侧钻井技术课件.ppt

侧钻井技术,钻井工艺研究院,1.技术概况 2.侧钻井的技术优势与适应条件3.套管开窗侧钻关键技术4.斜向器开窗侧钻井施工流程5.存在的主要问题、新技术集成与下步攻关方向,汇报内容,侧钻井具有节约投资、中靶精度高、经济可采剩余油富集规模要求小等优势，特别适合挖掘断块小屋脊、小夹角、小高点、井间滞留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。,侧钻井是指使用专门井下工具，从老井内侧钻而成的井。,侧钻水平井是指使用专门井下工具，从老井内侧钻而成的水平井。它是在侧钻井技术、水平井技术和小井眼技术的基础上发展起来的代表九十年代钻井水平的新技术，不仅能使老井复活，而且可以大幅度提高单井产量和采收率。,侧钻（井）技术的应用范畴,工程原因开发需要地质需要特殊工艺井,侧钻井的种类,裸眼侧钻套管开窗侧钻,套管下裸眼侧钻,拔套管裸眼侧钻,斜向器开窗侧钻,套管段铣侧钻,国外侧钻井发展概况 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）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侧钻井所占比例在逐年增加。,90年代美国几种钻井新技术发展速度对比,国外状况,开窗侧钻常用钻机,修井机小型钻机连续油管作业机,国内侧钻井发展概况 国内从50年代末、60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、定向侧钻到侧钻水平井三个发展阶段。,玉门新疆辽河,胜利油田自1990年侧钻第一口井永12侧12井以来， 陆续进行了侧钻井挖潜试验，到97年共侧钻21口井，其中7口井投产获得成功。,永12侧12生产曲线,套坏关井,1998年以来，由于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，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、节约钻井成本等方面的优势逐渐体现出来，目前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。,截至到2006年9月，胜利油区共投产侧钻井510口。,“八五”14口,“九五”122口,“十五”326口,1.技术概况 2.侧钻井的技术优势与适应条件3.套管开窗侧钻关键技术4.斜向器开窗侧钻井施工流程5.存在的主要问题、新技术集成与下步攻关方向,汇报内容,a)使死井复活，老井更新，保持和完善原有井网b)能强化采油，延长油藏开采年限，提高最终原油采收率c)充分利用老井上部井眼，大幅度降低钻井成本d)充分利用老井场和地面设施，节约投资，保护环境e)获得新的地质资料，为重新认识油层提供依据,技术优势,适用条件,在井型的选择上，为了挖掘剩余油潜力可细分为五种类型：断失层局部微构造高点井间剩余油滞留区老井部分生产层段报废，原井仍有潜力的层系井网不完善的潜力层,结合剩余油分布特征及地面和井筒条件，优化侧钻井挖潜模式,侧钻断失层,侧钻微构造高点,加深侧钻,老井更新侧钻,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。,裸眼段长度1000m，一般为300-500m,侧钻井井斜角50，一般为25-40,开窗点必须处在泥岩段，泥岩段厚度5m、固井质量良好,开窗点井斜角应小于5度，井斜方位要与侧钻目的层方位基本一致,老井必须有油层套管，套管尺寸139.7mm,中高渗透储层、剩余可采储量大于5000吨,1.技术概况 2.侧钻井的技术优势与适应条件3.套管开窗侧钻关键技术4.斜向器开窗侧钻井施工流程5.存在的主要问题、新技术集成与下步攻关方向,汇报内容,侧钻井设计标准,构造图,断面图,油藏剖面图,地震剖面图,砂体等厚图,油层水淹图,目前管柱,钻井设计数据表,油层数据表,新井预测数据表,老井井史情况表,邻井生产情况表,井身结构图,1)优化设计技术,1)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，选择能沿断层上升盘实施侧钻的老井，尽量沿各层系局部高点多穿油层。,针对处于构造腰部的井间滞留区及井网不完善的潜力层，重点考虑井网的完善，井距合理，靶点应设计在井间剩余油较为富集的地区。,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。,2)进行老井综合校正，消除老井井斜影响,复杂断块老区剩余油条带窄一般不足百米，距离断层、微构造的高点的距离也比较近，必须考虑老井井斜的影响。,老井井斜的陀螺校正测井与地震资料的对比校正消除补心差别的补心高校正,通过校正，做到主断棱、井间构造、局部构造、油水边界四落实，进而保证老井侧钻效果。,梁11-105屋脊井位部署图（沙二7）,陀螺测井之前,陀螺测井之后,利用这些资料校正实际地下井点，构造鞍部消失，含油面积扩大0.1Km2，石油地质储量增加10万t，剩余可采储量由原来的1万t增加到4万t。,井身轨迹数据对比表,重新认识了油水关系及开发动态矛盾，发现在主力油层沙二6-7尚有较大潜力，侧钻井井数由原来的1口增加到4口，增加可采储量4x104t，初增油能力89t/d，采油速度提高了9.5%，综合含水下降了15.6%，开发效果显著提高。,3）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、水平位移较大且有特殊要求的侧钻井。,轨迹类型优化,直井段侧钻段增斜段,直井段侧钻段增斜段稳斜段,直井段侧钻段增斜段稳斜段降斜段,适合于开窗点距目的层在200米以内、水平位移不大的侧钻井,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,开窗点选择,根据造斜马达的造斜能力和井眼轨迹控制的技术水平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，,开窗点选择,水泥封固段胶结良好,避开套管接箍及扶正器,套管腐蚀较轻、无变形,泥岩或砂泥岩井段,造斜率的选择要依据所用工具的造斜能力，仪器通过能力，钻具的抗弯强度及施工和完井要求等。,造斜率的设计,在现有工具造斜率范围内，尽可能选用较高的造斜率，可以缩短造斜段的长度，提高钻井速度，实现安全经济优质快速钻井。,考虑造斜率与井斜角相关性原理，井斜越大越易造斜，在设计时初始井段的造斜率应选较低值，在施工时用高造斜率的工具保证设计造斜率的实现。,造斜率的大小要考虑现有造斜工具的造斜能力，并留有适当余地以便进行调节。,根据油藏特性及工程、地质条件，原井状况以及确定的井眼轨道类型等，造斜率一般在0.20.6/m的范围内。,斜向器开窗,开窗侧钻方式优化,套管段铣器开窗,优点：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。缺点：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困难。,侧钻速度快，工艺简单，适应于一般的开窗侧钻井；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；施工周期短；井下事故少，侧钻成功率高。,锻铣开窗,锻铣器,水泥塞,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,铣锥,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,套管开窗工具,磨铣开窗工具,锻铣开窗工具,套管开窗工具斜向器,开窗多折面斜向器铣鞋沿第一斜面到达窗口最大宽度时，沿垂面铣出最大窗口，而后沿第二斜面完成开窗工作。,复式铣锥开窗,一体式地锚斜向器,段铣器,测量仪器：MWDR小尺寸有线随钻电子单多点陀螺测斜仪,4）工具仪器,专用钻具、钻头,1.技术概况 2.侧钻井的技术优势与适应条件3.套管开窗侧钻关键技术4.斜向器开窗侧钻井施工流程5.存在的主要问题、新技术集成与下步攻关方向,汇报内容,开窗侧钻工艺流程,（1）通井、通径、试压,（2）测陀螺,（3）开窗侧钻,（4）定向钻进,（5）完井作业,选井及工程设计,审查原井内管柱尺寸、深度、结构、井下是否有落物、套管有无损坏、开窗位置是否有水泥封固、是否需避开套管接箍等情况。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、井身质量、固井质量要求等。了解井场周围有无注汽、注水井、采注井井口压力，以便及时联系停注。,1）前期准备,1）前期准备,（4）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，是否还有其它特殊需要等。（5）了解井控有关要求、油气层保护措施、环境保护措施。（6）了解对钻井液的性能要求、钻井液种类、技术措施。（7）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。,2）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，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，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，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。,接井。检查井口配件，清点数量，有无损坏及损坏程度。 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30米。打水泥塞。在窗口以下10米处打水泥塞，防止井漏或井涌。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。,3）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放，以免损坏工具；下钻要平稳，严禁中途顿钻、溜钻和猛刹钻柱，遇阻不能强下，遇阻不超过 20kN；下钻期间严禁转动钻具/开泵循环。,4）下斜向器,（3）定向 斜向器下至设计井深，按定向工程师要求逆时针方向旋转钻具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，开泵憋压到15-18Mpa，稳压5min，压降不超过1Mpa，如果压降过快，反复开泵憋压到15-18Mpa即可，井口缓缓释放泵压，观察泵压下降至0Mpa。 （5）丢手、起钻,4）下斜向器,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。磨铣参数初始开窗段（0-1m）：钻压（5-20kN） 转速（50-70rpm）。中间开窗段：钻压（5-80kN） 转速（50-70rpm）。出窗段：钻压（5-25kN） 转速（50-70rpm）。修窗作业：转速（50-110rpm） 。排量按钻进排量即可。,5）开窗作业,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。 提起钻具至斜向器顶部1m左右，开泵和开动转盘，转盘转速50-70rpm，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2-3次反复修整窗口，直至起下钻具阻挂不超过5-20kN，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5-20kN。,5）开窗作业,注意事项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。 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“关闭”。 注意分析砂样中的铁屑、岩屑的形状、数量，及时了解开窗进程，并根据铁屑的大小和形状及时调整作业参数。,5）开窗作业,下钻与保护窗口 下钻最好选用球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）裸眼钻进,造斜段井眼轨迹控制,PDC钻头+单弯螺杆+定向接头+无磁钻铤+承压钻杆+加重钻杆+钻杆,钻具组合,钻井方式,井下动力驱动,钻 进 参 数,钻压20-40KN,排量10-12L/S,泵压12-15MPa,裸眼钻进轨迹控制技术,稳斜段井眼轨迹控制,D118mm单牙轮钻头 +D116mm扶正器 +D88.9mm短钻铤 +D116mm扶正器 +托盘接头 +D88.9mm无磁抗压钻铤 +D116mm扶正器 +承压钻杆 +D73mm加重钻杆 +D73mm钻杆,钻具组合,钻井方式,转盘驱动,钻 进 参 数,钻压30-50kN,转速40-60r/min,排量12-14L/S,泵压12-15MPa,裸眼钻进轨迹控制技术,1.技术概况 2.侧钻井的技术优势与适应条件3.套管开窗侧钻关键技术4.斜向器开窗侧钻井施工流程5.存在的主要问题、新技术集成与下步攻关方向,汇报内容,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,造成侧钻井使用寿命下降。,（1）老井套管腐蚀和钻具磨损，影响侧钻井使用寿命,河43-C4井的彩超成像成果图,现河地区已发现9井次，其中2口井报废，直接影响正常产量达200t/d以上。,1存在问题,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环形空间小，挤水泥阻力大，影响挤入固井水泥的充分充填，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，使固井水泥充填不均匀，影响固井质量。,（2）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92年-2007年所投产（含钻井不成功）的84口井中，有8口井因固井质量差成为低效井、无效井，占总井数的9.5%。,辛109C28井，解释钻遇油层13.8米/4层，油水同层9.1米/3层，但由于固井质量不过关，99年2月射开纯油层2层4.3米,但含水较高。 营12侧91井99年1月完钻，固井差，生产1年含水一直高于95.5，2000年3月进行二次固井后，日油16.6吨，含水降到52.2，但生产3个月后又失效，含水反弹至95以上。,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7.1%。侧钻井防砂平均有效期92天，低于普通井平均有效期（6个月）。,防砂问题,（3）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决出砂问题，目前工艺比较成熟，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，成功率比较低，一般只能保持在25%左右，并且一般只在7寸套管的侧钻井实施。,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卡封和丢手工具势在必行。,卡封改层工艺,一是侧钻井固井的水泥环薄（139.7mm套管的水泥环厚度为38.0mm，95mm套管的水泥环厚度为24.0mm），抗压强度达不到要求，容易造成管外窜。 二是目前适合小套管卡封封隔器的承压低，只有35MPa，没有适合小套管压裂的封隔器（要求承压70MPa以上）。 三是侧钻井小套管壁厚只有6.5mm，抗压强度低（55MPa），在压裂过程中容易造成事故； 四是侧钻井一般井斜较大（约35以上），在压裂过程中造缝非常不规则，容易造成砂堵。,（4）压裂受到诸多条件制约，限制了低渗透油藏的侧钻井设计,2新技术集成,(1)扩眼技术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寸大的井眼。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、安全性强，增大生产套管的尺寸，有利于完井及修井作业。,提高侧钻井固井质量与膨胀管技术结合增大侧钻井完井管柱内径,（2）套管侧钻井大通径尾管钻完井配套技术,(3)膨胀管技术钻井膨胀管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，以达到增大完钻套管直径的技术。胜利油田在2003年12月5日和2004年1月7日进行了T61C162井和W14C20两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、增大完井井径及套管修复，都提供了一个最新的解决方案。,现河采油厂通61-侧162井,段铣井段：18701895m 窗口：1880m,最大井斜：47. 96o,膨胀前外径：107. 995mm膨胀后外径：120.83mm膨胀前内径： 95.25mm 膨胀后内径： 108.97mm 内径膨胀率： 14.4%膨胀前长度： 389.37m膨胀后长度： 383.25m,裸眼井径：140mm,膨胀时间：2003年12月6日,2009年8月7日在永3-侧斜104井，膨胀套管下深1602.5m至2089m，总长486.5m，刷新了国产膨胀管现场施工记录！,3下步攻关方向,四是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,三是开展小套管内分层卡封、射孔、防砂等配套工艺技术研究,二是开展实体膨胀管、可膨胀防砂管完井技术的攻关研究和国产化配套,一是优化扩眼工具、改进固井工艺，切实提高侧钻井固井质量,谢 谢！,