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轨迹可控●可测●1.5m超短半径●可筛管固井柔性钻具径向钻井技术上海巨龙石油技术有限公司濮阳市中江电子机械有限公司1在世界范围内，油气资源品质的劣质化在加剧，突出的表现在目前发现的储量多数低渗透范畴；已开发的多数常规油田都已进入开采后期，“三低一高”问题日益突出(产量低、采收率低、经济效益低、含水高），“薄、小、低、难”储量已成为接替储量的重点；非常规油气资源（煤层气、页岩气、致密油和气）的有效利用，迫切需要水平井+分段压裂增产技术。而研制先进、经济、有效的水平井钻井技术、最大限度的裸露产层，为增产措施提供合格的井筒无疑是当务之急。3把单根长度0.15m钻杆通过柔性连接组合成下井钻具，用已获专利特制钻头在可回收斜向器（已获专利）的导引下在7或51／2英寸套管井内完成曲率半径1.5m的水平井。4外径98mm内径30mm抗扭矩20000Nm适用钻压10t外压20MPa，内压20MPa，抗拉强度120t5影片演示6地面演示1、大、中修设备，钩载60t以上2、陀螺仪定方位装置,校深测量仪器3、满足相应排量的泥浆泵、或水泥车781、可在井深3500m以内的7或51／2英寸套管井中施工；2、水平段长度可达50~150m，井眼直径114mm；3、窗口长度小于220mm,对套管的损害低；4、整个侧钻过程中的方位和轨迹可控、可测量；5、在同一口井内实现多个分支,钻遇多个目的层；6、使用250、65B等中修设备可完成钻井作业，费用低廉。91、方位控制开窗阶段：陀螺仪定造斜器方位，开窗造斜阶段：机械单弯结构钻进阶段：两项技术确保误差1%以内10112、轨迹（倾角）控制●造斜阶段1、每个柔节之间有着固定的角度2、用弧度长确定钻进倾角3、倾角=造斜柔节数×单节角度12●上倾角钻进（如95°）1.5m×2×3.14×95/360=2.48m(遇阻进尺)●水平钻进（90°）1.5m×2×3.14×90/360=2.35m(遇阻进尺)●下倾角钻进（如87°）1.5m×2×3.14×87/360=2.28m(遇阻进尺)132、轨迹（倾角）控制●钻进阶段1、柔性钻具在水平段完全没有“钟摆力”2、专利稳定钻头+特制芯体，确保径向误差小于1%153、可以实现测斜仪测量轨迹●特制连续多点测斜仪16老井改造，可以使用储层产出液体，最大限度保护储层无“钟摆力”作用，钻井工艺中对泥浆的要求大大降低.17也可下入特制柔性套管一般采用裸眼完井18平面发育稳定油水气分布清楚断层清晰出砂不严重上下隔层发育良好厚度1.5m以上产层要求砂岩碳酸岩泥质粉砂岩煤层泥页岩适用地层柔性钻具径向钻井技术适应性非常规油气领域钻煤层气井、页岩气水平井改低效直井为水平井1、对低渗透油层，稠油层、复杂断块油层、薄油层、致密油层、天然裂缝油层特别是不均质油层等可以改变油流状态，减小油流阻力，提高油井产量，最终提高采收率。经济和社会效益212、减少打新井，减少土地占用。降低油井管理费用。3、对于水井可以有效降低注水压力，提高注水量。4、一般井深可用大修、中修设备施工，施工时间短。大量节约费用。经济和社会效益22●在已经施工的油井中，平均单井产量提高2~6倍。应用领域1、油井增产23对于低渗透油层，可显著增加注水量，降低注水压力。24●套变井：可以配套使用我们自主开发的专利技术—液压套管整形技术，使70%以上的套变井经过修井后直接开窗侧钻。●错断井：251、直井钻井完井（7″）2、应用柔性钻具技术钻多分支井3、多分支井下入筛管完井4、成本对比：a、直井钻井费用：500万元，多分支侧钻费用：300万元，共计：800万元b、常规水平井费用：1500万元c、每口井节约：700万元d、管理简单：相当于直井管理●曲率半径：1.5m●水平通道长度150m以内271、窗口以上部分套管无严重变形，避开严重出砂层2、油层厚度要求：2m以上（可打一个分支）3、井深3500m以内。边、底水情况清晰4、油层温度小于138°选井条件28优选井网相对完善，能建立有效注采关系的井,且能提高方向性储量动用。1、井组优选选井注意事项1、平面上优选注水有效区或邻近有效区钻井、尽量避开水流密集区、优势渗流区。2、老井井斜对径向钻井的方位优化至关重要。所以对原井眼的轨迹要进行测陀螺复核。2、平面优化选井注意事项3、平面井距大，注水不见效，低产液井或注水困难，注水压力高。实施以增大泄油面积，降低注水压力，建立有效的注采关系。4、注采井距不一的井组均衡注采井距为到合理范围。5、储层变化快，非均质强，向物性差的方向径向钻井。2、平面优化选井注意事项321、选取水淹轻、动用差的层或对应水井吸水差的层钻井；2、地层倾角大的层，选择油层顶部钻井。3、地层倾角小的，油层中部钻井。4、吸水差的层实施径向钻井，可均衡吸水剖面。3、纵向优化1、选取薄层进行钻井时，应尽量选取沿等高线方向钻井。2、沿注水主流线方向钻井，可缩小注采井距。3、垂直于注水主流线方向钻井，可增加泄油面积，増加井组控制储量。4、径向方向优化1）剩余油富集区，通过径向钻井，增大泄油面积。2）夹层过薄，或地应力方向非需要调整方向，不能实施压裂。3）井距过大，需要通过径向钻井缩小井距。4）注水井压力高或层间非均质性强，纵向无法有效动用，选择吸水差的层钻井，实现储量的均衡动用。5）产量高、生产稳定的井层不宜实施。5、根据不同情况分类优化选井全过程油层保护，防止地层污染。（1）根据储层物性优选防膨剂，防止粘土膨胀优选配伍性能好，防膨率高的防彭剂，防止钻井过程中的储层伤害。（2）配套解堵技术，解除完井堵塞实施防水锁酸化与氮气泡沫返排联作技术，彻底清洗井筒，防止钻屑颗粒堵塞，解除低渗透储层水锁伤害，提高储层渗流能力。6、油层保护侧钻前基本情况HH101井长6层日产液1.4t，日产油0.5t，含水率64.3%，本阶段累积产液1490.84t，累积产油458.27t。37实施实例:HH101井侧钻目的与要求①开展侧钻水平井工艺试验，探索红河油田长6油藏的有效开发方式。②评价长6层多分支侧钻水平井与直井压裂后开采的单井产能差异。③评价红河油田长6层侧钻柔性钻杆水平井开发的技术、经济可行性。38HH101井图1HH101井侧钻各分支在平面上的相对位置示意图39水平段=50～100m第1分支，开窗斜深1925m，方位90°R1水平段=50～100m水平段=50～100m第2分支，开窗斜深1923m，方位135°第3分支，开窗斜深1921.5m，方位195°R3R2人工井底=1980m红河101井侧钻三分支示意图40HH101井侧钻后日产油统计表(2013年)日期抽时/h产液/m3含水/％产油/t3月21日2410.67910.963月22日2410.67910.963月23日249.86851.483月24日249.87851.483月25日2410.58901.583月26日2410.58901.583月27日2410.58831.793月28日249.85861.383月29日249.85861.383月30日249.85811.873月31日249.85801.974月1日249.5811.804月2日249.5801.94月3日249.0801.84月4日249.0801.84月5日249.0811.714月6日249.0811.714月7日249.0801.84月8日249.0811.714月9日249.0811.7141日产液日产油侧钻前1.4t0.5t侧钻后9.0t1.7t效果对比6.4倍3.4倍42●为一口油井●该井套管错断●错断点位于油层中上部●论证分析该井油层有潜力444546●按照甲方的要求，只需钻进25m，最后实际钻进28m。●原油日产量由侧钻前的1.75吨，施工后达到4.87吨。●到目前产量还持续稳定在该水平。4748汇报完毕！敬请各位领导、专家批评指正！目前，主要的水平井技术有：●常规水平井和侧钻水平井技术●水力喷射径向井技术●常规水平井和侧钻水平井技术：1、费用高、时间长。2、要求使用泥浆，污染油层。3、摩擦阻力大、后期使用和修井困难。●水力喷射径向井技术1、面对不均质岩层时轨迹无法控制。2、无法测量轨迹3、无法打上、下倾角孔、4、孔径小