套管开窗侧钻井

王敏生钻井工艺研究院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.存在的主要问题5.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。管外封隔器丢手工具悬挂器水层坐封工具井壁小套管注水泥箍侧钻井是指使用专门井下工具，从老井套管内侧钻而成的井。侧钻水平井是指使用专门井下工具，从老井套管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。国外侧钻井发展概况套管开窗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生产曲线永12侧12井生产综合曲线日液日油含水May-1992Oct-1992Mar-1993Aug-1993Jan-1994Jun-1994Nov-1994Apr-1995Sep-1995Mar-1996Jul-1996Dec-19960408012016020064.594.685.697.3109.3106.2163.6133.2115.8127.8138.1154.418.183.804812162019.316.315.213.312.98.812.42.94.13.34.62.80.31.970809010070.182.882.386.388.291.792.497.896.497.496.798.298.497.70200040006000800010000539266148386502769882178907925592579385累油套坏关井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。27525143665515822741214802040608010012014019901994199519961997199819992000200120022003200420052006“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.存在的主要问题5.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：①断失层②局部微构造高点③井间剩余油滞留区④老井部分生产层段报废，原井仍有潜力的层系⑤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.存在的主要问题5.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①下入地锚―斜向器用复式铣锥开窗②段铣器段铣套管开窗（4）定向钻进（5）完井作业选井及工程设计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套管开窗配套工具的研制和应用；井眼轨迹的定向测量和控制；提高机械钻速和安全钻井；保证固井质量和完井技术。关键技术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。闭合方位（度）位移（米）闭合方位（度）位移（米）梁11-10119232741梁11-10326720.818158.5梁11-1051833725952梁11-104357391893井号原始轨迹数据复测轨迹数据井身轨迹数据对比表表二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0.2～0.6º/m的范围内。地锚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。目前，胜利油田进行开窗侧钻的井大都是采油中后期的老井。这些老井侧钻与钻井过程中处理井下事故的侧钻作业是不相同的，使用的钻机也不相同，决定了侧钻前采用不同的井眼处理方法。侧钻前的井眼处理挤封油水层段斜器送入固定上部套管试压严格进行通井作业井眼处理4）工具仪器一体式地锚斜向器段铣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。复式铣锥开窗液力加压器测量仪器：MWD＋＋R小尺寸有线随钻电子单多点陀螺测斜仪组合铣锥是很理想的套管开窗工具，它将开窗、修窗、试钻一体化，减少了起下钻趟数，缩短了施工周期。在开窗工具之上加一段刚性较大、长度不小于8m、外径与磨铣工具相匹配的钻铤或大钻杆，可显著地提高开窗侧钻速度和效果。各个磨铣工具尺寸必须一致或尽量保持一致，避免在窗口套管形成台阶或毛刺而增加窗口修整的工作量。套管开窗有关技术参数的配合有一定的规律。要提高开窗侧钻速度，只能提高转速，而不能加压，且侧出位移超过所换钻头直径2倍以上，才能起钻更换钻具组合等，为今后套管内开窗侧钻提供了有益的借鉴。5）施工经验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.存在的主要问题5.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。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-目前所投产（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1