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1、侧钻技术在中原油田的应用,中国石油化工股份有限公司中原油田分公司二00二年十二月,目 录 前 言一、侧钻的意义二、老井侧钻技术 、5 1/2套管内开窗侧钻技术、5 1/2套管内开窗侧钻技术发展 、拔套侧钻工艺流程、拔套侧钻关键技术、成本控制 三、开窗侧钻存在的问题及发展方向 四、2003年中原油田侧钻规划及政策,前 言,中原油田属复杂的断块油气田，由于受盐层“塑性滑移”和地应力等诸多因素的影响，套管损坏十分严重，井况恶化已成为继腐蚀之后，制约中原油田发展的第二心腹大患。,中原油田井况概况,(一)基本情况1、地质特征 中原油田是典型的复杂断块油气田，油气层埋藏深，井深在3000米以上，产层压力系
2、数高，,如文东压力系数超过了1.85。存在多套盐层，几乎遍布整个东濮凹陷，盐层发育厚度大，最厚的盐层达300多米，而且盐层又是油气圈闭的主要盖层，给钻井工作带来了很大难度。区块碎，连片性差，断层十分发育，断层倾角大，最大倾角超过60。,中原油田东濮凹陷，通过古地应力和现代地应力研究，地应力异常高，如文南油田文79块，3000米井深地应力最大205MPa，最小66.8MPa，经计算套管设计相当地应力为117Mpa，比P11010.54mm套管抗挤强度大14.77 Mpa.,事故井状况及修复情况,截止2002年底，全油田累计发现事故井3162口，其中落物1399口，套损1763口。累计大修油水井2
3、827口，修复2436口，以打捞为主，成功率86 %,中原油田历年发现套损井变化趋势图,中原油田历年发现落物井变化趋势图,套损井分布特征,1.平面分布特征套损井主要集中在复杂断块、断层多、地层水矿化度高、盐膏层、泥岩层厚度大，岩性易蠕动滑移的区块和主力生产区块。如文南油田文33块套损井96口，占总井数的43.6%，损失可采储量43.7万吨.,套损井纵向分布特征(1),从统计996口套损井规律看，主要集中在盐膏层段和生产井段，占套损井数的71%。,套损井套管使用寿命,统计996口井资料，全油田套管使用寿命6.92年。濮城油田套管使用寿命8.8年，文南油田5.0年。文东、文南油田P11010.54
4、mm套管使用寿命5.4年。,一、侧钻的意义,中原油田为复杂断块油田，油层埋藏深，高压、高温、高矿化度，四套盐层发育。油田进入开发中后期，中原油田出现油水井套管损坏严重，其中有相当一部分井大修手段已无法修复，特别是套管严重错断、变形井和套变+落物井。具体表现在：油水井投产后，由于地应力异常高和盐层塑性滑移等因素造成井下套管损坏；老井后期长井段腐蚀穿孔，抗外挤强度减弱造成的套管损坏；再者是杆管及绳类落物因套变被挤死在油层附近套管内无法打捞；还有的井由于层内矛盾影响或小断块油藏失去井网控制，不能发挥其生产潜力。以上这些难题只有通过老井侧钻才能解决。,目前，从油田中后期的开发地质和井况出发，利用侧钻技
5、术实现恢复井网、完善注采关系经济可行，侧钻井也能真正起到代替更新井或调整井的作用。2002年1-10月新钻一口井，平均费用605万元左右，但区块不同、井深不同差别较大。而开窗侧钻同样的井，费用仅为新钻井的三分之一。拔套侧钻也能节约耕地费用、表套费用和投产费用等。中原油田近几年不断努力探索，通过侧钻实践，积累了一定的经验，总结了一套适应断块油田特征的侧钻方法。,侧钻井解决的问题具体表现在几个方面,1. 替代更新井，解决取换套、复杂打捞、整形加固等大修不能解决的井况问题，如文侧15-52井套损换井底；2.结合最新地质资料和油藏精细描述，适当调整靶心位置，解决老井附近不在井网内的小断块问题，以达到最
6、佳增储上产效果。例如，文侧10-50、25-72（见图），新侧钻的65-84井，初期自喷日产原油98吨，不含水。,3.随着勘探开发程度的提高，地质认识也在深化。改变井底位置，使井眼穿过有利构造带，更好地发挥剩余油潜力，提高修井效益。如文侧51-180、209-48井属此种类型，水平位移都接近60米。,4.侧钻井完善了注采井网，完善了层系，增加了水驱控制储量。降低油田自然递减，使油田稳产增产。侧钻井利用了原井场工艺流程和一部分套管，侧钻费用较新井略低。 截止2002年底，近三年实施侧钻总井数293口，恢复可采储量335万吨。其中拔套侧钻256口，开窗侧钻37口。开窗侧钻井2初期产油能力6.2吨/
7、日，累计采油7.3万吨，累计注水36万方，扣除采油成本已收回投资并盈利1000万元。,表一 部分开窗侧钻井数据表,注：带“*”者为转注井。,二、老井侧钻技术,5 1/2套管内开窗侧钻技术 中原油田是复杂断块油田，井深、高温高压、低渗透。套损位置有71%分布在膏盐段和射孔段，侧钻井都必须定向、定位移。 5 1/2套管内开窗侧钻技术经过近几年的发展，基本步入标准运行轨道，发展前景看好。小井眼侧钻技术已经完全能够满足地质定向要求，达到道道工序质量基本合格，成功率100%。根据中原油田的地质和井况特征，主要突破了以下关键技术。,1.开窗侧钻井选井原则生产层附近套管变型、错断、落物极复杂，大修手段无法解
8、决，并上部套管较好，试压合格；需要改层或在老井附近找剩余油，搞清油水关系；井网、层系、注采关系调整地质上需要的侧钻井；,2、侧钻井施工及技术要求,井筒准备：起出井内管柱用直径118通井规通井至开窗以下，陀螺测井斜，校对座标；中原油田为复杂断块油田，侧钻井不仅仅是换个井底，而且需要严格定方位、定位移；,打水泥塞，在开窗位置以30米打水泥塞；下斜向器并用陀螺定向；注灰固定斜向器。,开窗修窗 开窗与修窗是侧钻的又一关键技术，窗口长度、宽度的规则与否，和光滑程度将对以后的裸眼钻进、钻具起下、测井、下套管等有重大影响，因此必须开好窗修好窗。目前开发的一种钻铰式铣锥，可一次完成开窗、修窗、加长窗口的工作量
9、。近几年中原油田通过30多口井的使用，证明该铣锥具有开窗修窗时间短，窗口平整圆滑等优点，是目前国内较为先进的开窗工具。,随钻定向技术 随钻定向技术是为了定向钻井引进的一套成熟技术，广泛应用于小井眼开窗侧钻。中原油田因断块多且小，还有层间层内矛盾干扰，几乎所有侧钻井都定量的限制了侧钻方位和位移,保证了完井后油井的效果。随钻测斜技术引用到小井眼侧钻之中是很有必要的，在裸眼钻进过程采取了严格的随钻和点测监斜措施，使开窗侧钻中靶率达到100%。,测井 用直径70mm组合测井仪测井。 延迟固井技术 为了保证套管居中,提高固井质量,每根4无接箍套管外加焊两组钢性扶正块,每组三块,径向均匀分布,扶正块的轴线
10、方向与套管轴向成8-10夹角,水泥浆返至悬挂器。固井时，为了防止胶塞碰泵失效，严格遵守双计量制度，即仪表计量和标准池人工计量相互参考。用于延迟固井的水泥浆，必须具备较长的初始稠化时间，以后胶结速度快，稳定性、流变性能好，以满足小井眼高泵压固井和套管丢手的需要。根据工艺要求，经反复研究论证，完成了10套室内实验，取得了比较适合施工要求的高密度水泥浆，初始稠化时间达到180240分钟。 近几年共完成小井眼侧钻固井32口，经测井检验，固井质量良好。裸眼井段内固井质量优良井段达到93%，固井质量完全能达到合格的水平。 (6)、投产（投注）用2 1/2+2油管替浆试压合格，用73-B射孔枪射孔，投产、投
11、注。,5 1/2套管内开窗侧钻技术发展,4套管研制 中原油田由于地应力异常高，在小井眼侧钻中不能使用3 1/2 油管替代4套管，1998年我们与上海宝钢合作研制生产4套管，生产出价廉物美的钢级为N80的4套管。宝钢的4无接箍套管采用非标准偏梯扣以提高螺纹连接强度，而4有接箍套管则采用了石油行业非常普遍的API长圆扣，保证了套管质量。根据套管的使用情况，宝钢的套管比较好，有质量保证。为了适应中原油田地应力异常高的特点和较深井侧钻的需要，又与宝钢联合研制了钢级为Q125抗外挤强度为167Mpa的高抗挤套管（常用4套管技术参数见表二）。,表二 国内常用4套管主要技术参数,泥浆应用技术 在裸眼钻进中工
12、作液所发挥的作用基本同钻井工程中钻直井一样，具有六大功能，即：防喷、清洗井底、携带岩屑、冷却钻头、造壁防塌、保护油层。另外，小井眼开窗侧钻对泥浆的要求，在某些方面要求更高，比如流动度和触变性要好，以降低循环泥浆的泵压，平衡地层压力，保持不漏不垮，安全钻进。在小井眼侧钻过程中，泥浆工程师住在现场，对泥浆使用实行全方位服务，根据地层情况，适时监测并调整泥浆性能，以达到正常钻进的需要。总结出了侧钻工作液使用方法：泥浆必须在现场配制和调整，使用专用工作铁池，铁池可分为返回沉降池、过滤池、调整循环再用池、清水储备池4只 。,表三 侧钻泥浆基本技术性能,斜向器,斜向器的重要作用是导斜，使开窗铣锥能在套管侧
13、面开出有利于组合测井和完井套管下入的窗口，因此斜向器如何被送入预定位置及怎样固定住，使之稳定不转动不窜动，是侧钻工作中技术关键。有双卡瓦封隔器固定法及先期和后期注水泥法两种，我们一般采用后期注水泥固定法（常用斜向器与送斜器结构如附图1所示），此方法简单可靠，也是国内外普遍采用的方法。,附图1 斜向器与送斜器基本结构示意图,开窗修窗铣锥,开窗与修窗是侧钻的又一关键技术，窗口长度、宽度的规则与否，和光滑程度将对以后的裸眼钻进、钻具起下、测井、下套管等有重大影响，因此必须开好窗修好窗。正确选择开窗工具和掌握好磨铣钻与三参数（钻压、转数、排量）合理配合是关键。目前常用的钻铰式开窗铣锥，可以一次完成开窗
14、、修窗和加长窗口的工作。,附图2 复式钻铰式开窗铣锥示图1-上接头；2-上段；3-中段；4-下段；5-尾段,尾管悬挂器,悬挂器与安全固井、完井休戚相关，必须把好关。目前使用悬挂器，可在井筒内随时上下抽拉和转动管柱，安全系数高。.我们与上海宝钢联合开发了非标小钻杆，接箍最大外径76.2mm，本体60.3 mm，下深3500 m，解决了4套管内修井难题。,拔套侧钻工艺流程,拔套侧钻的目的和选井原则：由于中原油田是一个极复杂断块油田，井深、高温、高压、高矿化度，腐蚀十分严重，油水井主要在“自由段”，长井段腐蚀穿孔,例文10-1井投产7年，在0-1000米套管内有90处穿孔，对这些老井上部套管无法利用
15、的严重套损井，其它大修手段无法修复，必须实施拔套侧钻。,选井原则,1.套管严重错断、变形或极复杂落物，而上部套管腐蚀穿孔，一般大修手段无法修复。2.井网、层系、注采关系调整，地质上需要的侧钻井。拔套侧钻井比调整井少占地，节约投产费用，具有定方向、定位移钻遇剩余油层系，增加可采储量、产量，完善井网、搞好注采关系，保持油田稳产的重要意义。,拔套侧钻主要施工工艺流程类似于定向井施工工艺流程，主要包括以下几方面工作：1.钻井设备准备与搬迁安装 拔套侧钻所需钻井设备同开发井钻井装备一样，通常有大庆130型(型、型)、ZJ45J型钻机，和部分修井钻机（ZJ20、ZJ30），配套有泥浆泵等地面循环系统、井控
16、装备系统。满足各种井下施工要求。,2.切割套管、拔套施工 包括切割套管前进行声幅测井，掌握水泥封固段的准确位置，而后确定切割套管方案，一般根据侧钻设计造斜点确定切割位置，同时保证在自由套管段切割套管。套管割切工具分为套管内割刀及套管外割刀两种，套管割刀下到预定位置后开始切割，切断套管后，开始拔套施工，将井内套管取出，做好侧钻准备。,3.打水泥塞或座斜向器 拔出套管后，在造斜点处打水塞或预置斜向器，造人工井底，为造斜钻进做准备。,4.组合钻具、下钻造斜钻进， 一般用弯螺杆钻进，同时配有MWD随钻仪，进行井眼轨迹控制，满足设计要求。5.稳斜钻进（正常钻进） 一般采用PDC钻头，配大功率螺杆+转盘钻
17、进，机械钻速高，生产周期短。而且减少起下钻作业。,6.完井施工 一般要求按复杂井钻井完井要求施工，要求泥浆性能和质量要好（优质泥浆）。再是固井要用特殊水泥浆体系，控制失水，初凝时间合理，同时井眼畅通无复杂情况发生。固井装备采用Hallibuton高压固井水泥车，满足高压施工要求。,拔套侧钻关键技术,拔套侧钻关键技术包括以下几方面：1.切割工具包括套管内割刀、套管外割刀。 根据套管尺寸选择割刀，进行切割套管，目前较先进的切割工具是切割捞套一条龙作业、作业效率高，成功率达100%。可以满足各种井深的要求。2.弯螺杆造斜定向技术 取代了过去弯接头造斜定向方式，节约了起下钻换接头时间，定向精度高，生产
18、时效高。,3.大功率螺杆+转盘驱动复合钻进技术 在稳斜段（正常钻进）采用螺杆+转盘复合钻进技术，钻进速度更快，又节约了起下钻换钻头时间，新型PDC钻头、单牙轮钻头的应用，可以使单只钻头进尺超千米。4.MWD随钻测量技术 MWD随钻仪的应用，使井眼轨迹控制可以严格按设计运行，克服了方位不准，多靶控制难、位移小、靶心半径小的定向困难。提高轨迹控制精度和定向井成功率。钻井周期大大缩短，节约了钻井成本。,成本控制,主要通过以下途径控制钻井成本1.中原油田侧钻工程，井深，钻遇多套膏盐层，老区挖潜必须随钻定向，因此较其它油田投入大。但是我们通过科技创新和缩短钻井周期，使拔套侧钻单井平均费用控制在新钻井的9
19、7%以内，即586.8万元；开窗侧钻井控制在新钻井费用的1/3以内，即单井费用130万元。2.开发推广新技术，通过采用PDC钻头、单牙轮钻头+大功率螺杆+转盘钻进，配合MWD随钻仪等先进技术，提高钻井效益。3.钻井设计方面优化钻井设计，搞好一井两靶或多靶技术，造斜点尽可能接近目的层，减少钻井进尺成本。4.利用好老井眼，对老井套管完好的部分套管尽可能利用，节约套管费用和地面成本。,三、5 1/2套管内开窗侧钻存在的问题,1、井眼小、钻井速度慢、钻井周期长。其主要原因，井眼只能用2 7/8钻杆，钮距传递慢，钻头对岩性适应性差，目前2m/h左右，完井周期48天左右；2、特别是深井：裸眼段井径井眼小，
20、泵压高，不利于正常钻进和提高固井质量；3、斜向器固定周期长，需要解决快速锚定斜向器。,5 1/2套管内开窗侧钻技术的发展方向,1.提高钻井速度，在优选钻头的基础上提高转速，就是转盘加螺杆技术，达到4 m/h目标；2.研究快速扩眼钻头扩大井径，降低施工泵压，提高固井质量；3.研究“双向卡瓦封隔器与斜向器一体化”快速安全锚定造斜工具；4.井筒准备有专业化小修队伍负责，大修队伍负责开窗、钻进、完井，压缩侧钻成本；5.大修队、钻井队（3200井架、2500井架）可参与开窗侧钻井。,四、2003年中原油田侧钻规划及政策,根据分公司开发座谈会议精神和油田整体降本增效需要，本着少投入多产出的原则，计划在老油区进行开窗侧钻井100口。开窗侧钻井单井费按130万元计，总投资约1.3亿元。 侧钻井实行专款专用，采油厂进行地质设计，分公司审批，大修侧钻小组负责实施、生产协调和成本控制，合格后交采油厂投产（投注），单井核算。 年侧钻100口需要12个侧钻队，目前装备还需进一步配套完善。,不妥之处，请批评指正谢谢大家！,
