水平井钻井技术研究多媒体.ppt

水平井设计培训,黄根炉中国石油大学（华东）石油工程学院,主要内容,第1讲 水平井概述第2讲 定向井、水平井的基本概念第3讲 水平井钻井的工具和仪器第4讲 井眼轨迹的计算及其误差第5讲 水平井轨道设计方法第6讲 水平井轨迹控制技术第7讲 旋转导向钻井和地质导向钻井简介,第1讲 水平井概述,一、水平井的定义二、水平井开发的技术优势三、适合水平井开发的油藏类型四、水平井的分类及特点五、水平井钻井的主要困难,一、水平井的定义,定义：“井眼轨迹达到水平以后，井眼继续延伸一定长度的定向井”“达到水平”指井斜角达到90左右，并非严格的90；“延伸一定长度”一般是在产层内延伸，并且延伸长度要大于产层厚度6倍，才可能超过直井的效益；,二、水平井开发的技术优势,水平井可显著提高单井产量主要原因是油层裸露面积大，因而泄油面积大；水平井要求水平井段长度，应该大于油层厚度的6倍，否则可能效益不好；全世界水平井产量比相邻直井提高的倍数，平均为6倍；最高可达20多倍；,二、水平井开发的技术优势,水平井可使一批没有开采价值的油藏具有开采价值垂直裂缝为主的裂缝油藏：例如Rospo-Mare油藏；建井投资很大的油藏：例如海上建立平台成本很高，如果单井产量低，就没有开采价值。可考虑用水平井开采。例如我国南海的流花油田，油层厚39.1米，LH11-1-3直井产量467方/日，第二天就见水。经评价，无开采价值；打大斜度井，产量可以提高，但也很快见水；打水平井，水平段长599.5米，产量1210方/日，效益比较好；,二、水平井开发的技术优势,3.避免水锥气锥，并使一批老井返青，死井复活直井采油后期的问题之一就是水锥，还有气锥；水平井可以避免水锥和气锥；老井返青，死井复活，主要是利用上部井筒，钻侧钻水平井，开采剩余油；荷兰的Helder油田，底水油藏，后期生产含水率平均达到94%，基本没有效益。在11口老井上，通过侧钻水平井，二次完井，老井复活，含水率降到10-20%，40田收回侧钻井成本，效益很好。90年代初估计，美国9万口枯竭油井，其中有6-7万口可以利用侧钻水平井复活。美国人70 年代预言，美国石油将在2000年枯竭。水平井技术出现后，认为该时间至少可以推迟100年。,二、水平井开发的技术优势,4.水平探井可钻穿多层陡峭的产层，可以实现“一井多探”埕科一井是我国第一口水平探井，完钻井深2650.13m，位移1005m，水平段长505m，水平段钻穿19个油层中穿211.5m 试油，第二十号 获230吨/日高产量,二、水平井开发的技术优势,5.水平井开发稠油油藏，有利于热量线的均匀推进,二、水平井开发的技术优势,6.水平井注水注气有利于水线的均匀推进7.有利于更好地了解目的层的性质8.有利于环境保护,三、适合水平井开发的油藏类型,薄砂岩油藏有底水、气顶的砂岩油藏裂缝性碳酸盐岩油气藏有垂直裂缝带的页岩油藏浅层未胶结砂岩沥青型稠油油藏储量很少的海上油藏,四、水平井的应用类型,阶梯式水平井 临2-平1井:兩個水平段高差相差10.10m，共钻穿上下两个油层累计厚度390.50m。仅投产下部一个油层199.0m水平段，初产原油115.0吨，相当于邻井的 45倍,四、水平井的应用类型,大位移水平井埕北21-平1井 完钻井深4837.4m，井底垂深2633.91m，水平位移与垂深比为1.2:1。水平位移达到3167.34m。,四、水平井的应用类型,连通水平井 顺井是江苏省洪泽的一口开采芒硝的直井，井深m，含芒硝层段m，结合这种矿藏的开采特点，决定打一口与其相连的水平井顺平井，两井口地面距离m，实施连通的过程中，采用了多项钻井新技术，用6钻头钻进至井深m处实现双井连通，投产后技术 经济效益十分明显，顺平井是顺井单井产量的倍。目前已完成这种类型的井10多口,四、水平井的应用类型,侧钻水平井草侧平井 在7套管内进行开窗的，采用锻铣工具锻铣开窗口后钻成水平井，平均造斜 率为19.14/30 m，最高造斜率达到31.19/30m，接近短半径水平井的造斜率。本井设计井深.m，垂深.m，水平段长m。,四、水平井的应用类型,三维绕障水平井 胜利钻井在所完成的水平井中，近五分之一的是三维绕障水平井最大绕度达 93 年12月在单家寺油田试验并钻成了第一口三维设计的中半径水平井单 2-平 1 井，之后又在草桥油田整体设计和开发的水平井平台上及其它地区相继钻成了三维水平井18口,五、水平井的分类及特点,1.水平井的类型长半径中半径短半径超短半径,五、水平井的分类及特点,1.水平井的类型,注意：类别名称，不再有“曲率”二字。不再使用“大、中、小”，而使用“长、中、短”。,五、水平井的分类及特点,2.各类水平井的工艺特点,五、水平井的分类及特点,3 各类水平井的优缺点对比长半径水平井,优点 缺点 1穿透油层段最长(可以1000米)1井眼轨道控制段最长2使用标准的钻具及套管 全井斜深增加最多3“狗腿严重度”最小 钻井费用增加4使用常规钻井设备 各种下部钻具组合较长5可使用多种完井方法 不适合薄油层和浅油层6可采用多种举升采油工艺 转盘扭矩较大7测井及取芯方便 套管用量最大8井眼及工具尺寸不受限制 穿过油层长度与总水平 位移比最小,五、水平井的分类及特点,3 各类水平井的优缺点对比中半径水平井,优点 缺点 1 进入油层时无效井段较短 1要求使用MWD测量系统2 使用的井下工具接近常规工具 要求使用抗压缩钻杆3 使用动力钻具或导向钻井系统 4 离构造控制点较近5 可使用常规的套购及完井方法6 井下扭矩及阻力较小7 较高及较稳定的造率8 井眼轨迹控制井段较短9 穿透油层段较长（1000米）10 井眼尺寸不受限制11 可以测井及取芯12 从一口直井可以钻多口水平分枝井13 可实现有选择的完井方案,五、水平井的分类及特点,3 各类水平井的优缺点对比短半径水平井,优点 缺点 1 井眼曲线段最短 1非常规的井下工具2 侧钻容易 非常规的完井方法3 能够准确击中油层目标 穿透油层段短（120180米）4 可以钻多口水平分枝井 井眼尺寸受到限制5 直井段与油层距离最小 起下钻次数多6 可用于浅油层 需用顶部驱动系或动力水龙头7 全井斜深最小 井眼方位控制受到限制8 不受地表条件的影响 目前还不能进行电测,六、水平井的主要难度 1.水平井轨迹控制要求高、难度大,要求高，是指轨迹控制的目标区的要求高。普通定向井的目标区是一个靶园，井眼只要穿过此靶园即为合格。水平井的目标区则是一个扁平的立方体，如图所示，不仅要求井眼准确进入窗口，而且要求井眼的方位与靶区轴线一致，俗称“矢量中靶”。,六、水平井的主要难度 1.水平井轨迹控制要求高、难度大,难度大，是指在轨迹控制过程中存在“两个不确定性因素”。轨迹控制的精度稍差，就有可能脱靶。所谓“两个不确定性因素”，一是目标垂深的不确定性，即地质部门对目标层垂深的预测有一定的误差；二是造斜工具的造斜率的不确定性。这两个不确定性的存在，对直井和普通定向井来说，影响不大，但对水平井来说，则可能导致脱靶。难度大的另一个原因，水平井的井眼曲率比普通定向井要高得多，造斜的难度要大得多，需要水平井特殊的造斜工具。这一方面要求精心设计水平井轨道，一方面要求具有较高的轨迹控制能力。,六、水平井的主要难度 2.管柱受力复杂,.由于井眼的井斜角大，井眼曲率大，管柱在井内运动将受到巨大的摩阻，致使起下钻困难，下套管困难，给钻头加压困难。.在大斜度和水平井段需要使用“倒装钻具”，下部的钻杆将受轴向压力，压力过大将出现失稳弯曲，弯曲之后将摩阻更大。.摩阻力、摩扭矩和弯曲应力将显著地增大，使钻柱的受力分析、强度设计和强度校核比直井和普通定向井更为复杂。.由于弯曲应力很大，在钻柱旋转条件下应力交变，将加剧钻柱的疲劳破坏。这就要求精心设计钻柱，严格按规定使用钻柱。,六、水平井的主要难度3.泥浆密度窗口变小，易出现井漏和井塌,地层的破裂压力和坍塌压力随井斜角和井斜方位角而变化。在原地应力的三个主应力中，垂直主应力不是中间主应力的情况下，随着井斜角的增大，地层破裂压力将减小，坍塌压力将增大，所以泥浆密度选择范围变小，容易出现井漏和井塌。在水平井段，地层破裂压力不变，而随着水平井段长度的增长，井内泥浆液柱的激动压力和抽吸压力将增大，也将导致井漏和井塌。这就要求精心设计井身结构和泥浆参数，并减小起下管柱的压力波动。,六、水平井的主要难度3.泥浆密度窗口变小，易出现井漏和井塌,垂直主应力是中间主应力的情况：随井斜角增大，破裂压力也增大。,六、水平井的主要难度3.泥浆密度窗口变小，易出现井漏和井塌,垂直主应力是最大主应力，两个水平主应力相等的清况。,六、水平井的主要难度3.泥浆密度窗口变小，易出现井漏和井塌,垂直主应力是最大主应力，两个水平主应力不相等的情况,六、水平井的主要难度3.泥浆密度窗口变小，易出现井漏和井塌,垂直主应力是最小主应力。,六、水平井的主要难度3.泥浆密度窗口变小，易出现井漏和井塌,六、水平井的主要难度4.岩屑携带困难,由于井眼倾斜，岩屑在上返过程中将沉向井壁的下侧，堆积起来，形成“岩屑床”。特别是在井斜角4560的井段，已形成的“岩屑床”会沿井壁下侧向下滑动，形成严重的堆积，从而堵塞井眼。这就要求精心设计泥浆参数和水力参数。,六、水平井的主要难度4.岩屑携带困难,水平井眼内洗井区的划分：第一洗井区：井斜角0450（0300），与普通定向井相同。不存在岩屑床。钻井液流变性的影响较大。在层流状态下，提高泥浆的动塑比，有利于携带岩屑。洗井方式与打直井或普通定向井相同。上部岩性较软，井壁易冲蚀，最好采用平板层流方式洗井。,六、水平井的主要难度4.岩屑携带困难,水平井眼内洗井区的划分：2.第二洗井区：井斜角450550（300600），这是水平井最复杂的井段，不仅存在岩屑床，而且岩屑床还要下滑，在一定位置堆积起来，严重堵塞井眼。最重要的因素是钻井液的动力效应，即提高钻井液排量。没有岩屑床是不可能的，关键在不让岩屑下滑。实验和现场经验证明，止动返速为0.81.0m/s。,六、水平井的主要难度4.岩屑携带困难,水平井眼内洗井区的划分：第三洗井区：井斜角550900（60900），存在岩屑床，但不会出现岩屑下滑。在岩屑上返过程中，在重力作用下总要下沉，如果排量不足就会使岩屑床不断加厚。所以关键在于加大排量，保证紊流洗井，控制岩屑床的厚度，保证循环畅通。研究表明，安全钻进的最大岩屑床厚度应该小于2cm。,六、水平井的主要难度4.岩屑携带困难,影响携岩效果的因素：井斜角的影响：由于井斜角的影响，形成了三个洗井区。最复杂的是第二洗井区。顺利钻过第二和第三洗井区的关键在于大排量。钻柱偏心的影响：在大斜度和水平井中，钻柱总是偏向井壁下侧，钻井液流动主要在上侧方向的环空中，所以偏心不利于清除岩屑床。钻柱旋转的影响：钻柱旋转有利于搅动岩屑床，所以是有利于携岩的。钻柱尺寸的影响：钻柱尺寸大，环空间隙小，相同排量条件下返速高，有利于屑岩。,六、水平井的主要难度5.保证固井质量的难度大,水平井固井存在的主要问题：套管可以安全通过的最大井眼曲率计算；顺利将套管下入井内问题；套管在井内的居中问题；环形空间充满水泥浆问题；井眼高边的自由水通道问题；,六、水平井的主要难度5.保证固井质量的难度大,解决套管顺利下入问题的措施：尽可能钻出圆滑的井眼轨迹，避免蛇形井眼和阶梯形井眼；使用摩阻摩扭模型进行模拟计算和预测；下套管前进行充分的洗井，清除井内岩屑；有条件时可采用边下套管边 循环泥浆；采用套管“漂浮”技术；采用滚轮扶正器技术；有人提出使用铰接接头的柔性套管；,六、水平井的主要难度5.保证固井质量的难度大,提高注水泥质量措施：使用套管扶正器；在弯曲段和水平段，至少一根套管一个扶正器，或两根套管三个扶正器；使用零自由水的水泥浆；使用长段隔离液（在井内有200米300米长），充分清除泥浆；注水泥前至少循环三周，充分洗净井眼；,从循环泥浆转换到注水泥浆，最好不要停泵，尽量减少井内泥浆的静止时间（触变性问题）；在保证不压裂地层的条件下，使用大排量紊流注水泥注水泥过程中，在可能的条件下，采用上下提放或旋转套管,六、水平井的主要难度6.井下缆线作业困难,这主要指完井电测和射孔困难。在大斜度和水平井段，测井仪器不可能依靠自重滑到井底。钻进过程中的测斜和随钻测量，均可利用钻柱将仪器送至井下。射孔测试时亦可利用油管将射孔枪弹送至井下。只有完井电测时井内为裸眼，仪器难以送入。目前解决此问题的方法有多种,利用钻柱送入是主要方法，但仍不甚理想。,六、水平井的主要难度6.井下缆线作业困难,一般水平井钻进都有MWD。更先进的要有LWD，即随钻测井，可解决完井侧井问题。右图：中间是MWD部分；两端是LWD部分。,中子,泥浆脉冲短节,伽吗,电阻率,井斜与方位,马达,钻压扭矩,密度,六、水平井的主要难度6.井下缆线作业困难,钻杆测井系统：以斯伦贝谢的钻杆侧井系统为代表。仪器及其保护套，与钻杆下端相连接；下钻将仪器送入欲测层段；从钻杆内下入带加重杆的测井电缆，电缆下端的接头与已经下入的仪器上端的湿式接头联接。电缆下入过程中可开泵循环推动电缆下入；电缆上端从位于垂直井段的侧入接头进入钻杆内部。一面上提钻杆，一面上提电缆，一面进行侧井。湿式接头是关键部件，技术较为复杂；,六、水平井的主要难度6.井下缆线作业困难,挠性管测井系统：挠性管中预先装设电缆，管前端与标准测井仪器联接；可在裸眼中进行测井；挠性管的下入由滚筒控制；缺点是挠性管受刚性影响，难以承受大的轴向压力，不可能太长，测井深度有限；,六、水平井的主要难度6.井下缆线作业困难,这也是钻杆传送系统的一种，可在裸眼内进行测井。所有仪器均在一个保护套内。保护套与钻杆连接并下入。仪器上端与电缆连接，电缆通过钻杆水眼，并从旁通接头引入环空，到达仪器车。旁通接头必须保证在套管内。,旁通接头,电插件,补偿密度侧井,双感应侧井仪,钻杆,推进器法,六、水平井的主要难度7.完井方法选择和完井工艺难度大,水平井井眼曲率较大时，套管将难以下入，无法使用射孔完井法，将不得不采用裸眼完井或筛管完井法等。这将使完井方法不能很好地与地层特性相适应，将给采油工艺带来困难。,