套管开窗侧钻水平井技术研究

1、中原油田钻井科技成果材料51/2套管开窗侧钻水平井技术研究报告中原石油勘探局钻井一公司二五年十月51/2套管开窗侧钻水平井技术研究验收材料编 写： 赵敬奎审 核：目 录1、前言(3)2、研究思路(3)3、理论及实验研究(3)4、现场应用情况.(10)5、效益分析及推广前景.(11)6、结论与认识7、经费决算报告8、用户意见及效益证明9、附件（实验报告）：钻井配套工具示意图.(13) 效益证明.(14)中原油田51/2套管开窗侧钻水平井技术研究项目研究报告一、前言1.1项目来源与推广意义近几年来，为了提高低产油井、低渗透油田和老油田的采收率，国外用钻井技术施工了一批水平井，我国也钻成不少水平井。

2、水平井通过增加井身与储层的接触面，来改变储层流动条件，并将流动通道由原来的径向流改为平面流，因此降低了液流速度及压差。水平井钻井是提高产量、增加经济效益的重要途径，采用老井侧钻水平井是开采剩余油和特殊油藏更为经济的方法，特别对油层套管腐蚀、破裂、出水、水锥、气锥及稠油低压油层和垂直裂缝发育等油藏使用效果更佳。 中原油田是典型的复杂断块油气田，随着油田进入开发后期，很多油井含水率高达95%以上。为挖潜增效，必须对老油田、老区块进行改造，以提高油气采收率，开展套管开窗侧钻水平井研究工作，重点解决以下问题：1） 在老开发区由于油藏的非均质性，受注水（或底水）开发的影响，造成部分井（层）水洗不均（或水

3、锥）甚至暴性水淹，严重影响了油水井利用率及采收率。2）对于低渗透油田，因油藏裂缝较发育，油藏储集类型复杂，已开发的低渗透油田整体效益差，开发难度大，采油速度底。3）随着开发时间的增长，油水井井况日趋变差，有的井出砂严重、套损严重、事故井、报废井逐年增多。上述情况的开发区储量动用程度差、剩余油多，不利于油田稳产，且严重影响了开发效果。采用侧钻水平井工艺技术，通过纵向上层位选择，平面上方位控制，开采老区剩余油，有利于提高采收率。采用原生产井开窗侧钻水平井可以达到以下目的：1）有利于缓和或阻止地层压力的衰减；2）对注水作用引起的高含水可以把水控制到最低限度，从而减少用于堵水的费用和地面设施；3）有利

4、于动用水洗不均层油藏的储量，提高开发效果；4）利用原生产井部分套管有利于少投入、多产出。因而开窗侧钻水平井工艺技术研究具有广泛的推广应用前景。 1.2.3完成情况 针对中原濮城油田东沙二上1油藏存在的问题，平面上剩余油藏分布特征及潜力评价，研究成果在5口开窗侧钻水平井中进行了实验和应用，各项技术指标均达到合同规定的技术指标，取得显著的经济效益。二、理论及实验研究2.1开窗侧钻水平井设计要点2.1.1地质、油藏工程条件套管内侧钻水平井可以提高采收率和经济效益。但是在选择侧钻水平井井位时，必须以下列地质条件为前提，侧钻水平井才能收到更好的效果。1）侧钻水平井是把井眼钻在储油层里用以扩大供油面积，而

5、不是迫使石油远距离流向井眼，因此地质结构必须具有良好渗透性。2）必须在储油层内选择结构疏松但不跨塌，渗透性较高的区域钻水平井眼，这样才有利于开发。3）对于储油层内的自然裂缝，在侧钻水平井中井眼的方向（既水平段方向）与自然裂缝方向形成的角度应该是直角，既对储油层内的垂直裂缝采用侧钻水平井效果最佳。4）侧钻水平井位置既方位应背于或高于出水区（含水层）。5）最为重要的是对孔眼内凹陷的页岩或软地层的易坍塌部分，在完钻后必须下套管封隔，以防坍塌及污染产层，整个侧钻水平井过程中必须保护好油层，减少污染。中原油田实施的5口开窗侧钻水平井主要分布在濮城油田东沙二上1油藏，该油藏位于东濮凹陷中央隆起带的北端，濮

6、城构造的北部。含油面积9.17km2，地质储量1089*104，标定采收率40.59%，可采储量442*104。该油藏从1980年投入全面开发，至今已有25年开发历史，目前已属特高含水期的综合治理阶段。目前油藏存在问题：注采井网不完善，水驱控制程度降低；油藏综合含水高，采出程度靠，剩余油分布零散；层间非均质性强、层间隔层小，小层动用差异大；油藏综合含水高，生产成本高。东沙二上1地层的沉积体系属于湖泊-三角洲沉积体系，沙二上1砂层组自下而上经历了一个湖进-湖退-湖进的旋回沉积，在其内部又发育了多个次级湖进-湖退沉积旋回，各种沉积微相反复出现。湖退沉积旋回主要发育在6、7、8、9沉积小层，湖进旋回

7、主要发育在11、3、1、等沉积小层。东沙二上1砂层各小层物性参数变化较大，储层平面非均质强。一类层水洗程度高，水淹严重，剩余可采储量少，而二、三类层水洗程度较低，还有一定的剩余油潜力。近几年新井情况表明，东区沙二上1油藏剩余油潜力主要分布在二类层内。剩余油除了分布在断层高部位、注采相对不完善井区和井间干扰形成的死油区外，大多分部在水淹区周围。可利用侧钻水平井来挖潜剩余油藏。2.1.2设计原则2.1.2.1窗口确定原则侧钻水平井开窗，应根据井身剖面确定开窗的位置和方法，其原则如下：1）窗口选择在套管完好，管外水泥固结质量好的井段。2）最好在中硬地层开窗，钻到目的层时地层硬度和胶结情况尽可能保持一

8、致。3）开窗方式的选择，对短、中半径的井应尽量采取截断式开窗，长半径的井采取截断式开窗或导斜器开窗两种方法。4）窗口位置应保证侧钻水平井轨迹的实现。2.1.2.2井身剖面设计原则1）根据地质开发方案，所选择井身剖面能完成侧钻水平井的目的。2）选择井眼曲率、造斜点和最大井斜角等参数时，应有利于钻井和采油作业。3）根据油田构造特征、油气产状、水淹、底水和裂缝分布等情况设计，有利于提高采收率，改善投资效益。4）在达到侧钻水平井目的的前提下，应尽可能选择简单的剖面类型，以减少井眼轨迹控制的难度。5）有利于安全快速钻进，降低成本。2.1.2.3井眼轨迹设计原则1）造斜段应选在比较稳定的地层，避免在岩石破

9、碎带、漏失地层、流砂层或容易坍塌等复杂地层。2）造斜点选在可钻性均匀地层，避开中间硬夹层，且地层倾角变化较小段。3）尽可能地穿透更多的油层，增大出油面积。 4）避开老井水淹区，油藏气顶，水锥、底水。 2.1.2.4设计内容 侧钻水平井设计涉及内容较多，但从地质、油藏工程和钻井工程考虑，主要应满足以下几点。1）高程控制（垂深）水平井的高程控制，是最关键参数，在此控制范围内，必需将水平段或亚水平段保持在油藏内，若水平段钻在盖层或底层中将一无所获。因此垂深的设计，一定要考虑油层中剩余油量、油藏厚度、钻达目的层的深度，其实质仍市是经济效益的问题。2）曲率半径确定曲率半径时应考虑下列问题：A、井口和油层

10、入口之间的水平位移；B、造斜点位置；C、需钻水平段长度；D、完井约束条件。因曲率半径确定后，其造斜点位置和水平位移也就确定了，考虑侧钻水平井属于老井的二次完井，在目前工艺技术条件下，以中半径水平井为宜。3）方位方位的设计目的是应用水平段来充分发挥油层中未动用储量及剩余油藏的作用，以达到侧钻水平井的目的。因此，方位的设计实质上就是考虑钻井轨迹的走向问题。除考虑钻井轨迹应能钻入启动储量区外，还应重点考虑以下问题：A、对于油层裂缝较发育的低渗透油田，应根据裂缝在油藏中发育方向、倾角和切穿的深度以及在开发中所起的作用，其方位的选择应尽量沿垂直裂缝走向设计，以提高水平段的裂缝钻遇率。B、水平段的走向应与

11、沉积相主水道或砂体发育方向垂直或斜交，使水平段获得较高的波及系数。C对于开发区水平段方位设计必须避开目的层或上覆已开发油藏的原水窜通道的水淹区或来水方向。2.2开窗侧钻水平井钻井工艺及完井工艺研究2.2.1开窗方式的选择套管开窗是套管侧钻施工的关键工序，窗口质量的好坏涉及到侧钻成功与否。开窗方式有两种：1）下导斜器开窗；2）截断磨鞋开窗（段铣）。两种开窗方式优缺点：分类 方式导斜器开窗截断磨鞋开窗优点1、作业时间短；2、套管切削量小。3、费用低1、下井工具简单；2、下井作业可靠性高；3、受原井套管磨损、腐蚀的影响小。缺点1、导斜器无可钻性，如定位不好无法纠正；2、窗口如造型不好，影响下一步起下

12、钻作业。1、作业时间长；2套管切削量大，容易在钻杆上形成“糖葫芦”而卡钻。在中原油田一般采用下导斜器开窗方式，且满足了下部施工的需要。2.2.2动力钻具选型研究动力钻具在侧钻水平井工艺过程中主要起造斜、钻进，保证侧钻水平井轨迹的作用。侧钻水平井多用单弯或可调整角度的螺杆钻具，因其使用井眼为118mm，大多使用国产5LZ95、9LZ95系列，国内生产厂家较多，主要有大港、北京、维坊、胜利钻采、高峰等。2.2.2.1确定螺杆钻具工作参数1）确定洗井流量洗井流量根据钻进速度、环空上返速度、携带钻屑能力以及循环总压降等确定最优流量范围。依据51/2套管开窗成功的技术，选用排量在6-8L/S。2）根据流

13、量选择螺杆钻具转子形式如果选择的流量在螺杆钻具额定流量范围内，则选择实心转子螺杆钻具。如果根据选择流量大于螺杆钻具额定最大流量，则选用转子为中空型的螺杆钻具。3）根据拟定流量选择钻头喷嘴螺杆钻具规格及类型选定后，钻头允许压降就已确定，即可根据钻头压降和拟定流量选择钻头喷嘴尺寸。这里需要注意的是，无论何种螺杆钻具，都有总流量的3%-7%通过轴承系统后排至环空，实际上只有93%-97%的钻井液通过钻头水眼，因此钻头水眼尺寸应按拟定流量的93%-97%选择。4）确定钻头转速螺杆钻具流量在额定范围内变化时，钻头转速也发生变化，流量增大，转速增高；反之亦然。实际流量确定后，钻头转速可有下式确定：n实=式

14、中n实-实际钻头转速，r/min Q实-实际工作流量，L/s N额-额定转速上限，从螺杆钻具规格表中查得，Q额-额定工作流量，从螺杆钻具规格表中查得 由于钻头在井底工作转速等于空转转速一半时，井下动力钻具输出的功率最大。因此选择合适的钻压，促使井下动力钻具处于最佳工作状态是提高钻井速度的基础，同时也是保证侧钻水平井轨迹圆滑的条件。单弯螺杆的度数由曲率半径来确定，必须满足工程的要求。小井眼动力钻具定向螺杆可先用范围比较大， 有0.5°、0.75°、1°、1.25°、1.5°、1.75°等几种，因为小井眼动力钻具较短，造斜效果一般都比较高

15、，中半径曲率水平井多使用1.5°-1.75°单弯，他的造斜率一般在3.5°-6°/10米，螺杆钻具的弯角使钻头产生偏距，双驱复合钻进时钻具所受的约束更大，交变的动应力使钻具易发生疲劳断裂，也易使螺杆钻具的薄弱环节产生先期损坏，弯角越大，钻头偏距也越大，所受的交变力和扭矩越高。因此1.75°单弯不适宜进行长井段复合钻进。 2.2.3钻头优选 小井眼水平井因其裸眼井段短，钻具摩擦力较大，井斜大，动力钻具反扭角较大，定向井段一般采用牙轮钻头，工具面易掌握，定向效果较好，但是应选择加强保径部位的钻头。 而且选用高转速的牙轮钻头可以提高机械钻速。2.2.

16、4钻井液技术水平井的成功与否钻井液很关键，使用钻井液要考虑携带地层岩屑能力强、润滑性能好及成本低等因素。2.2.4.1.侧钻水平井对钻井液的难点钻井液工作难点，主要解决易漏、易卡、润滑、携砂、防塌方面的问题。(1). 小井眼钻井钻具与井眼的间隙隙小，循环时环空压耗较常规井大幅升高，钻井泵压较高，排量小，钻屑在井内反复滚动，被研细，增大了测定摩阻，易发生井下粘卡复杂情况，钻井液流变性能应满足钻井携砂要求。(2). 在进入亏空漏层前应加入一定量的堵漏材料进行防漏，造成固控设备无法正常使用，大量钻屑有害固相进入钻井液，增加钻井液处理难度，影响钻井液的润滑性能。(3). 钻具在井眼里上下活动时产生的压

17、力激动大使钻井液的当量密度随之增加，都使得小井眼施工中的井漏发生几率要比常规井眼大的多；井漏发生后由于考虑到井眼间隙小和螺杆井下工具的安全，粗颗粒的堵漏材料无法加入，堵漏效果受到影响。2.2.4.2小井眼钻井对钻井液技术要求：(1). 具有良好的流变性能，能满足大斜度井段及水平段携砂清洁井眼的需要。(2). 钻井液性能优质稳定，滤失量小，泥饼薄韧、致密、光滑，具有良好的润滑防卡性能。(3). 具有一定的防漏堵漏能力，且堵漏剂不影响地质录井、MWD，避免摩阻剧增。(4). 钻井液具有一定的抑制防塌、抗盐膏污染能力。(5).有效地减少钻井液中的固、液相侵入储层产生的伤害，保护油气层。2.2.4.3

18、 钻井液体系的选择根据开窗侧钻水平井的地质特征、施工难度对钻井液的特殊要求，我们采用正电胶钻井液体系，优选钻井液处理剂，进行室内配伍试验，其中BPS为有机黑色正电胶，主要作用为流型调节、抑制分散膨胀、改善滤饼质量；SAK-1为硅钾基抑制防塌剂，主要作用为抑制防塌、抗温降滤失；JHC为多元聚合醇主要作用润滑、防塌；FCR-2为高强堵漏剂，主要作用随钻防漏堵漏；PAMS-900为乙烯基磺酸盐聚合物，作抗盐抗钙聚合物包被剂。对处理剂进行室内的优选试验，硅醇正电胶钻井液性能指标达到设计要求，能够满足钻井施工的需要。该钻井液体系具有流变性好，抑制性强，携砂及清洁井眼能力好，润滑性好等优点，确定的钻井液配

19、方如下，1# 侧钻井所需老井井浆50方2# 1#井浆0.2%NaOH0.1%Na2CO30.5%BPS2%SAK-10.3% PAMS-9003%JHC1.5% FCR-2+5H2O现场钻井液技术1.套管开窗段该井段采用聚合物低固相钻井液井浆，进行适当调整，钻井液性能符合设计要求，满足开窗作业时，磨铣铁屑和水泥块能及时携带返出地面。2.造斜增斜井段进入侧钻点，按配方进行转化，改善泥饼质量，提高钻井液的润滑、携砂性能和抑制防塌、防漏、抗污染能力，提高钻井液的静切力和动切力，保持适宜的钻井液动塑比值，钻井液携砂性能良好，防止形成岩屑床，保证起下钻顺利。控制合理的钻井液密度，满足支撑井壁需要；按设计

20、提前关停注水井，进入高压水层前将密度加起来，防止地层水污染泥浆，造成井下复杂。充分使用好固控设备，最大限度的清除有害固相，控制低密度固相含量小于8%，如有特殊原因造成固控设备不能使用，就要补充胶液，用稀释法和替换法控制固相含量。由于井眼、钻具等方面因素的制约，泵压高，泵排量受到限制，不宜采用大排量洗井的方式。在井斜超过45°以后，在砂岩地层所钻钻屑细小，钻屑受钻具与井壁的研磨变得更细，在易漏地层而且由于防漏加入堵漏剂，固控设备的净化能力有限，导致钻井液的含砂量增加，相应大斜度段岩屑床必然增厚，采取了几个方面的配套工程措施，提高了钻井液的清砂携砂能力。.适当提高钻井液切力，YP:815

21、Pa，Gel:1.5/3.0Pa，适当粘度7095s，利于井壁清洗。.每钻进一根单根，倒划一根单根长度，再上下活动循环12分钟，把井底的钻屑携带出新井眼。.每钻进50m短起下一次，破坏岩屑床，清除下井壁滤饼上粘附的钻屑。.转盘转动钻进与螺杆滑动钻进交替进行，以钻具扰动破坏岩屑床，钻井液螺旋扰动提高岩屑返速。.打入100s高粘度的洗井液，循环12周；辅助清砂。2.2.5、完井工艺研究：完井是油田开发的重要环节，搞好完井工作，对保护油气层、充分发挥油（气）井应有的产能和使用寿命至关重要。水平井的完井有其特殊性，目前水平井完井技术自成体系，常用的方法有裸眼、射孔、割缝衬管、割缝衬管封隔器等。根据中原

22、油田地层特点、水平井剖面，51/2"套管开窗侧钻水平井完井采用割缝衬管完井法，最大程度地保护好油层，以便在水平段获得最小生产压差，从而达到以最低成本获得最大可能的产油量。2.2.5.1固井作业提高顶替效率尾管和井眼之间间隙小、水泥环薄、尾管不居中，则提高顶替效率对保证固井质量就显得尤为重要。由于开泵压力高导致尾管在下完后就得座挂，活动尾管以提高顶替效率这一特殊有效措施没法使用，所以只有在钻井液性能、隔离液选择、水泥浆流变性及顶替排量等方面做文章。 (1)、调整钻井液性能 尾管下到底循环一周后，即可调整钻井液性能使其达到“三低、一薄、一适中”：粘度低、切力低、失水低、泥饼薄、密度适中，

23、并充分循环，在保证井眼稳定的前提下降低循环压力和后期的替浆压力。 (2)、优选隔离液由于小井眼窄间隙循环压降大，井底受力较常规井眼高，所以可选择密度低的隔离液，占环空高度也可适当多一些，对于不含盐或氯根低的钻井液可选择SNC15%+H2O或水，对于饱和盐水或氯根较高的钻井液可选择CMC胶液，要计算其体积使紊流状态下和井壁的接触时间为10min或更长一些，但如果井壁稳定性差，则不要太多。(3)、水泥浆流变性及顶替排量 要使用好分散剂和减阻剂，减少流动阻力，降低替浆压力，防止井漏发生。 通过计算范宁-达西公式1可发现，51/2"套管开窗挂"尾管井的环空压耗占循环系统压耗的60-

24、80%，与常规井眼比，其环空当量循环密度要高得多，经常超过地层的破裂压力。所以，必须认真计算顶替时的当量循环密度，在不压破地层的前提下，尽可能采取紊流顶替，否则环空窄边的钻井液很难被替走。2.2.5.2、水泥浆性能要求根据国内外对小井眼窄间隙的水泥浆体系的研究，51/2"套管开窗井的固井水泥浆体系应该满足：1、使用摩阻小且更为分散的水泥浆体系；2、失水低于API 50mL，自由水为0；3、要有好的沉降稳定性；4、稠化时间必须稳定；5、尽量缩短过渡时间；6、水泥石要有很好的弹性和韧性。2.2.6 51/2"套管开窗侧钻水平井有关问题探讨2.2.6.1侧钻水平井井眼控制1）曲率

25、类型侧钻水平井曲率类型分为四种，如图所示：曲率为“增-增”型式，适用目的层上跷的侧钻水平井；曲率为“增-降”型式，适用于目的层下倾的侧钻水平井；曲率a为“增-稳-增”型式，b为“单增”型式，是常用的侧钻水平井方式。曲率a中稳斜段既为初始切线段，目的在于补偿造斜率的不稳定性。但是对于岩性一致和地层倾角易预测的正在开发的地区就无需在设计中考虑，而采用曲率b的单增型式。在侧钻水平井曲率类型确定后，特别是选用曲率时，由于从垂直段到水平段（甚至从45°到水平）定向控制的必要性，所以下切线段一般应在钻井设计中考虑。既钻水平段之前，应在曲率半径的下部先钻一平稳的造斜段，使井下钻具组合在旋转前退出较

26、严重的狗腿段，以减少交变应力和冲击力的作用。造斜段底部切线长度的增加也为操作者在钻进中提供了“安全余量”。2）曲率的确定确定曲率既造斜率是侧钻水平井成败的关键。曲率的确定可根据下列公式计算：BR*R=1719式中BR水平井曲率，（°）/30m； R曲率半径，m。在造斜点确定的基础上，为了使曲率与造斜点相适应，以准确地到达靶区位置，因此对造斜率就有一个限制，这是设计时必须注意的问题，造斜率一般应在（10°-20°）/30 m范围内，据国外资料介绍，推荐最理想的造斜率为17°/30m，这时磨擦最小，钻杆受力不大，钻柱不易产生疲劳。3）侧钻水平井井眼轨迹调整套

27、管内侧钻中半径水平井关键要考虑井下钻具组合，按设计造斜率进行增斜的能力。由于完成井身剖面的进尺有限和要求在非常小的垂深内达到水平，该增斜能力极为重要。一般情况下，中半径都设计成垂深与移距的改变相等，但在特定场合，可以通过改变直线井段的倾角，在钻进过程中对井眼轨迹进行调整，见图：第一个造斜段从造斜点开始，然后增斜使井斜角达到45°。由于实际造斜率可能与设计的或理论上的不同，所以钻进这一段对了解钻具的性能和地层的可钻性十分关键。为了补偿第一个造斜段中实际与设计造斜率之间的偏差，下一步就采用稳斜钻具完成直线井段。如果初始造斜率比预计的低，那么所设计的直线井段就要缩短；如果比设计的高，直线段

28、则较长。钻完直线井段后，中半径井通常井斜角已达到45°-60°，这时开始下一个造斜段。当井眼接近水平时，钻进一定井段垂深变化较小，水平位移变大。因此，当井眼接近水平时，第二个造斜段为获得最终的井斜角所需垂深比第一个造斜段要小。如果造斜率继续改变，则变化主要出现在横向平面里，而在垂直平面里变化很小，结果井斜角变大，垂深精确度增加。2.2.6.2侧钻水平井完井管柱 据国外资料Jear-Francois Giamnesini所著怎样钻水平井介绍，“从采油角度来看，水平井油层段井径的大小不象直井那么重要，井径缩小不会减产。如今，多数大曲率半径水平井井径为219.1mm，中曲率半径在

29、193.7-114.3mm之间或更小” 。因此，侧钻水平井完井管柱的选择，只要能满足强度和入井条件即可。由于侧钻水平井受原油井套管及井眼曲率的限制，所以完井管柱要进行校核并满足以下公式条件。1）管体允许的弯曲半径R0R=K1K2式中 R0-井眼曲率半径，mR-允许的套管弯曲半径，mE-弹性模量，E=206*106kPaD-管柱外径，cmYp-钢材的屈服极限，kPaK1-抗弯安全系数，K1=1.8K2-螺纹连接安全系数，K2=32）允许管柱下入最小曲率半径R0R=式中R0-井眼曲率半径，mm R-允许管柱入井的最小曲率半径，mm L1-单根套（油）管平均长度，mm-管体或接箍外径与井眼井径差值，

30、mmf-间隙值，mm（软地层f=1.0；硬地层f=3-6） 3）以全角变化率校核允许管柱下入的经验公式 式中1-始井斜角, 1=0° 2-终井斜角, 2=90° -方位角度,( °)式中1、2、均为设定值。则sin2max=1，计算满足条件，套管弯曲挠度Z0值与井径关系应是d+2 Z0D（条件公式）Z0=×106式中Z0-套管弯曲挠度，cm D-井眼井径，cm d-套管外径，cm q-每米管柱质量，kg/m L-单根套管长度，m I-管材转动惯量，cm4 E-钢材弹性模量，E=206×106kPa/m2侧钻水平井完井管柱的选择除满足以上条件公式

31、外，还应考虑扶正器与井眼尺寸配合要求和套管柱设计方法中常规的套管与井眼配合尺寸的规定。四、经济效益和社会效益51/2"套管开窗侧钻水平井技术的研究实施，不仅使一批损坏的油井重新投产，达到了低投高效的目的，也使我们掌握了侧钻水平井技术，拓宽了钻井市场。要想取得侧钻水平井较好的效益，需要油藏工程、采油工程、钻井工程的协调与配合。据国外资料介绍“同直井比较，水平井成本高，但总的效益还是很有竞争力的。成本是直井的1.5-4倍，产量是直井的2-5倍。”侧钻水平井更优于一般水平井，这是因为利用了大部分原油井井眼即可节约钻井进尺，又节约了套管的缘故。考虑一口侧钻水平井的前景时，尤其是储层复杂且不均

32、匀时，预计产量是很难估计的，因此侧钻水平井的效益主要决定于生产层的选择正确与否。我局施工的5口开窗侧钻水平井完井后，口井产油量是以前直井的3倍以上，取得了良好的经济效益。濮1-侧平239井濮侧平16井濮1-侧平231井濮6-侧平65井濮1-侧平193井2t/d11 t/d7 t/d4 t/d4 t/d研究应用情况：20042005年完成侧钻水平井5口，工程设计符合率100，井身质量合格率100。极大地推动中原钻井技术的发展和进步，为油田的井况防治措施提供了保障，一定程度上完善了中原油田注采井网，使小区快剩余油得到最大限度的开采。五、51/2"套管开窗侧钻水平井现场应用实例濮6-侧平6

33、5井 该井于2004年4月20日开窗侧钻，2004年6月20日完井，钻井周期51.33d，建井周期67.67d，平均机械钻速1.50m/h，裸眼进尺690.00m，完钻井深2955m，水平位移277.43m，最大井斜82.5°，达到了地质设计要求。濮侧平16井设计垂深2389.7m，钻探目的是开发沙二上19油层，设计A靶垂深2383.4m，位移183.37m ；B靶2388.9m，位移248.56m；设计最大井斜85.18°；设计轨迹类型直增水平段；水平段77.11米，在油层中穿行69.36米濮1-侧平193井濮1-侧平193井是部署在东濮凹陷中央隆起带濮城构造西区的一口5

34、1/2套管内开窗侧钻水平井，井口位于濮城构造西区濮1-193井原井口。设计垂深2397.05m，（斜深2850m），目的层为沙二上19沙组，设计最大井斜89.69°，水平段长200m。实际完钻井深2788m，最大井斜90.5°,水平位移485.41m，水平段长158m，裸眼段长653m。六、结论与认识综合地运用了51/2套管内开窗侧钻水平井的钻井技术，在钻头的优选和应用、井身质量及轨迹控制、安全防卡、小井眼水平井钻井液、固井技术等方面进行了探索和应用，取得了很好的效果，创造了中原油田小井眼水平井钻井多项高难度指标，为今后这类高难度51/2套管开窗侧钻水平井的施工提供了宝贵的

35、经验。为挖掘老油田剩余油气藏，恢复油田产能，提高采收率探索了一条新思路。1科学的选井与合理的剖面设计，是侧钻水平井能否安全施工的先决条件；合理选择造斜工具，对轨迹控制至关重要；加强随钻监控，采用短井段、勤调整、小调整的措施，能有效地保证井眼轨迹的圆滑，减小摩阻和扭矩，是实现优质安全快速钻井的关键。2合理的钻井液体系是安全施工的重要保障。原油含量应控制在8-10%，薄而致密的泥饼质量对提高钻井液的润滑防卡能力尤为重要。现场应用表明：SMP、LV-CMC、聚合醇、沥青等处理剂共同存在时，协同效果较好。对于沙一盐防塌钻井液密度也至关重要。3选择性能良好的尾管悬挂器，优选水泥浆配方，能保证固井施工安全

36、及固井质量。4侧钻水平井是一项系统工程，施工中各个环节的把关与各施工方的协作配合，以及设备配套齐全缺一不可。5精细油藏描述是水平井设计的基础。现场使用井例 濮6-侧平65井1、概况濮6-侧平65井是中原油田第一口侧钻小井眼水平井。在该井的施工中，存在着无施工经验，钻具造斜率难以控制，地层不确定因素多，目的层易漏失，钻井液体系及性能难以调节等诸多困难。通过对开窗侧钻、井眼轨迹、钻井液等各个关键环节的控制，顺利完成了施工任务，并达到设计要求。在实钻施工中，钻至A点2844m后，甲方根据录井结果和地质需要修改了原地质设计，填井侧钻后，钻至2835m，又第二次修改设计，具体情况见表1，表1 中A、B两

37、靶均为矩形靶，垂向移动小于1m，左右移动小于5m。表1 靶心设计修正情况修正设计A靶B靶垂深(m)水平位移(m)方位(°)垂深(m)水平位移(m)方位(°)原设计2752.33168.8666.772755.33233.8666.92补充设计12751.33196.7670.092754.33233.0970.71补充设计2钻至2835m，甲方要求以目前井斜稳斜钻进完钻该井于2004年4月20日开窗侧钻，2004年6月20日完井，钻井周期51.33d，建井周期67.67d，平均机械钻速1.50m/h，裸眼进尺690.00m，完钻井深2955m，水平位移277.43m，最大井

38、斜82.5°，达到了地质设计要求。2 、 开窗侧钻开窗侧钻的关键是首先要根据固井数据确定合理的开窗侧钻位置；其次是要选择合适的开窗工具，包括斜向器和铣锥；然后实施开窗和修窗作业。（1）窗口的确定。根据原井眼固井质量，套管串结构，地层稳定性等情况资料调研，结合井身剖面设计综合考虑，确定窗口位置为2503m。（2）斜向器的选择。考虑到侧钻水平井起下钻频繁，对斜向器的固定较为严格，决定采用地锚式斜向器，用水泥固定。斜向器结构参数为：外径116mm，长度2.86m，斜面长2.04m，锥度3.3°，地锚长15.86m。（3）铣锥的选择。为加快施工进程，采用ZJX-118×2

39、10钻铰式复合铣锥。该铣锥操作简单，一趟钻可完成开窗、修窗等全套开窗工艺，节约起下钻时间。（4）开窗与修窗。斜向器按预定位置、方位固定好后，下入钻具组合：118mm复合铣锥+105mmDc×2根+89mmHWDP×9根+73mmDP。磨铣参数：钻压020KN，转速5060r/min，排量8L/s。开窗过程中，每钻进2030cm，上提钻具一次，边开窗边修窗，控制修窗速度每1cm约40min，开修窗完毕，铣进地层2m左右，上提下放钻具无阻卡，确保窗口畅通后起钻，开窗作业结束。3、 井眼轨迹控制3.1 脱离老井眼井段（25072533m）为尽快脱离老井眼，减少磁性干忧，采用稳斜钻

40、具复合钻进。稳斜钻进钻具结构为：118mmYA517钻头+95mm直螺杆+105mmDc×2根+89mmHWDP×9根+73mmDP。钻压20-30KN，转盘转速60r/min。至2533m，井斜1.4°，方位37.5°，夹壁墙厚度约为2m，有线随钻可以有效工作，起钻换定向钻具组合。3.2 第1增斜段（2533.0-2685.91m）（1） 定向钻进段（2533-2603.94m）钻具组合为：118mmYA517钻头+95mm单弯螺杆(1.5°)+89mm无磁承压钻杆（NDP）×1根+89mmHWDP×15根+73mmDP。

41、由于定向点方位与设计方位不一致，井斜较小，因此，起始定向采用磁性工具面模式，边增斜边增方位，测量井斜达4°后，换为高边工具面模式钻进全力增斜。钻井参数：钻压3040KN，排量8L/s，泵压20Mpa。钻至2603.94m，井斜22.5°，方位43.5°，平均增斜率为29.74°/100m，方位变化率为8.45°/100m。(2)旋转钻进段（2603.94-2633.0m）。将钻头更换为118mmGP545 PDC钻头，钻具结构不变。钻井参数：钻压20-30KN，转盘转速60r/min，排量8L/s，泵压24Mpa。复合钻进至井深2633.0m时

42、，井斜为20.1°，方位为43°，方位基本未动，平均降斜率为8.26°/100m。（3）滑动钻进（2633-2685.91m）。锁定转盘滑动钻进，钻井参数：钻压1020KN，泵压24Mpa，高边工具面40°左右边增斜边增方位，井斜增至32.7°，方位60.5°，平均增斜率23.81°/100m，扭方位率33.07°/100m。由于PDC钻头工具面摆动困难，短起下清砂后效果不佳，决定起钻换单牙轮钻头，第1增斜段结束。3.2 第2增斜段（2685.91-2772.94m）该井段设计造斜率33°/100m，是水

43、平井井眼轨迹调整段。所用钻具组合：118mmYC517钻头+95mm单扶单弯螺杆(1.5°，扶正器外径114mm)+89mm NDP×1根+89mmXPDP×18根+89mmHWDP×15根+73mmDP。钻井方式是旋转钻进与滑动钻进相结合，定向时钻压3050KN，泵压25Mpa，导向钻进时钻压20-30KN，泵压23Mpa，转盘转速60r/min。为减少摩阻，混原油5m3，井下情况正常。至2772.92m，井斜增至63.9°，方位69.5°，平均增斜率35.85°/100m，方位变化率10.34°/100m。第2

44、增斜段结束，井眼轨迹线逐渐与设计线相吻合。3.3 第3增斜段（2772.94-2844m）该井段是着陆控制的关键井段，设计造斜率30°/100m，根据前2个增斜段施工效果，采用如下钻具组合：118mmYC517钻头+95mm单弯螺杆(1.5°)+89mmNDP×1根+89mmXPDP×27根+89mmHWDP×15根+73mmDP。轨迹控制可分为2个阶段。（1）定向造斜井段（2772.94-2824.23m）。钻井参数：钻压40KN，泵压25Mpa，排量8L/s，高边工具面在345°左右钻进，井斜增至81.2°，方位66&#

45、176;，平均增斜率为33.73°/100m，减方位率6.82°/100m。（2） 旋转钻进着陆井段（2824.23-2844m）。由于定向造斜段造斜率过高，2824.23m时，垂深为2746.92m，经预测复合钻进稳斜可中靶。钻井参数：钻压20-30KN，转盘转速60r/min，泵压24Mpa。至2844m，井斜 82.5°，方位65°，垂深2751.7m，靶心距上0.6m，右1.6m，根据设计要求，顺利中A 靶，但录井未见油层，根据录井结果和地质需要，甲方决定填井重钻。3.4 填井后轨迹控制 补充设计要求在井深2600m侧钻重钻，A、B靶的要求见表1

46、中补充设计2。（1）侧钻。扫水泥面至2606m，水泥塞承静压15KN，可满足侧钻需要。下入钻具组合：118mmYC517钻头+95mm单扶单弯螺杆(1.5°)+89mmNDP×1根+73mmXPDP×18根+89mmHWDP×15根+73mmDP。为尽快侧钻成功，前15米控制钻时钻进，具体情况见表2。钻井参数：钻压0-10KN，工具面20-50°，泵压22Mpa。钻至2621m，井斜26.9°，方位46.5°，垂深2617.08m，录井泥岩比例100%，证实已经侧钻出新井眼，工具面调至45°左右，至2650.71m

47、，井斜37°，方位47.5°，垂深2632.57m。原井眼该处井斜22°，方位54.9°，垂深2646.22m，夹壁墙已达 8m。侧钻成功。表2 侧钻前15米详细情况井深（m）钻时(min/m)岩屑返出情况工具面变化26072608270210掉块多不稳定尽量控制在30°左右26092612190150泥岩逐渐增至60%稳定在20°左右26132618120110泥岩逐渐增至90%稳定在45°左右2619262111090泥岩比例100%稳定在45°左右(2) 定向与旋转钻进井段（2650.712767m）。将单扶

48、螺杆扶正器卸掉，其它结构不变，采取滑动与复合钻进相结合的方式进行钻进。至2767m时，井斜58.5°，方位71°。实钻证明，该钻具组合在本井段滑动钻进造斜率为25°/100m。（3）准备着陆井段（27672835m）。为方便着陆控制，将螺杆更换为1.5°单扶单弯，至2784m滑动钻进全力增斜，井斜达65°，方位71.5°，增斜率高达38.87°/100m。至2835m复合钻进，钻压2030KN，转盘转速60r/min，井斜72.5°，方位72.5°，平均增斜率14.7°/100m。（4）旋转钻进

49、井段（28352955m）。准备增斜中A靶时，甲方根据现场录井结果作出重大调整，要求按目前井斜双驱稳斜钻进，不考虑A、B靶。钻井参数：钻压3040KN，转盘转速60r/min，排量8L/s，泵压2425Mpa。至2955米完钻时，井斜为76°，方位71°，稳斜效果良好。4 钻井液技术4.1 开窗侧钻井段钻井液技术开窗侧钻井段采用普通聚合物钻井液体系。侧钻前，往循环罐中加入清水100m3,钠搬士4t, Na2CO3300kg配成搬土浆，水化后加入500kg NH4-HPAN、250kg 80A51、200kg LV-CMC,混合均匀后，将钻具下入井内，替出井浆，并配足钻井液即

50、可开窗。磨铣过程中，采用大小分子复配的聚合物胶液维护，并适当补充清水，粘切和滤失量分别用低浓度的聚合物胶液和LV-CMC控制；钻井液性能为：密度1.10g/cm3,粘度40s,API失水68mL,泥饼0.5mm,PH值78,静切力0/0Pa,动切力12Pa,塑性粘度610mPas。4.2 斜井段钻井液技术进入侧钻点后，将钻井液体系转换为硅醇正电胶钻井液体系。该钻井液体系具有流变性好，抑制性强，携砂及清洁井眼能力好，润滑性好等优点，室内试验配方见表3。表3 室内配方试验配方Tg/cm3FVsFLmlpHNKPa.snPVmPa.sYPPaGelPa/PaKfMBTg/lCl-×104m

51、g/l1#251.10408710.11620/00.2350.72.152#601.1565590.750.25207.51.5/3.50.1040.02.20表3中 配方1#为：濮6-侧平65井2507m井浆。配方2#为： 1#井浆0.2%NaOH0.1%Na2CO30.5%BPS2%SAK-10.3% PAMS-9003%JHC1.5% FCR-2+5H2O。小井眼水平井要求钻井液具有良好的携砂、防卡、防塌能力，在配方2中，BPS为有机黑色正电胶，主要作用为流型调节、抑制分散膨胀、改善滤饼质量；SAK-1为硅钾基抑制防塌剂，主要作用为抑制防塌、抗温降滤失；JHC为多元聚合醇主要作用润滑、

52、防塌；FCR-2为高强堵漏剂，主要作用随钻防漏堵漏；PAMS-900为乙烯基磺酸盐聚合物，作抗盐抗钙聚合物包被剂。对处理剂进行室内优选试验的结果表明，硅醇正电胶钻井液性能指标达到设计要求，能够满足钻井施工的需要。钻进过程中，用PAMS-900等干粉或其高浓度胶液来控制滤失量，及时补充BPS、SAK-1胶液，保持钻井液具有良好的抑制性和流变性；及时补充JHC、原油，保持原油含量大于8%，使钻井液具有良好的润滑性。钻进至2604m时发生油气侵，将钻井液密度提至1.18 g/cm3，井下正常。分段钻井液性能见表4。表4 分段钻井液性能井段井深mg/cm3FVsFlmlpHPVmPa.sYPPaGel

53、Pa/PaKfMBTg/lCl-×104mg/l第一个 井眼25101.106059.51820/00.15452.3126041.18644.510204.50.5/1.00.12382.2828091.2265310307.50.5/2.50.10352.1228441.22743935102.5/50.09362.10填井后井眼26501.22753103510.52/60.10402.1027691.2275393382/60.09381.9528851.25673.5103110.52/50.09401.8329551.266639.52482/60.08381.914.3

54、 填井后钻进钻井液技术该井段继续采用硅醇正电胶钻井液体系，侧钻前加入足量的纯碱、PAMS-900对钻井液进行预处理，提高抗钙侵能力；钻进过程中及时补充SAK-1、BPS、JHC、原油等，进一步提高钻井液动切力和润滑性；进入油层前加入QS-2超细碳酸钙增强泥饼的致密性，API滤失量小于4ml, 高温高压滤失量小于12ml，保护好油气层。同时执行防漏堵漏技术措施准确，有效避免了井漏的发生。5 结论与认识（1）濮6-侧平65井是中原油田第一口侧钻小井眼水平井，该井的成功实施，为挖掘老油田剩余油气藏，恢复油田产能，提高采收率探索了一条新思路。（2）硅醇正电胶钻井液体系首次在侧钻小井眼水平井中得到了成功

55、的应用，钻井液具有的良好携砂悬浮性能，润滑性，防塌能力为安全施工打下了坚实的基础。（3）施工期间，及时测斜，预测井底井眼轨迹，使井眼轨迹尽量沿设计线延伸，是水平井井眼轨迹控制的关键。（4）滑动钻进时，提高近钻头钻具组合的钢性，可加大钻头的侧向力，显著提高造斜率。实钻证明，1.5°单扶单弯螺杆比1.5°单弯螺杆每100m造斜率高10°左右。(5)精细油藏描述是水平井设计的基础。濮6-侧65井由于地质不确定性的影响，多次修改设计，极大地影响了该井的钻井速度。濮16侧平井 濮16侧平井是我局部署的第四口开窗侧钻水平井，设计垂深2389.7m，钻探目的是开发沙二上19油层

56、，设计A靶垂深2383.4m，位移183.37m ；B靶2388.9m，位移248.56m；设计最大井斜85.18°；设计轨迹类型直增水平段；靶心要求：垂向上下移动小于0.5m；水平左右移动小于5m。完钻原则：钻至B靶后，在目的层中加10米口袋完井。 一、现场施工情况：1、窗口选择：对老井的固井质量、套管串结构、地层特性进行调查研究，并结合新井的井身剖面设计，确定窗口选在2107-2109.17米。2、开窗工具选用液压卡瓦式斜向器：开窗钻具组合：118mm复合铣椎89mmHWDp×100m+73mmDp钻井参数：钻压：5-50kN 排量：8L/s 泵压：18Mpa钻进井段：

57、2107-2109.17m3、脱离老井眼井段钻具组合：118mmYA517钻头95mmLZ（1.5°单弯螺杆）+ 89mmNDp*9.18m89mmHWDp*15根+73mmDp 钻井参数：钻压10-40Kn; 转速65r/min; 排量8L/s; 泵压18 MPa。钻进井段：2109.17-2130m4、定向及复合钻进井段 （1）钻具组合：118mmYC517钻头95mmLZ（1.5°单弯单扶螺杆）89mmNDp×9.18m89mmHWDp×15根+73mmDp钻井参数：钻压30-50Kn; 转速65r/min; 排量8L/s; 泵压24 MPa。钻进井段：2130-2378.40m（2）钻具组合：118mmYC517