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2014年6月26日塔河油田超深侧钻井技术中石化胜利巴州钻井技术分公司前言塔河油田充分利用进入开发后期的超深井上部井筒及原有地面设施，进一步提高油气藏采收率。超深小井眼套管开窗侧钻定向水平井技术的推广应用，已成为塔河油田增储上产并获得更大经济效益的一种有效手段。通过各区块的施工，逐步形成了适应塔河油田奥陶系储层埋藏深、井温高、可钻性差等特点的配套施工工艺。汇报内容一、制约超深侧钻井施工速度因素的分析二、配套的超深侧钻井工艺技术三、超深侧钻井的技术措施四、超深侧钻井的典型事例一、制约超深侧钻井施工速度因素分析一、制约超深侧钻井施工速度因素分析一、制约超深侧钻井施工速度因素分析制约侧钻井施工速度的主要原因：1、开窗侧钻地层可钻性差，研磨性好，侧钻比较困难，钻头使用寿命短。2、地层温度高，井眼尺寸小，造成螺杆钻具易脱胶及寿命短。3、在高温高压工况下，无线随钻仪器易损坏及寿命短。4、开窗侧钻井眼尺寸小，循环压耗大，循环排量小，导致仪器信号传输困难和影响螺杆钻具有效功率的发挥。5、由于排量小，岩屑携带困难，易形成岩屑床，导致重复破碎，影响钻进速度，同时由于岩屑床的存在，易造成井下事故。二、配套的超深侧钻井工艺技术二、配套的超深侧钻井工艺技术二、配套的超深侧钻井工艺技术针对影响超深侧钻井施工速度的因素，我们在塔河油田进行了技术攻关，形成完善配套的工艺技术，主要配套的工艺技术内容：（1）、锻铣式和斜向器式开窗工具的优选；（2）、高温长寿命小尺寸螺杆钻具优选；（3）、适合于小井眼定向的PDC钻头的优选；（4）、高温小井眼侧钻井随钻测量仪器配套技术；（5）、超深小井眼侧钻井轨迹控制配套技术；（6）、超深小井眼侧钻井钻井工程优化设计。通过配套技术的公关和改进，大幅度提高了超深小井眼侧钻水平井、定向井施工速度，钻井周期比预期目标缩短30%，经济效益十分可观。此外，塔河油田大部分井为深井和超深井，许多技术在直井、探井施工中也具有指导意义。三、超深侧钻井技术措施三、超深侧钻井技术措施三、超深侧钻井技术措施（一）优化剖面设计，减少轨迹调整超深井进行开窗侧钻剖面设计前,需要对老井进行陀螺测井,精确测量原井眼的井斜、方位，计算井眼轨迹，以此为基础做侧钻水平井或短半径水平井剖面设计。水平井或短半径水平井剖面设计要为实际施工时留有调整余地，井身剖面的选择,实际是造斜率的优化，考虑到现场施工中开始侧钻井段磁干扰及增斜井段马达造斜率的不稳定性、地层因素的不确定性、施工操作的不规范性,要在井身剖面设计上为实际施工中留有调整余地。剖面设计时要尽量避开三维井身剖面，在地层可钻性相当差的深部侧钻井段中要进行较大的方位调整往往非常困难，为此在设计时尽量保持剖面为二维剖面。即使需要调方位而出现三维轨迹,造斜率设计时也要充分考虑。三、超深侧钻井技术措施（一）优化剖面设计，减少轨迹调整塔河油田在侧钻水平井或短半径水平井剖面设计方面注重了以下几点：1、A靶点不固定，井底B靶固定，A靶点移动到侧钻点与B靶连线方位上，将侧钻点与B靶连线方位确定为该井的施工方位，避开了三维井身剖面，减少了方位调整，轨迹比较圆滑。2、水平位移大于1000米的侧钻水平井，水平段的井斜尽量小于90º，井斜一般在88.0—89.5º之间，这样可以根据钻具的重量减少摩阻，有利于钻压的传递，例如TK844CH、TK741CH、TP338H等。3、充分利用下部裸眼井段，尽量不在套管内开窗，避免开窗工序。如TK220CH井，裸眼井段垂深只有49.6米，从垂深5515米开始侧钻，到垂深5564.6米时，井斜达到96º，然后稳斜钻进，达到钻探目的。三、超深侧钻井技术措施（二）优选开窗侧钻工具，缩短开窗侧钻工期。开窗侧钻有两种方式：一是套管锻铣侧钻方式：（1）利用套管锻铣器将原井内套管锻铣一定井段，（2）回填水泥侧钻；二是斜向器配合复合铣锥开窗方式：（1）将一次性斜向器座封在预定开窗位置，（2）开窗、修窗复合铣锥完成开修窗作业。目前两种套管开窗方式都比较成熟，各有优缺点。套管锻铣工期较长，超深井铁屑携带难度大，且在可钻性差的地层侧钻难度比较大，但在侧钻时磁干扰小，保证了侧钻方位的准确性，如TK1121CH、S114-2CX等井就是套管锻铣后进行侧钻，施工中侧钻难度大。三、超深侧钻井技术措施（二）优选开窗侧钻工具，缩短开窗侧钻工期。斜向器配合复合铣锥工期短，需要1-2趟钻来完成。首先将斜向器座封在预定位置，再用复合铣锥完成开窗侧钻工作，包括井眼准备（通经、刮壁）完成整个开窗侧钻工作需要5-6天左右的时间。塔河油田井深地层硬,大部分使用斜向器进行套管开窗侧钻，斜向器开窗方式最大的不足在于：1、侧钻时磁干扰大，侧钻时影响方位；2、斜向器的斜面经过复合铣锥的磨铣，出现大量的“毛刺”，在完井作业时下入的橡胶封隔器很容易被斜向器上的毛刺划破，造成井下封隔器不起作用。例如T624CH、T726CH1、TP10CH等井。三、超深侧钻井技术措施（二）优选开窗侧钻工具，缩短开窗侧钻工期。塔河油田工区内的侧钻井80%以上是套管开窗侧钻井，套管开窗或锻铣工具质量的好坏直接影响钻井速度。目前①、斜向器坐封全部是一次成功，没有出现移位现象；②斜向器陀螺定位准确，与设计方位偏差只有10--15°；③开窗全部是一趟钻完成，没有一口井出现窗口挂卡现象。目前一体式开窗斜向器与开窗铣锥已经逐步使用，它可以一趟钻完成斜向器座封与开窗侧钻工作。一体式开窗斜向器与开窗铣锥推广后可以缩短1~2天施工时间。三、超深侧钻井技术措施目前在超深侧钻井施工中，钻头选择及使用方面取得了较大进展，积累了比较丰富的经验。定向增斜井段滑动钻进多，一般选用牙轮钻头，水平段多选用PDC钻头。短半径水平井斜井段使用牙轮钻头，目前国产金属密封牙轮钻头在井下马达钻进状态下，能使用35--40小时左右，一般情况下1--2只钻头完成定向增斜井段。增斜率较低或水平段一般选用PDC钻头，通过TP336H、TP306CH、TH12518CH等多口井的使用，取得了很好的效果，积累了丰富现场使用经验。（三）钻头和井下马达选择三、超深侧钻井技术措施增斜段多采用2—3.5°弯壳体马达，水平段采用1.25°或1.5°小度数弯壳体马达。目前井下马达存在的主要问题是在高温工况下易发生脱胶，使用寿命短，严重影响施工速度。根据塔河油田侧钻水平井垂深深，地温高等特点，重点工作是提高马达橡胶耐高温能力，要求螺杆钻具制造厂生产出马达橡胶耐高温180℃的螺杆钻具，使螺杆钻具寿命有了一个较大的提高。TP306CH、TP332CH、YJ1-4CH、等井的垂深都在7200米左右，通过使用耐高温的螺杆钻具，大大的减少了起下钻次数，缩短了钻井周期。（三）钻头和井下马达选择三、超深侧钻井技术措施目前超深侧钻井使用无线随钻测量，在塔河油田内完成的超深侧钻井多数使用的是耐高温的无线随钻测量仪器。目前存在的主要问题是：在高温（超过130°C）情况下脉冲发生器使用寿命短，尤其超深井循环压耗大、排量小，非常容易造成脉冲发生器不能正常工作。主要的做法：（1）、在高温高压井，仪器脉冲发生器使用抗高温液压油和抗高温橡胶配件。(2)、超深井逐步使用抗温能力更高的APS无线测量仪器（抗高温175°C），在施工TK1121CH、TP306CH井时，由于350MWD无线随钻测量仪器不能正常工作，使用了APS仪器，取得了较好的效果。（3）、采取有效的工程措施实施循环、减少停止循环时间降温。（四）超深侧钻井测量仪器优选三、超深侧钻井技术措施目前轨迹控制技术比较成熟，在超深侧钻井中，要根据底层温度压力选择合适的侧钻测量仪器，确保仪器正常工作，为轨迹控制奠定基础，超深井轨迹调整难度大，做到井眼轨迹数据随钻随测，及时掌握剖面动态，尽量减少轨迹调整，对于高造斜率井段，如果钻进时，增斜率稍有失控，井眼轨迹将很难控制。随钻随侧过程中随时对待钻井眼进行预测。1、斜井段施工中，及时作好待钻井眼轨迹的预测，严格控制实钻井眼轨迹不偏离设计轨道，根据修正的设计轨道数据选择合适的弯壳体马达。2、斜井段施工容易出现复杂情况，针对这一事实，在用螺杆钻具钻进时，尽量简化钻具组合，并保证有足够的斜台肩钻杆，每趟钻定期倒换钻具。3、在井眼轨迹上，即要满足造斜率的需要，又要控制合适的井眼狗腿度，总的原则是优化待钻井眼轨道设计，能满足轨迹要求的前提下，尽量避免实际狗腿度太高，做到轨迹平滑。（五）井眼轨迹控制三、超深侧钻井技术措施水平井段钻进多采用小度数弯壳体马达配合PDC钻头复合钻进的方式，以解决水平段稳斜及钻水平段较长时钻压传递困难问题；施工中选择高温仪器跟踪监测，采用滑动、复合两种钻进方式相结合，达到消除岩屑床和平稳钻进的目的。钻进中，每钻进50-80m进行一次短起下钻，充分循环洗井1~2周，以达到破坏井底岩屑床的目的，随着井深的增加摩阻逐渐增大，加之钻具尺寸小，应加强对每套入井钻具的摩阻、扭矩计算分析，及时调整钻井参数，确保钻压的有效传递。从钻井液和工程两方面入手，及时清除井底岩屑。泥浆应具有良好的悬浮性、流变性和润滑性。（五）井眼轨迹控制四、超深侧钻井的典型事例四、超深侧钻井的典型事例四、超深侧钻井的典型事例（一）YJ1-4CH井YJ1-4CH井在7″套管开窗深度7100米，完钻井深7773.48米，垂深7218.47米，创集团公司水平井垂深最深记录和西北油田分公司开窗侧钻点井深最深、套管内开窗侧钻完钻垂深最深记录。设计钻井周期26天，实际用时19.75天，较设计节约6.25天。在施工过程中，选派技术高责任心强的钻井公司要求固定的人员，通过优选钻井参数、简化钻具组合、充分强化了螺杆弯度的选择和高温仪器的管理，并根据井下情况，及时短起下钻或通井，有效地解决了定向井的岩屑床和携岩问题，从而保证了该井的施工安全。四、超深侧钻井的典型事例（二）TP332CH井TP332CH井是世界级超深侧钻短半径水平井，设计造斜点井深6987m，完钻井深8001.79m，垂深7066m，靶前位移67.62m，水平位移961.19m，最大井斜角90°,方位214.41°，平均造斜率23.48°/30m。该井2014年4月29日10:00开始侧钻，在施工中采用了耐高温175℃MWD无线随钻测量系统、高温多点测量仪器和抗高温180℃、大扭矩、低转速动力钻具,克服了地层高温(地层温度155º)对测量仪器和螺杆钻具造成的损害.确保了测量数据的准确性和定向工具的可靠性，现场施工人员工作认真负责,制定合理的施工措施,精选钻进参数，克服了磨阻、扭矩大，造斜率高，井底温度高等困难。四、超深侧钻井的典型事例（二）TP332CH井在水平段的钻进中，由于入靶井斜合适，所选用螺杆和钻头合理，水平段一趟钻最多进尺391.4米，90%水平段都采用了复合钻进方式钻进，井斜和方位没有太大的变化，做到了轨迹平滑，降低了摩阻和扭矩,保证了井下的安全，大幅度提高了钻井速度，缩短了钻井周期，2014年5月27日17:00钻至7854.63米时见到好的油层完钻。实际基本数据：侧钻井深6987米，完钻井深7854.63米，井斜91度，方位214度，水平位移819.71米。设计周期53天，实际周期22.88天，与设计周期对比，钻井周期节约30.12天，周期节约率56.83%。（二）TP332CH井四、超深侧钻井的典型事例打破以下纪录：1、打破国内小井眼侧钻水平井施工周期最短纪录（22.88）。2、打破国内小井眼侧钻最深纪录（6987米）。3、打破亚洲小井眼侧钻水平井完钻最深纪录（7854.63米）。好的做法：1、优选了有西部定向技术服务经历、证件齐全、经验丰富的现场工程师，并且做到了相对固定，保证了技术的连贯性。2、合理调派、精密检测，确保了高温仪器的质量和精度。3、严格把关，提供性能优良耐高温180度的螺杆钻具。4、使用51/2″和4″大水眼钻具，钻进排量比常规大33%，泵压低2-4兆帕，定向水平段携砂效果好，水平段短起下正常。结束语通过塔河油田超深侧钻井的施工，发现托甫台区块和跃进区块的侧钻井虽然垂深极深（6500—7220米左右），但钻进时机械钻速高