套管開窗側(cè)鉆井

套管開窗側(cè)鉆技術(shù)王敏生鉆井工藝研究院1.技術(shù)概況2.側(cè)鉆井的技術(shù)優(yōu)勢(shì)與適應(yīng)條件3.套管開窗側(cè)鉆關(guān)鍵技術(shù)4.存在的主要問(wèn)題5.新技術(shù)集成與下步攻關(guān)方向匯報(bào)內(nèi)容側(cè)鉆井具有節(jié)約投資、中靶精度高、經(jīng)濟(jì)可采剩余油富集規(guī)模要求小等優(yōu)勢(shì)，特別適合挖掘斷塊小屋脊、小夾角、小高點(diǎn)、井間滯留區(qū)等小規(guī)模剩余油富集區(qū)，進(jìn)一步提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度和采收率。管外封隔器

丟手工具懸掛器水層坐封工具井壁小套管注水泥箍

側(cè)鉆井是指使用專門井下工具，從老井套管內(nèi)側(cè)鉆而成的井。

側(cè)鉆水平井是指使用專門井下工具，從老井套管內(nèi)側(cè)鉆而成的水平井。它是在側(cè)鉆井技術(shù)、水平井技術(shù)和小井眼技術(shù)的基礎(chǔ)上發(fā)展起來(lái)的代表九十年代鉆井水平的新技術(shù)，不僅能使老井復(fù)活，而且可以大幅度提高單井產(chǎn)量和采收率。國(guó)外側(cè)鉆井發(fā)展概況套管開窗側(cè)鉆技術(shù)是在定向井技術(shù)基礎(chǔ)上發(fā)展起來(lái)的。從常規(guī)側(cè)鉆井（非定向側(cè)鉆井和定向側(cè)鉆井）發(fā)展到短半徑側(cè)鉆水平井和連續(xù)油管側(cè)鉆井，代表側(cè)鉆井新技術(shù)的短半徑側(cè)鉆水平井和連續(xù)油管側(cè)鉆井所占比例在逐年增加。90年代美國(guó)幾種鉆井新技術(shù)發(fā)展速度對(duì)比國(guó)外狀況

開窗側(cè)鉆常用鉆機(jī)修井機(jī)小型鉆機(jī)連續(xù)油管作業(yè)機(jī)國(guó)內(nèi)側(cè)鉆井發(fā)展概況國(guó)內(nèi)從50年代末、60年代初開始試驗(yàn)研究套管側(cè)鉆鉆井技術(shù)。經(jīng)歷了非定向側(cè)鉆、定向側(cè)鉆到側(cè)鉆水平井三個(gè)發(fā)展階段。玉門新疆遼河勝利油田自1990年側(cè)鉆第一口井永12－側(cè)12井以來(lái)，陸續(xù)進(jìn)行了側(cè)鉆井挖潛試驗(yàn)，到97年共側(cè)鉆21口井，其中7口井投產(chǎn)獲得成功。永12側(cè)12生產(chǎn)曲線套壞關(guān)井1998年以來(lái)，由于鉆井技術(shù)的不斷提高和套管開窗側(cè)鉆技術(shù)的逐步配套完善，勝利油田側(cè)鉆技術(shù)得到了長(zhǎng)足發(fā)展，側(cè)鉆井在提高油田開發(fā)水平、節(jié)約鉆井成本等方面的優(yōu)勢(shì)逐漸體現(xiàn)出來(lái)，目前已經(jīng)成為勝利老油區(qū)剩余油挖潛、提高油田采收率的一種行之有效的方法。截至到2006年9月，勝利油區(qū)共投產(chǎn)側(cè)鉆井510口?！鞍宋濉?4口“九五”122口“十五”326口

1.技術(shù)概況

2.側(cè)鉆井的技術(shù)優(yōu)勢(shì)與適應(yīng)條件3.套管開窗側(cè)鉆關(guān)鍵技術(shù)4.存在的主要問(wèn)題5.新技術(shù)集成與下步攻關(guān)方向匯報(bào)內(nèi)容a)使死井復(fù)活，老井更新，保持和完善原有井網(wǎng)b)能強(qiáng)化采油，延長(zhǎng)油藏開采年限，提高最終原油采收率c)充分利用老井上部井眼，大幅度降低鉆井成本d)充分利用老井場(chǎng)和地面設(shè)施，節(jié)約投資，保護(hù)環(huán)境e)獲得新的地質(zhì)資料，為重新認(rèn)識(shí)油層提供依據(jù)技術(shù)優(yōu)勢(shì)適用條件在井型的選擇上，為了挖掘剩余油潛力可細(xì)分為五種類型：①斷失層②局部微構(gòu)造高點(diǎn)③井間剩余油滯留區(qū)④老井部分生產(chǎn)層段報(bào)廢，原井仍有潛力的層系⑤井網(wǎng)不完善的潛力層結(jié)合剩余油分布特征及地面和井筒條件，優(yōu)化側(cè)鉆井挖潛模式側(cè)鉆斷失層側(cè)鉆微構(gòu)造高點(diǎn)加深側(cè)鉆老井更新側(cè)鉆剩余油滯留區(qū)根據(jù)現(xiàn)有鉆井、完井工藝技術(shù)水平，勝利油田在經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上、結(jié)合勝利油田目前的開發(fā)狀況，確定了側(cè)鉆井的選井原則。

裸眼段長(zhǎng)度≦1000m，一般為300-500m

側(cè)鉆井井斜角≦50°，一般為25-40°

開窗點(diǎn)必須處在泥巖段，泥巖段厚度≧5m、固井質(zhì)量良好

開窗點(diǎn)井斜角應(yīng)小于5度，井斜方位要與側(cè)鉆目的層方位基本一致

老井必須有油層套管，套管尺寸≧139.7mm

中高滲透儲(chǔ)層、剩余可采儲(chǔ)量大于5000噸1.技術(shù)概況

2.側(cè)鉆井的技術(shù)優(yōu)勢(shì)與適應(yīng)條件3.套管開窗側(cè)鉆關(guān)鍵技術(shù)4.存在的主要問(wèn)題5.新技術(shù)集成與下步攻關(guān)方向匯報(bào)內(nèi)容開窗側(cè)鉆工藝流程（1）通井、通徑、試壓（2）測(cè)陀螺（3）開窗側(cè)鉆①下入地錨―斜向器用復(fù)式銑錐開窗②段銑器段銑套管開窗（4）定向鉆進(jìn)（5）完井作業(yè)選井及工程設(shè)計(jì)側(cè)鉆井設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)構(gòu)造圖斷面圖油藏剖面圖地震剖面圖砂體等厚圖油層水淹圖目前管柱鉆井設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)表油層數(shù)據(jù)表新井預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)表老井井史情況表鄰井生產(chǎn)情況表井身結(jié)構(gòu)圖套管開窗配套工具的研制和應(yīng)用；井眼軌跡的定向測(cè)量和控制；提高機(jī)械鉆速和安全鉆井；保證固井質(zhì)量和完井技術(shù)。關(guān)鍵技術(shù)1)優(yōu)化選擇報(bào)廢老井，確保側(cè)鉆挖潛成功率針對(duì)油層較多的局部微高潛力，選擇能沿?cái)鄬由仙P實(shí)施側(cè)鉆的老井，盡量沿各層系局部高點(diǎn)多穿油層。

針對(duì)處于構(gòu)造腰部的井間滯留區(qū)及井網(wǎng)不完善的潛力層，重點(diǎn)考慮井網(wǎng)的完善，井距合理，靶點(diǎn)應(yīng)設(shè)計(jì)在井間剩余油較為富集的地區(qū)。層系較單一的斷失層潛力多選擇靠近靶點(diǎn)的老井。加深側(cè)鉆古潛山油層，提高井網(wǎng)對(duì)儲(chǔ)量的控制程度。2)進(jìn)行老井綜合校正，消除老井井斜影響復(fù)雜斷塊老區(qū)剩余油條帶窄一般不足百米，距離斷層、微構(gòu)造的高點(diǎn)的距離也比較近，必須考慮老井井斜的影響。老井井斜的陀螺校正測(cè)井與地震資料的對(duì)比校正消除補(bǔ)心差別的補(bǔ)心高校正通過(guò)校正，做到主斷棱、井間構(gòu)造、局部構(gòu)造、油水邊界四落實(shí)，進(jìn)而保證老井側(cè)鉆效果。梁11-105屋脊井位部署圖（沙二7）陀螺測(cè)井之前陀螺測(cè)井之后利用這些資料校正實(shí)際地下井點(diǎn)，構(gòu)造鞍部消失，含油面積擴(kuò)大0.1Km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量增加10萬(wàn)t，剩余可采儲(chǔ)量由原來(lái)的1萬(wàn)t增加到4萬(wàn)t。井身軌跡數(shù)據(jù)對(duì)比表重新認(rèn)識(shí)了油水關(guān)系及開發(fā)動(dòng)態(tài)矛盾，發(fā)現(xiàn)在主力油層沙二6-7尚有較大潛力，側(cè)鉆井井?dāng)?shù)由原來(lái)的1口增加到4口，增加可采儲(chǔ)量4x104t，初增油能力89t/d，采油速度提高了9.5%，綜合含水下降了15.6%，開發(fā)效果顯著提高。3）優(yōu)化軌跡類型、側(cè)鉆點(diǎn)、造斜率和開窗側(cè)鉆方式適合于開窗點(diǎn)距目的層較遠(yuǎn)、水平位移較大且有特殊要求的側(cè)鉆井。軌跡類型優(yōu)化直井段－側(cè)鉆段－增斜段直井段－側(cè)鉆段－增斜段－穩(wěn)斜段直井段－側(cè)鉆段－增斜段－穩(wěn)斜段－降斜段適合于開窗點(diǎn)距目的層在200米以內(nèi)、水平位移不大的側(cè)鉆井適合于開窗點(diǎn)距目的層較遠(yuǎn)、水平位移較大的側(cè)鉆井；避開水層開窗點(diǎn)選擇根據(jù)造斜馬達(dá)的造斜能力和井眼軌跡控制的技術(shù)水平以及地質(zhì)條件和開采要求，結(jié)合所選擇的軌道類型，從而選擇出合適的側(cè)鉆位置，開窗點(diǎn)選擇水泥封固段膠結(jié)良好避開套管接箍及扶正器套管腐蝕較輕、無(wú)變形泥巖或砂泥巖井段造斜率的選擇要依據(jù)所用工具的造斜能力，儀器通過(guò)能力，鉆具的抗彎強(qiáng)度及施工和完井要求等。造斜率的設(shè)計(jì)在現(xiàn)有工具造斜率范圍內(nèi)，盡可能選用較高的造斜率，可以縮短造斜段的長(zhǎng)度，提高鉆井速度，實(shí)現(xiàn)安全經(jīng)濟(jì)優(yōu)質(zhì)快速鉆井?？紤]造斜率與井斜角相關(guān)性原理，井斜越大越易造斜，在設(shè)計(jì)時(shí)初始井段的造斜率應(yīng)選較低值，在施工時(shí)用高造斜率的工具保證設(shè)計(jì)造斜率的實(shí)現(xiàn)。造斜率的大小要考慮現(xiàn)有造斜工具的造斜能力，并留有適當(dāng)余地以便進(jìn)行調(diào)節(jié)。根據(jù)油藏特性及工程、地質(zhì)條件，原井狀況以及確定的井眼軌道類型等，造斜率一般在0.2～0.6o/m的范圍內(nèi)。地錨斜向器開窗開窗側(cè)鉆方式優(yōu)化套管段銑器開窗優(yōu)點(diǎn)：段銑井段較長(zhǎng)時(shí)，可用隨鉆儀器隨鉆隨測(cè)，有利于初始井眼的軌跡控制。缺點(diǎn)：裸露井段長(zhǎng)，段銑后需打水泥塞，施工周期長(zhǎng)，工藝復(fù)雜在地層較硬時(shí)側(cè)鉆困難。側(cè)鉆速度快，工藝簡(jiǎn)單，適應(yīng)于一般的開窗側(cè)鉆井；開窗后即可側(cè)鉆出去，且有一定井斜角，有利于造斜減少裸眼段；施工周期短；井下事故少，側(cè)鉆成功率高。目前，勝利油田進(jìn)行開窗側(cè)鉆的井大都是采油中后期的老井。這些老井側(cè)鉆與鉆井過(guò)程中處理井下事故的側(cè)鉆作業(yè)是不相同的，使用的鉆機(jī)也不相同，決定了側(cè)鉆前采用不同的井眼處理方法。側(cè)鉆前的井眼處理擠封油水層段斜器送入固定上部套管試壓嚴(yán)格進(jìn)行通井作業(yè)井眼處理4）工具儀器一體式地錨斜向器段銑器開窗多折面斜向器銑鞋沿第一斜面到達(dá)窗口最大寬度時(shí)，沿垂面銑出最大窗口，而后沿第二斜面完成開窗工作。復(fù)式銑錐開窗液力加壓器測(cè)量?jī)x器：MWD＋＋R小尺寸有線隨鉆電子單多點(diǎn)陀螺測(cè)斜儀組合銑錐是很理想的套管開窗工具，它將開窗、修窗、試鉆一體化，減少了起下鉆趟數(shù)，縮短了施工周期。在開窗工具之上加一段剛性較大、長(zhǎng)度不小于8m、外徑與磨銑工具相匹配的鉆鋌或大鉆桿，可顯著地提高開窗側(cè)鉆速度和效果。各個(gè)磨銑工具尺寸必須一致或盡量保持一致，避免在窗口套管形成臺(tái)階或毛刺而增加窗口修整的工作量。套管開窗有關(guān)技術(shù)參數(shù)的配合有一定的規(guī)律。要提高開窗側(cè)鉆速度，只能提高轉(zhuǎn)速，而不能加壓，且側(cè)出位移超過(guò)所換鉆頭直徑2倍以上，才能起鉆更換鉆具組合等，為今后套管內(nèi)開窗側(cè)鉆提供了有益的借鑒。5）施工經(jīng)驗(yàn)1.技術(shù)概況

2.側(cè)鉆井的技術(shù)優(yōu)勢(shì)與適應(yīng)條件3.套管開窗側(cè)鉆關(guān)鍵技術(shù)4.存在的主要問(wèn)題5.新技術(shù)集成與下步攻關(guān)方向匯報(bào)內(nèi)容側(cè)鉆井老井眼多數(shù)為報(bào)廢井或長(zhǎng)期生產(chǎn)后的低效井，老套管經(jīng)長(zhǎng)期腐蝕后強(qiáng)度下降，再經(jīng)側(cè)鉆過(guò)程起下管柱撞擊或磨損，容易使老套管出現(xiàn)裂縫、漏洞。投產(chǎn)后表現(xiàn)為高含水或者出砂，起下管柱遇阻等,造成側(cè)鉆井使用壽命下降。1、老井套管腐蝕和鉆具磨損，影響側(cè)鉆井使用壽命河43-C4井的彩超成像成果圖現(xiàn)河地區(qū)已發(fā)現(xiàn)9井次，其中2口井報(bào)廢，直接影響正常產(chǎn)量達(dá)200t/d以上。由于側(cè)鉆井受原井眼尺寸的限制，導(dǎo)致在后期完井時(shí)套管與井壁環(huán)形空間小，擠水泥阻力大，影響擠入固井水泥的充分充填，加之側(cè)鉆段都有較大井斜角，固井時(shí)小套管在側(cè)鉆井眼內(nèi)不居中，使固井水泥充填不均勻，影響固井質(zhì)量。2、由于井斜和井眼尺寸的限制，固井質(zhì)量受到影響東辛采油廠92年-目前所投產(chǎn)（含鉆井不成功）的84口井中，有8口井因固井質(zhì)量差成為低效井、無(wú)效井，占總井?dāng)?shù)的9.5%。辛109C28井，解釋鉆遇油層13.8米/4層，油水同層9.1米/3層，但由于固井質(zhì)量不過(guò)關(guān)，99年2月射開純油層2層4.3米,但含水較高。營(yíng)12側(cè)91井99年1月完鉆，固井差，生產(chǎn)1年含水一直高于95.5％，2000年3月進(jìn)行二次固井后，日油16.6噸，含水降到52.2％，但生產(chǎn)3個(gè)月后又失效，含水反彈至95％以上。

統(tǒng)計(jì)現(xiàn)河存在問(wèn)題的側(cè)鉆井中，因出砂嚴(yán)重影響生產(chǎn)的占到7.1%。側(cè)鉆井防砂平均有效期92天，低于普通井平均有效期（6個(gè)月）。防砂問(wèn)題3、防砂及卡封工藝尚不成熟目前對(duì)于輕微出砂油藏，通過(guò)化學(xué)防砂基本可以解決出砂問(wèn)題，目前工藝比較成熟，但對(duì)于出砂相對(duì)嚴(yán)重的油藏，目前采用機(jī)械防砂有一定難度，成功率比較低，一般只能保持在25%左右，并且一般只在7寸套管的側(cè)鉆井實(shí)施。由于側(cè)鉆套管尺寸小，目前尚無(wú)合格的用于改層生產(chǎn)的機(jī)械卡封和丟手工具，因此側(cè)鉆井封堵改層仍是目前側(cè)鉆井改層的主要工藝，但封堵改層存在著成本高、風(fēng)險(xiǎn)大、施工占產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)等問(wèn)題，開發(fā)用于側(cè)鉆井改層生產(chǎn)的機(jī)械卡封和丟手工具勢(shì)在必行。卡封改層工藝一是側(cè)鉆井固井的水泥環(huán)?。?39.7mm套管的水泥環(huán)厚度為38.0mm，95mm套管的水泥環(huán)厚度為24.0mm），抗壓強(qiáng)度達(dá)不到要求，容易造成管外竄。二是目前適合小套管卡封封隔器的承壓低，只有35MPa，沒有適合小套管壓裂的封隔器（要求承壓70MPa以上）。三是側(cè)鉆井小套管壁厚只有6.5mm，抗壓強(qiáng)度低（55MPa），在壓裂過(guò)程中容易造成事故；四是側(cè)鉆井一般井斜較大（約35°以上），在壓裂過(guò)程中造縫非常不規(guī)則，容易造成砂堵。4、壓裂受到諸多條件制約，限制了低滲透油藏的側(cè)鉆井設(shè)計(jì)1.技術(shù)概況

2.側(cè)鉆井的技術(shù)優(yōu)勢(shì)與適應(yīng)條件3.套管開窗側(cè)鉆關(guān)鍵技術(shù)4.存在的主要問(wèn)題5.新技術(shù)集成與下步攻關(guān)方向匯報(bào)內(nèi)容1>新技術(shù)集成(1)擴(kuò)眼技術(shù)

鉆井?dāng)U眼技術(shù)是采用獨(dú)特的擴(kuò)眼工具、常規(guī)尺寸的鉆進(jìn)鉆頭獲得比鉆頭尺寸大的井眼。擴(kuò)眼分為鉆后擴(kuò)眼和隨鉆擴(kuò)眼，可實(shí)現(xiàn)小間隙套管程序設(shè)計(jì)，成本低、安全性強(qiáng)，增大生產(chǎn)套管的尺寸，有利于完井及修井作業(yè)。提高側(cè)鉆井固井質(zhì)量與膨脹管技術(shù)結(jié)合增大側(cè)鉆井完井管柱內(nèi)徑(2)膨脹管技術(shù)

鉆井膨脹管技術(shù)就是通過(guò)在井下將鉆井管柱在徑向膨脹至塑性變形區(qū)域，以達(dá)到增大完鉆套管直徑的技術(shù)。勝利油田在2003年12月5日和2004年1月7日進(jìn)行了T61－C162井和W14－C20兩口側(cè)鉆井的試驗(yàn)研究。驗(yàn)證了膨脹管技術(shù)在側(cè)鉆井完井中應(yīng)用的可靠性，今后在石油鉆井及完井過(guò)程中優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)、減少井下復(fù)雜情況、增大完井井徑及套管修復(fù)，都提供了一個(gè)最新的解決方案?，F(xiàn)河采油廠通61-側(cè)162井段銑井段：1870～1895m窗口：1880m最大井斜：47.96o膨脹前外徑：107.995mm膨脹后外徑：120.83mm膨脹前內(nèi)徑：95.25mm

膨脹后內(nèi)徑：108.97mm

內(nèi)徑膨脹率：14.4%膨脹前長(zhǎng)度：389.37m膨脹后長(zhǎng)度：383.25m裸眼井徑：140mm膨