井眼轨迹控制的技术水平术水平以及地质条件和开

15、采要求，结合所选择的以及地质条件和开采要求，结合所选择的轨道类型，从而选择出合适的侧钻位置，轨道类型，从而选择出合适的侧钻位置，开窗点开窗点选择选择水泥封固段胶结良好水泥封固段胶结良好避开套管接箍及扶正器避开套管接箍及扶正器套管腐蚀较轻、无变形套管腐蚀较轻、无变形泥岩或砂泥岩井段泥岩或砂泥岩井段在现有工具造在现有工具造斜率范围内，斜率范围内，尽可能选用较尽可能选用较高的造斜率，高的造斜率，可以缩短造斜可以缩短造斜段的长度，提段的长度，提高钻井速度，高钻井速度，实现安全经济实现安全经济优质快速钻井。优质快速钻井。考虑造斜率与考虑造斜率与井斜角相关性井斜角相关性原理，井斜越原理，井斜越大越易造斜，

16、大越易造斜，在设计时初始在设计时初始井段的造斜率井段的造斜率应选较低值，应选较低值，在施工时用高在施工时用高造斜率的工具造斜率的工具保证设计造斜保证设计造斜率的实现。率的实现。造斜率的大小造斜率的大小要考虑现有造要考虑现有造斜工具的造斜斜工具的造斜能力，并留有能力，并留有适当余地以便适当余地以便进行调节。进行调节。根据油藏特性根据油藏特性及工程、地质及工程、地质条件，原井状条件，原井状况以及确定的况以及确定的井眼轨道类型井眼轨道类型等，造斜率一等，造斜率一般在般在0.20.20.6/m0.6/m的范的范围内。围内。斜 向 器 开斜 向 器 开窗窗开窗侧钻方式优化开窗侧钻方式优化套 管 段 铣套

17、 管 段 铣器开窗器开窗优点：优点：段铣井段较长时，可用随钻仪器随段铣井段较长时，可用随钻仪器随钻随测，有利于初始井眼的轨迹控制。钻随测，有利于初始井眼的轨迹控制。缺点：缺点：裸露井段长，段铣后需打水泥塞，裸露井段长，段铣后需打水泥塞，施工周期长，工艺复杂在地层较硬时侧钻施工周期长，工艺复杂在地层较硬时侧钻困难。困难。 侧钻速度快，工艺简单，适应于一般的开侧钻速度快，工艺简单，适应于一般的开窗侧钻井；窗侧钻井；开窗后即可侧钻出去，且有一定井斜角，开窗后即可侧钻出去，且有一定井斜角，有利于造斜减少裸眼段；有利于造斜减少裸眼段；施工周期短；施工周期短；井下事故少，侧钻成功率高。井下事故少，侧钻成功

18、率高。锻铣开窗锻铣开窗锻铣器锻铣器水泥塞水泥塞套管开窗套管开窗在设计位置将原井眼的一段套管用锻铣工具铣掉，锻铣长度一般大于20米，以避免套管磁场对随钻仪器的影响，然后在该井段注水泥，再利用导向钻具定向侧钻出新井眼。 磨铣开窗磨铣开窗铣锥铣锥造斜器造斜器在设计井段下入斜向器，再用多功能铣锥，将套管磨穿形成窗口，然后再用钻头钻出新井眼。其优点是侧钻开窗井段短，通常为34米，容易侧钻出新井眼。套管开窗套管开窗套管开窗工具磨铣开窗工具磨铣开窗工具锻铣开窗工具锻铣开窗工具套管开窗工具斜向器斜向器铣鞋沿第一斜面到达窗口最铣鞋沿第一斜面到达窗口最大宽度时，沿垂面铣出最大大宽度时，沿垂面铣出最大窗口，而后沿第

19、二斜面完成窗口，而后沿第二斜面完成开窗工作。开窗工作。复式铣锥开窗复式铣锥开窗测量仪器测量仪器：nMWDMWD R Rn小尺寸有线随钻小尺寸有线随钻n电子单多点电子单多点n陀螺测斜仪陀螺测斜仪4 4）工具仪器）工具仪器专用钻具、钻头审查审查原井内管柱尺寸、深度、结构、井下是原井内管柱尺寸、深度、结构、井下是否有落物、套管有无损坏、开窗位置是否有水否有落物、套管有无损坏、开窗位置是否有水泥封固、是否需避开套管接箍泥封固、是否需避开套管接箍等情况。等情况。掌握本口井的套管层次及尺寸、钢级、壁厚、掌握本口井的套管层次及尺寸、钢级、壁厚、下深以及开窗点井深、水泥返高、人工井底、下深以及开窗点井深、水泥

20、返高、人工井底、井身质量、固井质量要求等。井身质量、固井质量要求等。了解井场周围有无注汽、注水井、采注井井了解井场周围有无注汽、注水井、采注井井口压力，以便及时口压力，以便及时联系停注联系停注。 前期前期准备准备前期前期准备准备（4）了解侧钻井技术要求、侧钻原因及目的了解侧钻井技术要求、侧钻原因及目的、完钻井深、录取资料要求，、完钻井深、录取资料要求，是否还有其是否还有其它特殊需要它特殊需要等。等。（5）了解井控有关要求、油气层保护措施、了解井控有关要求、油气层保护措施、环境保护措施。环境保护措施。（6）了解对钻井液的性能要求、钻井液种类）了解对钻井液的性能要求、钻井液种类、技术措施。、技术措

21、施。（7）了解邻井井身轨迹资料，与本井设计井了解邻井井身轨迹资料，与本井设计井身轨迹是否交叉，有无相碰的可能身轨迹是否交叉，有无相碰的可能。2 2）技术准备）技术准备查对原井井史资料，核准原井井身轨迹。准确掌握（有必要时计算）窗口点的井斜、方位窗口点的井斜、方位，同本井设计的井斜、方位的差值，确定井身轨迹控制措施，以及对套管开窗的影响。查对原井套管记录查对原井套管记录，确定开窗起始点位置应选在套管接箍下2-3米为宜。查原井施工复杂情况记录施工复杂情况记录，制定本井事故预防措施。查原井钻进速度、地层岩性以及钻井液性能，确定本井钻头选型本井钻头选型。 接井。检查井口配件，清点数量，有无损坏及损坏程

22、度。 含采油树、阀门、压力表等。洗井或压井。根据地层压力，确定压井液密度，对油井 进行压井。起管柱。拆卸井口，起出井内抽油杆油管等。安装封井器。下钻通井。选择与套管相符的钻头通井至窗口以下下钻通井。选择与套管相符的钻头通井至窗口以下30米米。打水泥塞。在窗口以下打水泥塞。在窗口以下10米处打水泥塞，防止井漏或井米处打水泥塞，防止井漏或井涌。涌。下钻通径。用通径规检查套管有无变形或损坏。下钻通径。用通径规检查套管有无变形或损坏。套管试压。用泥浆泵试压检查套管是否有损坏或漏失套管试压。用泥浆泵试压检查套管是否有损坏或漏失。 3 3）井眼准备）井眼准备（1）准备工作检查斜向器的送入管有无弯曲、是否畅

23、通，丝扣连接是否牢固，卡瓦牙是否合乎要求。下入斜向器钻具组合如下：A、177.8mm套管用148mm斜向器+311*310定向接头+88.9mm钻杆。B、139.7mm套管用114mm斜向器+2A11*2A10定向接头+73.0mm钻杆 （2）下钻A、将定位接头、定位键固定在与斜向器斜面同一方向。B、组织下钻，送入斜向器钻具按规定扭矩双钳紧扣，下钻到预定深度。 斜向器下钻通过防喷器、套管头短节部位时要小心下斜向器下钻通过防喷器、套管头短节部位时要小心下放，以免损坏工具；下钻要平稳，放，以免损坏工具；下钻要平稳，严禁中途顿钻、溜钻和严禁中途顿钻、溜钻和猛刹钻柱猛刹钻柱，遇阻不能强下，遇阻不超过，

24、遇阻不能强下，遇阻不超过 20kN20kN；下钻期间下钻期间严禁转动钻具严禁转动钻具/ /开泵循环开泵循环。4 4）下斜向器）下斜向器 （3）定向 斜向器下至设计井深，按定向工程师要求斜向器下至设计井深，按定向工程师要求逆时针方向旋逆时针方向旋转钻具转钻具调整斜向器斜面至要求方位。调整斜向器斜面至要求方位。用陀螺测斜仪定向，井斜角超过5度的井也可以用磁性测斜仪采用高边原理定向。 （4）座斜向器 摆好斜向器斜面方位后，开泵摆好斜向器斜面方位后，开泵憋压到憋压到15-18Mpa15-18Mpa，稳压，稳压5min5min，压降不超过，压降不超过1Mpa1Mpa，如果压降过快，反复开泵，如果压降过快

25、，反复开泵憋压到憋压到15-18Mpa15-18Mpa即可，即可，井口缓缓释放泵压，观察泵压下降至井口缓缓释放泵压，观察泵压下降至0Mpa0Mpa。 （5）丢手、起钻4 4）下斜向器）下斜向器下入开窗铣锥下入开窗铣锥A、177.8mm套管用154mm铣锥+120.65mm钻铤6根+88.9mm钻杆B、139.7mm套管用11mm铣锥+88.9mm钻铤6根+73mm钻杆 可根据现场情况选用钻铤尺寸。可根据现场情况选用钻铤尺寸。磨铣参数磨铣参数 初始开窗段（初始开窗段（0-1m0-1m）：钻压（）：钻压（5-20kN5-20kN） 转速（转速（50-70rpm50-70rpm）。）。 中间开窗段：

26、钻压（中间开窗段：钻压（5-80kN5-80kN） 转速（转速（50-70rpm50-70rpm）。）。 出窗段：钻压（出窗段：钻压（5-25kN5-25kN） 转速（转速（50-70rpm50-70rpm）。）。 修窗作业：转速（修窗作业：转速（50-110rpm50-110rpm） 。 排量按钻进排量即可排量按钻进排量即可。5 5）开窗作业）开窗作业磨铣作业磨铣作业 下钻到底后，多次轻压慢放证明和探实斜向器鱼头位置，在下钻到底后，多次轻压慢放证明和探实斜向器鱼头位置，在钻杆上作标记，记录方入位置，并和计算方入对比，以误差钻杆上作标记，记录方入位置，并和计算方入对比，以误差不大为宜。不大为宜

27、。 提起钻具至斜向器顶部提起钻具至斜向器顶部1m1m左右，开泵和开动转盘，转盘转速左右，开泵和开动转盘，转盘转速50-70rpm50-70rpm，校对指重表。，校对指重表。 缓慢下放至斜向器顶部，开始开窗作业，在磨铣完斜面进尺缓慢下放至斜向器顶部，开始开窗作业，在磨铣完斜面进尺后，铣锥进入地层，如果地层较硬，可能机械钻速较慢，也后，铣锥进入地层，如果地层较硬，可能机械钻速较慢，也可出现堵水眼现象而导致的泵压升高，这和铣锥的结构和切可出现堵水眼现象而导致的泵压升高，这和铣锥的结构和切削元件有关，属正常现象。削元件有关，属正常现象。 在磨铣完进尺后，提高转盘转速上下提放钻具在磨铣完进尺后，提高转盘

28、转速上下提放钻具2-32-3次反复修整次反复修整窗口，直至起下钻具阻挂不超过窗口，直至起下钻具阻挂不超过5-20kN5-20kN，在出现阻挂的位置，在出现阻挂的位置可定点高速磨铣修整窗口直至阻挂不超过可定点高速磨铣修整窗口直至阻挂不超过5-20kN5-20kN。 5 5）开窗作业）开窗作业注意事项注意事项 在整个作业过程严禁任何井下落物。在整个作业过程严禁任何井下落物。 在开窗作业过程中，要求操作平稳，严禁顿钻、溜钻，送钻在开窗作业过程中，要求操作平稳，严禁顿钻、溜钻，送钻均匀，并作到少放、多次，要经常注意扭矩变化情况，防止均匀，并作到少放、多次，要经常注意扭矩变化情况，防止井下钻具事故的发生

29、。井下钻具事故的发生。 在开窗过程中，尽可能地少停转盘和钻井泵。在开窗过程中，尽可能地少停转盘和钻井泵。 在开窗和以后施工中，在窗口部位的上、下活动和起下要谨在开窗和以后施工中，在窗口部位的上、下活动和起下要谨慎，遇卡处理要小心，防止造成窗口破坏或阻卡窗口变形造慎，遇卡处理要小心，防止造成窗口破坏或阻卡窗口变形造成的窗口成的窗口“关闭关闭”。 注意分析砂样中的铁屑、岩屑的形状、数量，及时了解开窗注意分析砂样中的铁屑、岩屑的形状、数量，及时了解开窗进程，并根据铁屑的大小和形状及时调整作业参数。进程，并根据铁屑的大小和形状及时调整作业参数。 5 5）开窗作业）开窗作业下钻与保护窗口 下钻最好选用球

30、形轮钻头或是锥度较大的PDC钻头；根据设计井眼轨迹，下入合理的钻具组合。 钻头通过窗口时要精确计算深度，到窗口前缓慢下行，遇阻不大于10kN。遇阻时应上提钻具，转动一下方向再试下放。 严禁除铣锥以外的其它工具在窗口处转动。6 6）裸眼钻进裸眼钻进造斜段井眼轨迹控制造斜段井眼轨迹控制钻具组合钻具组合钻井方式钻井方式 井下动力驱动井下动力驱动 钻钻 进进 参参 数数 钻压钻压20-40KN 20-40KN 排量排量10-12L/S 10-12L/S 泵压泵压12-15MPa 12-15MPa 裸眼钻进轨迹控制技术裸眼钻进轨迹控制技术稳斜段井眼轨迹控制稳斜段井眼轨迹控制D118mmD118mm单牙轮

31、单牙轮钻头钻头 +D116mm+D116mm扶正器扶正器 +D88.9mm+D88.9mm短钻铤短钻铤 +D116mm+D116mm扶正器扶正器 + +托盘接头托盘接头 +D88.9mm+D88.9mm无磁抗压钻铤无磁抗压钻铤 +D116mm+D116mm扶正器扶正器 + +承压钻杆承压钻杆 +D73mm+D73mm加重加重钻杆钻杆 +D73mm+D73mm钻杆钻杆 钻具组合钻具组合钻井方式钻井方式 转盘驱动转盘驱动 钻钻 进进 参参 数数 钻压钻压30-50kN 30-50kN 转速转速40-60r/min 40-60r/min 排量排量12-14L/S 12-14L/S 泵压泵压12-15

32、MPa 12-15MPa 裸眼钻进轨迹控制技术裸眼钻进轨迹控制技术 侧钻井老井眼多数为报废井或长期生产后的低效井，老套侧钻井老井眼多数为报废井或长期生产后的低效井，老套管经长期腐蚀后强度下降，再经侧钻过程起下管柱撞击或磨管经长期腐蚀后强度下降，再经侧钻过程起下管柱撞击或磨损，容易使老套管出现裂缝、漏洞。投产后表现为高含水或损，容易使老套管出现裂缝、漏洞。投产后表现为高含水或者出砂，起下管柱遇阻等者出砂，起下管柱遇阻等, ,造成侧钻井使用寿命下降。造成侧钻井使用寿命下降。（1 1）老井套管腐蚀和钻具磨损，影响侧钻井使用寿）老井套管腐蚀和钻具磨损，影响侧钻井使用寿命命河河43-C443-C4井的彩

33、超成像成果图井的彩超成像成果图 现河地区已发现河地区已发现现9 9井次，其中井次，其中2 2口井报废，直接口井报废，直接影响正常产量达影响正常产量达200t/d200t/d以上。以上。 由于侧钻井受原井眼尺寸的限制，导致在后期由于侧钻井受原井眼尺寸的限制，导致在后期完井时套管与井壁完井时套管与井壁环形空间小环形空间小，挤水泥阻力大，挤水泥阻力大，影响挤入固井水泥的充分充填影响挤入固井水泥的充分充填，加之侧钻段都有，加之侧钻段都有较大井斜角，固井时小套管在侧钻井眼内不居中，较大井斜角，固井时小套管在侧钻井眼内不居中，使固使固井水泥充填不均匀井水泥充填不均匀，影响固井质量。，影响固井质量。 （2

34、2）由于井斜和井眼尺寸的限制，固井质量受到影响）由于井斜和井眼尺寸的限制，固井质量受到影响 东辛采油厂东辛采油厂9292年年-2007-2007年所投产（含钻井不成功）年所投产（含钻井不成功）的的8484口井中，有口井中，有8 8口井因固井质量差成为低效井、口井因固井质量差成为低效井、无效井，占总井数的无效井，占总井数的9.59.5%。 辛辛109C28109C28井，解释钻遇油层井，解释钻遇油层13.813.8米米/4/4层，油水同层层，油水同层9.19.1米米/3/3层，但由层，但由于固井质量不过关，于固井质量不过关，9999年年2 2月射开纯油层月射开纯油层2 2层层4.34.3米米,

35、,但含水较高。但含水较高。 营营1212侧侧9191井井9999年年1 1月完钻，固井差，生产月完钻，固井差，生产1 1年含水一直高于年含水一直高于95.595.5，20002000年年3 3月进行二次固井后，日油月进行二次固井后，日油16.616.6吨，含水降到吨，含水降到52.252.2，但生产，但生产3 3个个月后又失效，含水反弹至月后又失效，含水反弹至9595以上。以上。 统计现河存在问题的侧钻井中，因出砂严重影响生产统计现河存在问题的侧钻井中，因出砂严重影响生产的占到的占到7.1%7.1%。侧钻井防砂平均有效期。侧钻井防砂平均有效期9292天天，低于普通，低于普通井平均有效期（井平均

36、有效期（6 6个月）个月）。防砂问题防砂问题（3 3）防砂及卡封工艺尚不成熟）防砂及卡封工艺尚不成熟 目前对于轻微出砂油藏，通过化学防砂基本可以解目前对于轻微出砂油藏，通过化学防砂基本可以解决出砂问题，目前工艺比较成熟，决出砂问题，目前工艺比较成熟，但对于出砂相对严但对于出砂相对严重的油藏，目前采用机械防砂有一定难度，成功率比重的油藏，目前采用机械防砂有一定难度，成功率比较低，较低，一般只能保持在一般只能保持在25%25%左右，并且一般只在左右，并且一般只在7 7寸寸套套管的侧钻井实施。管的侧钻井实施。 由于侧钻套管尺寸小，目前尚无合格的用于由于侧钻套管尺寸小，目前尚无合格的用于改层生产的机械

37、卡封和丢手工具，因此侧钻井改层生产的机械卡封和丢手工具，因此侧钻井封堵改层仍是目前侧钻井改层的主要工艺，但封堵改层仍是目前侧钻井改层的主要工艺，但封堵改层存在着成本高、风险大、施工占产时封堵改层存在着成本高、风险大、施工占产时间长等问题，开发用于侧钻井改层生产的机械间长等问题，开发用于侧钻井改层生产的机械卡封和丢手工具势在必行。卡封和丢手工具势在必行。卡封改层工艺卡封改层工艺 一是一是侧钻井固井的水泥环薄侧钻井固井的水泥环薄（139.7mm139.7mm套管的水泥环厚度套管的水泥环厚度为为38.0mm38.0mm，95mm95mm套管的水泥环厚度为套管的水泥环厚度为24.0mm24.0mm），

38、抗压），抗压强度达不到要求，容易造成管外窜。强度达不到要求，容易造成管外窜。 二是目前适合小套管卡封二是目前适合小套管卡封封隔器的承压低封隔器的承压低，只有，只有35MPa35MPa，没有适合小套管压裂的封隔器（要求承压没有适合小套管压裂的封隔器（要求承压70MPa70MPa以上）。以上）。 三是侧钻井小套管壁厚只有三是侧钻井小套管壁厚只有6.5mm6.5mm，抗压强度低抗压强度低（55MPa55MPa），在压裂过程中容易造成事故；），在压裂过程中容易造成事故； 四是侧钻井一般四是侧钻井一般井斜较大井斜较大（约（约3535以上），在压裂过程中以上），在压裂过程中造缝非常不规则，容易造成砂堵。造

39、缝非常不规则，容易造成砂堵。（4 4）压裂受到诸多条件制约，）压裂受到诸多条件制约，限制了低渗透油藏的侧钻井设限制了低渗透油藏的侧钻井设计计(1)(1)扩眼技术扩眼技术钻井扩眼技术是采用独特的扩眼工钻井扩眼技术是采用独特的扩眼工具、常规尺寸的钻进钻头获得比钻头尺具、常规尺寸的钻进钻头获得比钻头尺寸大的井眼。寸大的井眼。扩眼分为钻后扩眼和随钻扩眼，可实扩眼分为钻后扩眼和随钻扩眼，可实现小间隙套管程序设计，成本低、安全现小间隙套管程序设计，成本低、安全性强，增大生产套管的尺寸，有利于完性强，增大生产套管的尺寸，有利于完井及修井作业。井及修井作业。n提高侧钻井固井质量提高侧钻井固井质量n与膨胀管技术

40、结合增大侧钻井完井管柱内径与膨胀管技术结合增大侧钻井完井管柱内径- -大通径尾管技术大通径尾管技术- -大通径尾管钻完井技术大通径尾管钻完井技术综合配综合配套、利套、利用现有用现有技术达技术达到增加到增加套管侧套管侧钻井尾钻井尾管通径管通径的技术的技术目标。目标。- -大通径同步丢手大通径同步丢手尾管液压悬挂器尾管液压悬挂器- -钻井扩眼技术钻井扩眼技术- -套管开窗技术套管开窗技术- -常规的配套技术常规的配套技术- -侧钻井固井侧钻井固井（2 2）套管侧钻井大通径尾管钻完井配套技术）套管侧钻井大通径尾管钻完井配套技术(3)(3)膨胀管技术膨胀管技术钻井膨胀管技术就是通过在井下将钻钻井膨胀管

41、技术就是通过在井下将钻井管柱在径向膨胀至塑性变形区域，以达井管柱在径向膨胀至塑性变形区域，以达到增大完钻套管直径的技术。到增大完钻套管直径的技术。胜利油田在胜利油田在20032003年年1212月月5 5日和日和20042004年年1 1月月7 7日进行了日进行了T61T61C162C162井和井和W14W14C20C20两口侧钻井的试验研究。两口侧钻井的试验研究。验证了膨胀管技术在侧钻井完井中应验证了膨胀管技术在侧钻井完井中应用的可靠性，今后在石油钻井及完井过程用的可靠性，今后在石油钻井及完井过程中优化井身结构、减少井下复杂情况、增中优化井身结构、减少井下复杂情况、增大完井井径及套管修复，都

42、提供了一个最大完井井径及套管修复，都提供了一个最新的解决方案。新的解决方案。现河采油厂通现河采油厂通61-61-侧侧162162井井段铣井段：段铣井段：187018701895m1895m 窗口：窗口：1880m1880m最大井斜：最大井斜：47. 9647. 96o o107. 995mm107. 995mm120.83mm120.83mm95.25mm95.25mm 108.97mm108.97mm 14.4%14.4%389.37m389.37m383.25m383.25m裸眼井径：裸眼井径：140mm140mm四是四是开展侧钻水平井完井、防砂工艺技术研究，推广开展侧钻水平井完井、防砂工艺技术研究，推广侧钻水平井带管外封隔器的筛管完井技术侧钻水平井带管外封隔器的筛管完井技术 三是三是开展小套管内分层卡封、射孔、防砂等配套工艺开展小套管内分层卡封、射孔、防砂等配套工艺技术研究技术研究 二是二是开展实体膨胀管、可膨胀防砂管完井技术的攻关开展实体膨胀管、可膨胀防砂管完井技术的攻关研究和国产化配套研究和国产化配套 一是一是优化扩眼工具、改进固井工艺，切实提高侧钻井优化扩眼工具、改进固井工艺，切实提高侧钻井固井质量固井质量