水平井、分支井完井技术课件.ppt

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1、水平井、分支井完井技术,提 纲,一、概 述二、水平井完井技术三、分支井完井技术四、水平井、分支井完井技术发展趋势,水平井、分支井都是特殊工艺井，他们相对普通的直井有很大的区别，其最大的是水平井、分支井一口井控制的地层储量差距很大。因此水平井、和分支井成为近年发展很快的技术，特别是近年随着页岩气、低渗透油气藏的开发更让水平井得到更大发展。完井更是发展的重点。,一、概 述,一、概 述,2012年国内外完成水平井1701口，同比增加31.25%。其中国内共完成水平井1351口，同比增加32.71%；国外完成水平井350口，同比增加25.9%。 钻探企业国内共施工完成水平井1112口，占国内1351口

2、总数的82.31%。,我国水平井、分支井实施情况,1701,一、概 述,长庆,辽河,新疆,500口，37.01%,174口，12.88%,190口，14.06%,341口，25.24%,其他油田,长庆油田、吉林油田、新疆油田、辽河油田合计完成水平井1010口，占国内完成1351口总数的74.76。,集团公司国内各油田完成水平井、分支井情况,吉林,146口，10.80%,完成水平井分段改造775口，分段数达到5378段，同比分别多272口和3624段。2012年平均分段6.9段，同比平均多分段3.4段。 裸眼分段：21段 水力喷射分段：21段 连续油管带底封分段：18段 最大加砂量：1798方,

3、一、概 述,一、概 述,水力喷砂射孔分段、裸眼封隔器分段及套管内封隔器滑套分段是目前中石油应用的主体技术，占总数的91.74%。其中自主工具应用占85%。,各种分段改造工艺应用情况,一、概 述,提 纲,一、概 述二、水平井完井技术三、分支井完井技术四、水平井、分支井完井技术发展趋势,完井方式分类,水平井完井方式,裸眼,固井完井,筛管,裸眼完井,裸眼分段改造完井,裸眼直接下筛管完井,带管外封隔器(ECP）的筛管完井,砾石充填完井,非选择性完井裸眼完井全井筛管完井砾石充填完井选择性完井全井注水泥射孔完井套管注水泥和筛管组合完井筛管和筛管外封隔器组合完井套管和套管外封隔器、滑套（可开关）组合完井,1

4、.水平井裸眼完井,优 点：1）成本低；2）储层不受水泥浆伤害；3）使用可膨胀式双封隔器，可以实施生产控制和分隔层段的增产作业；缺 点：1）疏松地层，井眼可能坍塌；2）难以避免层段之间的窜通；3）可选择的增产作业有限，不能进行水压裂力。,单封卡,最多压裂段数为18段；最长水平段为2856m；单井最多用液量为13860.0m3 ；加砂量为1020m3 。,双封卡,2.水平井裸眼分段改造技术,井眼要求,狗腿度：一般不超过10/30m；井斜度：原则上不大于100；井眼直径：控制在153-172mm之间；整体要求井眼规整，井径规则，尽可能少的穿越泥岩段，无大的超过30m的缩径，且无大量滤失泥浆的井段（钻

5、井过程中）。,实现了裸眼水平井分段完井、分段改造采用尾管悬挂器+裸眼封隔器+投球滑套系统实现水平井选择性的分段、隔离工具一次入井实现水平段压裂作业分段压裂、酸化一次完成，减少作业时间，缩短钻机/修井机使用时间不固井、射孔，增加投资回报率,技术特点,施工工艺流程,3.水平井固井完井,国内前期实施的水平井大部分采用固井射孔完井方式，经过攻关、配套和大量的应用，该项技术已趋成熟。,套管固井射孔完井,尾管固井射孔完井,有利于避开夹层水、底水、气顶，可实施水平段分段射孔、试油、注采和进行选择性增产措施。,有利于提高固井质量和保护油气层，在钻水平段过程中采用与油气层相配伍的钻井液，采用近平衡钻井或欠平衡钻

6、井技术，最大限度的降低对油层的污染，保持油井产能。,通过在套管串结构中加入漂浮接箍，利用漂浮接箍与套管鞋中间套管内封闭的空气或低密度钻井液的浮力作用，来减小套管下入过程中井壁对套管的摩阻，以达到套管安全下入的目的。,漂浮固井技术,提高水平井固井质量方法,1）滚轮扶正器，提高套管居中度,2）微失水水泥浆提高水泥环韧性,3）利用水泥环和管外封隔器联合作用实现地层有效隔离,水平井固井压裂改造工艺,机械桥塞分段压裂工艺快钻桥塞分段压裂工艺水力喷射分段压裂工艺,边射孔边压裂,先射孔后压裂,限流压裂工艺多封隔器滑套分段压裂双封单卡压裂工艺,限流压裂技术是通过调整不同层段的射孔孔数和孔径，造成不同的孔眼压差

7、，从而使各层段获得所需的井底压力，以达到对各层段同时处理的目的。,限流分段压裂工艺,多封隔器滑套分段压裂,利用导压喷砂器产生的节流压差使封隔器坐封，压裂液通过喷砂器进入地层，完成目的层压裂，停泵，封隔器胶筒回收，反洗后，上提至第二个目的层进行压裂，如此逐层上提，实现多段压裂。,双封单卡拖动分段压裂工艺管柱耐温：110，耐压：80MPa，单趟管柱压裂最大15段，单趟最大加砂规模160m3（210m3）。,双封单卡压裂工艺,优点：各段之间封隔可靠；可进行分段试油；施工和垂直井常规大规模压力相同，不受井眼方位与最大水平主应力方向限制；能按照设计规模有效控制裂缝等。缺点是施工工序复杂，作业周期长、成本

8、高，一般的水力压裂一口井需要15天左右；对井筒状况要求高，存在卡钻风险。,桥塞封隔分层压裂工艺,泵入式快钻桥塞分段压裂工艺,该技术具有封隔可靠、分段压裂级数不受限制、裂缝位置准确的特点，作为一项新兴的水平井改造级数最近几年来在国外页岩气气藏以及致密气藏开发中得到广泛应用。,1、循环洗井；2、通井；3、第一段射孔；4、按泵注程序进行套管压裂；5、从第二段开始使用电缆泵送，进行下塞，坐封、试压、射孔、提出工具；6、套管压裂；7、反复第5，第6步骤，直到完成所有层；8、连续油管/常规油管/钻杆进行钻塞作业。,施工程序：,泵入式快钻桥塞分段压裂工艺,水力喷射分段压裂工艺,水力喷射分段压裂是集射孔、压裂

9、、隔离一体化的增产措施；无需机械封隔器即可实现分段、分层压裂；准确造缝、有效隔离、一趟管柱多段压裂。,水力喷射分段压裂工艺,下封隔工具试压下通、洗井管柱替泥浆、洗井下水力喷射分段压裂工具射孔压裂第一段投球打滑套射孔压裂第二段投球打滑套射孔压裂第三段投球打滑套射孔压裂第四段投球打滑套直至完成所有压裂任务放喷和排液测试求产。,单流阀+筛管+堵头,第一喷射点,第二喷射点,第三喷射点,第四喷射点,国内成功实施了10级15级分压,不动管柱多级水力喷射压裂工艺,水平井可循环筛管完井技术,膨胀式筛管悬挂器封隔器+卡瓦式一体化悬挂器实现了在筛管串和井筒之间建立循环的独特功能，能够最大限度地提高储层渗透率恢复值

10、，是一项替代传统筛管完井的全新技术,5.管外封隔器完井（ECP）,充填式管外封隔器,遇油遇水膨胀式管外封隔器,充填式管外封隔器,膨胀式管外封隔器,膨胀式管外封隔器,1）筛管+管外封隔器组合完井,悬挂封隔器+封隔器+调流控水筛管,2）套管+管外封隔器+滑套组合完井,管外封隔器工具介绍,滑套+封隔器组合完井,顶部注水泥水平井多级压裂,6. 砾石充填完井,技术优势,1、在筛管/裸眼环空形成高渗透挡砂屏障有利于减缓或避免筛管堵塞，对稠油、粉细砂岩油藏防砂优势明显防砂有效期长，充分发挥水平井增产优势，延长油井寿命有利于流体均匀流入筛管内部，延缓底水锥进,3、简化完井管柱结构,提高完井速度,节约完井成本,

11、2、提高油井完善程度，降低近井表皮系数，增大井筒流通面积，最大程度的水平井增产优势,水平井裸眼充填技术,工艺过程,1、下入管柱,2、坐封工具,3、滤饼清除、砾石充填,4、油气井投产,Schlumberger：QUANTUM水平井裸眼充填系统,1）高渗透密实的砾石充填层，有效减缓或避免生产过程中防砂筛管被堵塞，有助于提高油井产量；,2） 炮眼及筛套环空形成高密实的砾石充填层，改善近井流动条件，降低炮眼压降，有助于生产流体在水平段均匀产出；,3）油藏适应性强，防砂有效期长。,水平井管内砾石充填防砂工艺技术,页岩气完井技术 根据施工经验统计，一口页岩气井的投产能否成功，完井工艺是关键。因为页岩气油藏

12、的孔隙度和渗透率极低，必须采用特殊的完井工艺技术才能完成投产。 目前，页岩气普遍采用的完井方式可分为以下4种：,目前，在美国页岩气生产井中，有85%的井是采用水平井和多级分段压裂技术结合的方式开采，增产效果显著。 2006年，Newfield公司在Woodford页岩中的部分开发井采用5-7段式的分段压裂，取得了较大的成功。,同步压裂技术 同步压裂是对两口或两口以上的配对井同时进行压裂。 优势：短期内增产效果明显，作业时间短，节省成本。 2006年，同步压裂首次在美国Barnett页岩中实施并获得成功。,重复压裂技术 重复压裂是指当页岩气井初始压裂处理已经无效或现有的支撑剂因时间关系损坏或质量

13、下降，导致气体产量大幅下降时，采用压裂工艺对气井经行重新压裂增产的工艺。 美国Barnett页岩1997年使用清水压裂对产量下降的井进行重复压裂，改进处理液回收工作流程，气井产量明显提高，部分井产量甚至超过了初次压裂时的产量。,工厂化压裂技术 工厂化压裂就是要象普通工厂一样，在一个固定场所，连续不断的泵注压裂液和支撑剂。优势：可以缩短区块的整体建设周期，降低单位采气成本；可以大幅提高压裂设备的利用率，减少设备动迁和安装，减少压裂罐拉运、清洗，降低工人劳动强度；方便回收和集中处理压裂残液，减少污水排放、重复利用水资源；,多级压裂技术,在套管固井后，从工具喷嘴喷射出的高速流体射穿套管和岩石，达到射

14、孔的目的，美国大多数页岩气水平井都进行套管射孔完井。,套管固井后射孔完井,裸眼射孔完井能够有效避免水泥对储层的伤害，避免注水泥时压裂地层，避免水泥侵入地层的原有孔隙中，工艺相对简单，成本低，缺点是后期多级射孔分段压裂难度较大，后期完井措施难度大。,裸眼射孔完井,套管中用组合式桥塞分隔各段，分别进行射孔或压裂，这是页岩气水平井最常用的完井方法。 其工艺是下套管、固井、射孔、分离井筒，但因需要在施工中射孔、坐封桥塞、钻桥塞，也是最耗时的一种方法。,组合式桥塞完井,组合式桥塞完井示意图,机械式组合完井是目前国外应用的一种新技术，采用特殊的滑套机构和膨胀封隔器，适用于水平裸眼井段限流压裂，一趟管柱即可

15、完成固井和分段压裂施工。 目前主要有Halliburton 公司的Delta Stim 完井技术。,机械式组合完井,页岩气固井技术 页岩气固井技术的核心是水泥浆体系，所涉及的水泥浆包括泡沫水泥、酸溶性水泥、泡沫酸溶性水泥以及火山灰+H级水泥等4种类型。 目前较普遍使用的是泡沫水泥固井技术，与常规固井水泥浆相比，泡沫水泥具有高强度、低密度、低失水量、超稳定性等特点； 据统计，泡沫水泥固井比常规固井的产气量平均高25%，我国该项技术目前在国内多个生产区块取得了实验性应用成功。,Packer Plus公司Quick FRAC系统是用专门的进入转向技术和公司获得专利的其他技术，通过一种批处理的压裂方法

16、，可以让作业公司在一次压裂处理中增加压裂级数。作业公司使用QuickFRAC技术在地面进行15次压裂液泵送作业，就可以提供多达60级压裂，在地面每进行1次泵送作业，在井下可以将压裂液精确地导入2-5个压裂层位。,系统利用一个测量程序通过一次投球可以打开两个可膨胀封隔器之间封隔层段中的多个滑套。同时，沿水平井筒的每一个Rapid Frac滑套都可以根据特定的压裂需求而定制，以便提高压后产量。为了确保增产的油藏体积最大化，在任何一个水平井完井中都可以同时使用多达90个滑套。另外，通过便利的连续泵送方式，Rapid Frac系统将增产液循环时间从数天减少到了数小时，同时减少了压裂用水量。,这种压裂球

17、由镁铝等合金材料制成，比重小，强度高，可以在井中随流体运移，多级压裂打开滑套时能够承受多重因素的影响，当其使命完成时还可以自动溶解消失。,威德福 Opti-Frac 水平井压裂系统-固井隔离,采用水泥固井代替裸眼封隔器. 尾管挂坐住后，水泥固井。固井过程中刮塞下行不会误开滑套，因为所有滑套都为上开式。,可施工作业层数多于裸眼封隔器系统（球座方式）水平井和直井都可使用大大缩短常规多层酸化压裂的时间酸化或者压裂砾石充填各层独立作业,威德福 Opti-Frac 水平井压裂系统-固井隔离工作原理,1、下入工具串，坐住尾管悬挂器，泵水泥,3、水泥侯凝后，开最底端滑套,2、水泥碰压后，坐悬挂封隔器,4、开

18、关工具随后提至竖直井段托筒处,威德福 Opti-Frac 水平井压裂系统-固井隔离工作原理,5、开始底层压裂,7、打开上层滑套，重复步骤45进行压裂，然后关闭本层滑套,6、底层压裂结束，关闭底层滑套,8、所有层压裂结束后，可选择性打开滑套进行生产。,威德福 Opti-Frac 水平井压裂系统-固井隔离技术指标,提 纲,一、概 述二、水平井完井技术三、分支井完井技术四、水平井、分支井完井技术发展趋势,分支井的概念,分支井和多底井统称多分支井(国内)或者多底井(国际)。,多分支井是指从单一井口钻出的含有一个以上分支井眼，并且回接到单个主井筒的井。,分支井的概念,五分支的多分支井,油气资源,稠油油藏

19、（美国、加拿大、北海）多底井 + 注水,潜山及深井油藏,断块、层状油藏,枯竭式开采油藏和开采中后期油藏,致密低渗油藏,地下水等,地 热、煤层气,分支井应用范围,分支井的应用范围,增大油藏的裸露面积，提高泄油效率改善油流动态剖面，降低锥进效应，提高重力泄油效果纵向调整油藏的开采 可以应用于多种油气藏的经济开采。,油藏工程,分支井的技术优势,与普通定向井、水平井相比：分支井的特点,井眼结构不同存在多个分支井眼连接处,x500 MSS,x000 MSS,A,B,A,B,B,A,H0.7,需 要 6 口直 井 来 开 发 断 块 油 藏,分支井的技术优势,x500 MSS,x000 MSS,A,B,A

20、,B,B,A,H0.7,Courtesy Brunei Shell Petroleum,领眼,实钻轨迹,分支井的技术优势,用一口两分支井代替6口直井,AustinChalk,北海地区,分支井的技术优势,分支井开采吨油钻井成本对比,阿曼油田水平井多分支井开发的经验,Saih Rawl 油田,地层为Upper Shuaiba，深度1400m，油藏厚60m，油柱高度1530m储层为基质白云岩， 孔隙度. 26%，渗透率 1-10md原油重度35API1995开始早期注水OOIP 740MMB，Reserves 240MMB，采收率 33%,分支井的关键技术,分支井的类型,根据井眼轨迹及几何形状可分为

21、：,根据连接油藏形式可分为：,分支井的类型,分支井的适用性,分支井技术的应用受到钻井成本和油藏埋藏深度的制约，分支井的成本随着分支数目的增加而极具增加，在实际生产中分支数越多，未必对提高产量的贡献越大。,分支井的适用性,分支井TAML分级,TAML1级,分支井TAML分级,TAML2级,分支井TAML分级,TAML3级,分支井TAML分级,TAML4 级,分支井TAML分级,TAML5 级,TAML6 级,分支井TAML分级,分支井TAML分级,在上世纪50年代初，前苏联就开始分支井专业技术和工艺的研究。1952年，在巴士基里亚卡尔塔什夫油田成功地进行了第一批试验。在66/45井（9个分支井眼

22、，产量是直井的17倍）的成功，标志着多分支井技术的正式诞生。 20世纪80年代后，俄罗斯先后在西伯利亚、黑海、波里斯拉夫等油气田进行老井侧钻的分支井，仅510个分支长80300m的分支井就有数百口。到21世纪初期，前苏联累计钻成了126口分支井。,国外分支井技术发展现状,俄罗斯分支井技术,美国、加拿大等国家，从20世纪80年代后期才开展多分支井钻井的试验研究，但推广应用的速度非常惊人。多分支井钻井已是相对较为普及的活动，该技术已进入一个快速发展时期。 美国HIS能源集团统计，到1999年5月全世界共打多分支井5779口，其中美国打多分支井3884口，加拿大打多分支井1891口，世界其他地区共打

23、多分支井4口；至2001年国外多分支水平井钻井总水平段长度达到11342米。,国外分支井技术发展现状,美国分支井技术,截止到2005年，全世界约有15000多口分支井，其中一半是Shell公司钻的，主要在中东、北美和欧洲北海应用较多。,委内瑞拉到2000年1月，Petrozuata已经钻了92口单分支井，27口多分支井，分支井平均每分支的钻井时间10.58天,不太复杂的分支平均是6.45天。,国外分支井技术发展现状,国外分支井技术发展现状,委内瑞拉分支井技术,目前在国际上TAML4级难度以下的分支井技术较为成熟，TAML4级难度及TAML4级难度以上的在国外只有贝克休斯、斯伦贝谢、哈里伯顿、威

24、德福等少数几家公司具有。,国外分支井技术发展现状,斯伦贝谢分支井技术发展历史,1995年，重入和促进生产小组成立,1996年，多底井工程小组成立,1997年，7Rapid Access分支井系统进入测试阶段,国外分支井技术发展现状,1998年，购买Camco 第一次商业安装Rapid Access分支井系统 7Rapid Access三级系统测试 RapidSeal可行性研究完成,1999年，高级完井生产小组成立,2000年，购买Secure Oil Tool,2001年，购买Sensor Highway-DTS,国外分支井技术发展现状,斯伦贝谢分支井技术Rapid Access二级,适用地层

25、：坚硬地层，适合再入井,特点：套管与导向短接连接结构简 单，价格便宜，侧向井眼裸眼完井。,国外分支井技术发展现状,斯伦贝谢分支井技术Rapid Access二级,选择性联顶仪,下入磨铣组合工具,调整造斜器与选择性联顶仪 的角度 下入磨铣组合工具校正方位 在ICC 磨铣侧孔，钻出一段井眼,国外分支井技术发展现状,斯伦贝谢分支井技术Rapid Access二级,下入导向器 钻侧向井眼,取出磨铣组合工具，清洗造 斜器周围碎屑 下入导向器，使之与造斜器 方位一致 按着设计钻出侧向井眼,国外分支井技术发展现状,斯伦贝谢分支井技术Rapid Access二级,下衬管，注水泥固衬管,衬管用钻杆送入，用钻杆支

26、 持衬管，注水泥固衬管 水泥开始胶结后，释放下井 工具并起钻 将导斜器和SLT取出 二级分支井完成,国外分支井技术发展现状,斯伦贝谢分支井技术Rapid Access五级,适用地层：可用于疏松地层新井或 是再入井,特点： 极好的机械整合性 内装侧向导入装置 无需调整套管方位 大直径生产井眼 完全可回收,国外分支井技术发展现状,下入底盘,选择性生产工具连接在底盘上 为准确地放置底盘并使其和磨 铣的侧孔对齐，将用到一个斜 面槽。,斯伦贝谢分支井技术Rapid Access五级,国外分支井技术发展现状,下入连接接头,下入连接接头，结合到衬管抛 光圈上 连接接头接合与抛光圈后，其 上部处于底盘中,斯伦

27、贝谢分支井技术Rapid Access五级,国外分支井技术发展现状,4级窗口联结点,国外分支井技术发展现状,上部井眼完井，并实现侧向密封,完井段上部分连接到底盘的 抛光圈，这样提供了连接周 围的水力密封 采用隔离套筒来水力密封主 井眼和侧井眼,斯伦贝谢分支井技术Rapid Access五级,贝克休斯分支井技术,国外分支井技术发展现状,目前，贝克休斯公司的主井眼套铣完井技术、套管预开孔完井技术处于世界领先地位。开发了Aligning MAW分支井完井系统、 L3 HookUp分支井完井系统。,下套管固井,套铣,连通,贝壳休斯分支井完井施工简易流程,套铣筒,定位封隔器,国外分支井技术发展现状,贝克

28、休斯主井眼套铣完井技术,该技术是在分支井眼完井下套管时，在主井眼与分支井交叉部位，下入预先已开好孔的壁钩式尾管悬挂器 ，使主井眼上下保持连通，分支井眼进入靠分支导向工具进入。,壁钩式尾管悬挂器,国外分支井技术发展现状,贝克休斯套管预开孔完井技术,Hook Up assembly on racks, ready to rig up.,Hook Up assembly in derrick, ready to run in hole.,贝克休斯分支井技术L3 HookUp System,国外分支井技术发展现状,技术特点与存在问题,井眼与分支井眼提供了一定的机械支撑分支窗口密封性得到保证不进行套铣，

29、分支处窗口质量得到保证分支井眼重入有保证主井眼上下尺寸不一致，分支次数有限，只适合于两分支井下部井眼后期修井时，工具的下入受到限制两分支井可实现分采,国外分支井技术发展现状,国外分支井技术发展现状,贝克休斯分支井分段压裂技术,21世纪初期，Halliburton Sperry Sun公司的分支井技术已经处于世界领先水平，Halliburton公司的多分支井技术实际上是在合并了Sperry Sun公司才真正发展起来的，其核心技术主要来源于Sperry Sun公司。经过两大国际公司的优势互补，已经形成了系列化的商业服务配套工具，拥有20余项专利技术。,国外分支井技术发展现状,哈里伯顿分支井技术,国

30、外分支井技术发展现状,哈里伯顿分支井技术,主井眼套铣技术 在分支井眼下套管固井后，将分支井和主井眼重叠的套管及下部的斜向器套铣取出，使主井眼保持同一尺寸，分支井眼进入靠定位斜向器进入。哈里伯顿采用特制开窗和套铣套管，提高了分支井套管开窗和套管套铣质量。,下套管固井,套铣,连通,哈里巴顿分支井完井施工简易流程,特制套管,套铣筒,锁定接箍,复合式预制窗口,国外分支井技术发展现状,哈里伯顿分支井技术,哈里巴顿与贝克休斯技术对比,国外分支井技术发展现状,国外分支井技术发展现状,威德福分支井技术,分支套管重开孔完井技术该技术是在分支井眼完井下套管固井后，下入尾管开窗工具，通过磨铣，将主井眼与尾管连通 ，

31、分支井眼重入通过桥塞控制斜向器方位，实现重入。,下尾管固井,磨铣,连通,威德福公司分支井完井施工简易流程,磨铣工具,重入定位桥塞,国外分支井技术发展现状,威德福分支井技术,特点与存在问题,井眼与分支井眼提供了一定的机械支撑分支井眼重入有保证磨铣分支窗口质量不易保证磨铣，由于振动影响分支窗口处密封性由于磨铣等作业，窗口以上水泥易发生掉块而造成井下事故主井眼上下尺寸不一致，分支次数有限，只适合于两分支井下部井眼后期修井时，工具的下入受到限制两分支井可实现分采,国外分支井技术发展现状,国外分支井技术发展现状,北京机械所的重入利用了膨胀管定位技术，其技术特点： 井下分支井永久定位和重入使主井筒的内径最

32、大，保证以后的采油、修井和油层改造等作业能够正常进行可在同一主井筒中打出多个分支井，分支数目不受限制,国内分支井技术发展现状,北京机械所主井眼套铣完井技术,下膨胀管,定位膨胀,下斜向器,开窗,侧钻,北京机械所分支井施工简易流程,国内分支井技术发展现状,磨铣尾管,套铣套管及斜向器,完井,膨胀管,北京机械所分支井施工简易流程,国内分支井技术发展现状,技术发展历程,开始技术研究,形成DF-1系统并应用。达到TAML 4 (及TAML 5 ),开始 TAML 6 研究,1995,1999,2009,长城钻探分支井技术,“DF-1”型 分支井结构示意图,长城钻探分支井技术,DF-1分支井系统,长城钻探分

33、支井技术,DF-1分支井系统,分支井“契合点”处横截面的形态： A-A：窗口中心点处的横截面； B-B：窗口末段处的横截面；,具有自主知识产权的嵌入悬挂式“DF-1” 四级分支井系统，具有更高的强度和可靠性。采用相贯技术实现预开孔套管与空心导斜器紧密搭接，形成完整的井下三通结构、完井通径大。形成预置导向机构和弯接头导入2种选择性重入技术，保证任意分支井眼的选择性重入。,“DF-1” 四级分支井系统特点,长城钻探分支井技术,DF-1分支井系统,独特的定位定向系统，确保窗口机构在井下几千米处自动定位定向精确安装。研制了深井硬地层厚壁套管开窗工具，解决了深井硬地层（井深3500米、岩层硬度89级）、

34、厚壁套管（壁厚11.99mm、钢级TP125TT）,大斜度井段(井斜26.8)开窗技术难题。,长城钻探分支井技术,DF-1分支井系统,具有多种完井管柱组合方式，能保证内管柱注水泥，空心胶塞注水泥，定位局部注水泥等各种固井方式的顺利实施；具有功能齐全的完井管柱丢手装置，能保证完井管柱的顺利下井，并按先定向悬挂，再丢手脱离，后挤水泥固井、循环洗出多余水泥的顺序安全施工；“DF-1”系统达到了国际标准分级4级水平，而且形成了完井、修井、采油等完整的配套方案。,长城钻探分支井技术,DF-1分支井系统,长城钻探分支井技术,DF-1分支井系统,斜 向 器 方 向 的 确 定,主井筒造斜器的悬挂座封,打 捞

35、 空 心 造 斜 器,分支井眼完井管柱悬挂,主 井 眼 分 支 井 眼 贯 通,两 个 分 支 井 眼 替 油,长城钻探分支井技术,技术关键点,窗口位置的选择依据,窗口的选择应在地层相对稳定的泥岩层,避开 水层、气层等；,选择在固井质量好的井段；,用套管下深数据和磁定位数据校准接箍位置,开 窗点选择在套管的中上部。,长城钻探分支井技术,长城钻探分支井技术,DF-1四级分支井技术,分支井固井技术,分支井固井主要困难：水泥环薄，对水泥石韧性提出更高要求。环空间隙小，套管不局中；只能采取低返速的方法，使顶替效率降低，从而影响固井质量。流体通道整体变小，注水泥作业中流动阻力明显增大，泵压增高，水泥浆在

36、小井眼窄环空中处于高剪切状态，可能导致水泥浆的井下性能改变；导致水泥浆在高压差作用下迅速失水和脱水，环空发生桥堵和蹩泵的几率增大，同时容易压漏地层，引起产层伤害，有时还可能发生灌肠事故。固井灰量少，对注水泥工艺和水泥浆密度控制提出了更高要求。,分支井固井技术,技术措施：1、改善水泥石性能（韧性、 耐腐蚀性、胶结性能）2、低失水、高分散固井水泥 浆体系3、优化固井工艺技术,分支井固井胶乳水泥浆体系设计,低失水、高分散固井水泥浆体系 在水泥浆中，掺入少量的胶乳起到分散、润滑和成膜作用，采用高分散性的降失水剂控制水泥浆的失水，保持水泥浆具有较低的粘度和无凝胶性能，掺入增强材料PZW在体系中发挥紧密堆

37、积的效果，使水泥浆具有较好的体系稳定性和流变性能。低失水韧性固井水泥浆体系 在水泥浆体系中，加大胶乳等增韧材料的量，提高水泥石的韧性性能和失水控制能力，通过分散剂等外加剂的调节，配制出分散性很好，稠度很稀的无凝胶水泥浆。,胶乳水泥浆体系特点,改善水泥石性能（韧性、耐腐蚀性、胶结性能）,普通水泥,胶乳水泥,胶乳水泥浆体系特点（续）,良好的失水控制和防漏失性能,良好的流变性能,良好的防窜性能,胶乳水泥浆静胶凝强度发展,良好的浆体稳定性 BP稳定性实验表明上下密度差小于0.03g/cm3。,辽河油田DF-1分支井钻完井系统演示,鱼刺井是一种形态较为特殊的分支井，其主井眼通常平行于油层水平延伸，各分支

38、井眼从主井眼侧向钻出，各分支眼的空间分布与主井眼基本上在同一油层，分支井眼与主井眼相比长度较短。,鱼骨井技术,分支井技术,增加可采储量；与油藏接触面积大，获得产量相对高；水平段生产压差较小，减少渗流阻力，产量递减相对缓慢；操作成本低，管理便捷。减少场地占用和设备搬迁费用单位产油成本降低,分支鱼刺水平井开发稠油、潜山油藏、块状油藏的优势：,分支井技术,将水平井单一水平轨迹在油藏中的分布改为多个水平段在油藏中的空间展布，以增大波及体积，从而提高单井产量和最终采收率。,鱼骨井技术的核心,分支井技术,鱼刺分支井参数优化,分支井技术,油藏优选：水平井应部署在油层分布稳定、单层厚度大、剩余油饱和度高、距边

39、底水要有足够距离、上下隔层均较发育的地区；,井位选择：新部署井要和原井网组合配套好，完善尚未加密区井网，充分考虑井网和井距等指标，与附近直井的水平距离为35m左右；,分支角度优选： 从研究的结果看，随着分支角度增大，效果见好，但角度增大到60度时，累产油稍有降低。建议分支角度采用45度。,分支长度优化： 分支长度从50米到150米增加过程中，累产油增加幅度较大，而长度为200米的累产油比150米的情况增加很小，综合考虑分支钻井成本和累产增加幅度，认为150米为最优分支长度。,鱼刺分支井井身结构优化,分支井技术,目前，鱼刺井各分支井眼采用的是裸眼完井，采油过程中没有重入性要求，因此在井眼尺寸和施

40、工顺序等方面需要进行不同的设计。 基本设计思路是：,主井眼和各分支井眼尺寸相同（215.9mm） 主井眼结构采用“鱼钩型” 各分支水平段采用高差设计,鱼刺分支井钻井方法,分支井技术,方法二,方法一,鱼刺分支井钻井技术要点,分支井技术,必须保持最终形成的主井眼垂向轨迹在各分支井眼的下部，使钻具或完井管柱在重力的作用下沿主井眼前行。 必须保证分支井眼与主井眼之间开始分叉的夹壁墙快速形成并具有不易坍塌的特性。 松散地层悬空侧钻施工过程中，按照划槽、打窝和控制钻进三个步骤进行主井眼的侧钻。 新的主井眼形成后，当下钻到分支处后，依靠钻具重力的作用，确保顺利进入主井眼中。,鱼刺分支井井眼轨迹控制技术,分支

41、井技术,采用三维绕障技术和LWD随钻测量技术，实现井眼轨迹精确控制，指导钻进，对地层作出快速评价， 达到最大的油层钻遇率。,主要解决了鱼刺井分支井眼测井重入的问题,鱼刺分支井完井管柱示意图,采用主井眼下割缝筛管完井，分支井眼裸眼完井,鱼刺分支井完井技术,分支井技术,鱼骨井钻井规程,准备工作（上部井眼准备 、工具准备 、资料收集 、 施工方案 ）施工作业（主井眼（或主支井眼）前进式钻进方式 、主井眼（或主支井眼）后退式钻进方式 、 钻井液性能应具备 、完井 ）,分支井推广应用,分支井推广应用,分支井推广应用,鱼刺分支井推广情况,分支井推广应用,2000年完成国内第一口三分支井 海1420井,全面

42、验证了DF-1预开孔 多分支系统的可行性， 掌握了多分支井关键工 艺技术，积累了现场施 工经验，达到了具有现 代完井意义的TAML4 级水平。因高含水关井 ，累计产油3800t,F1,F2,F3,海1420井,油藏类型:普通稀油完钻井深：1544米最大井斜：90.4 水平段方位：160 最大造斜率：22.5 /30米水平段长：125米油层位置：1370-1530米水平段长度：160米筛管段长：144米筛管类型：102mmx0.5mm 割逢筛管,第一阶段：自喷生产 产油26 60吨/日第二阶段：转抽生产 平均25.3吨/日累计产油：9396.8吨,分支井眼最大井斜70 井底位移640.25m,四

43、川西南地质局，2001年完成的双分支气井，固井完成，分支压裂双管采油。是国内第一口真正意义上的具有独立知识产权的分支井。采用压裂投产，两分支采用分采方式，至2005年12月1日累积产气825104方，目前生产管柱完好，生产正常。,133/8,95/8,51/2,新浅90FP,新浅90井完井管柱示意图,1、该井为吉林油田长深区块低渗透气藏，考虑先期钻井投入和该区登娄库组气藏特点利用分支井可大幅度提高气藏动用程度等原因设计为双分支水平井。2、施工难度是井深和地层硬是国内第一口井深达4300m的双分支水平气井，各种工具要求气密封，深层P110套管开窗和完井施工难度大。,长深D平1井,长深D平1井,分

44、支井在高凝油油藏应用,辽河油田沈阳采油厂静3159是静29-57断块上的一口老井， 该区块共部署有各类井15口，其中：油井12口，注水井3口。注水井为：29-53，27-57，31-61；侧钻水平井两口：29-59cp，31-59cp。截止目前，全块共累积采油15.3818104t，累积注水21.191104m3，累积采水2.98104m3，累积注采比0.907，采油速度0.3%，采出程度8.84%。现油井开井4口，平均单井日产油3.85t/d，断块日产油15.7t/d，日产水11.4t/d，综合含水42%。注水井全部关井。,静29-57块储层物性较差，属中孔-低渗、中孔-特低渗储层，孔隙度一

45、般9.3%-19.3%，平均17.6%.渗透率一般在1010-3m24310-3m2，平均2910-3m2，垂直渗透率平均为12.610-3m2，碳酸盐含量8.76%，分选系数1.66，粒度中值0.021mm1.31mm，平均0.24mm。,静31-59CFP井设计轨迹与实钻轨迹剖面示意图,边台H3Z井实施方案,该井为辽河油田部署实施的国内第一口潜山层开窗的双分支11鱼骨水平分支井，最大垂深2362m。潜山硬地层开窗及悬空侧钻和完井施工难度大。,A,B,A,B,边台H3-Z井,边台H3Z井为辽河油田沈阳采油厂部署实施的国内第一口潜山层开窗的1口多层次分支井（含两个四级分支井眼，四级分支井眼分别

46、含有5个、6个鱼刺型分支井眼），可有效的在纵向和横向上控制储量，增加储层裂缝钻遇率，是目前国内结构最复杂的多分支井。,边台H3Z完井管柱示意图,Z2分支,开窗点：1798m完钻井深：3110m最大井斜：94.9最大位移：1300m鱼翅分支数量：5鱼翅分支总长度：888.36m油层总进尺：2194.36m,主井眼完钻井深：3248最大井斜：98.86最大位移：1320m鱼翅分支数量：6个鱼翅分支总长度：1212.56m油层总进尺：2175.56m：,Z1分支,DF-1完井系统,边台H3Z井,国内井身结构最为复杂的多分支井,边台潜山普通开发井平均日产3.5吨；边台-H3Z日产量60吨左右，相当于1

47、6口井；目前已经稳产3年多。,边台H3Z井,静52-H1Z,静52-H1Z井完钻井深4246m，总进尺7577.19m，共20个鱼骨分支，水平段总长4333.19m ，主井眼采用5 打孔筛管完井，是国内目前分支数最多的鱼刺分支井。,为满足断块边部构造、异常压力分布、油层高压含气等复杂的地质条件，采用了5开的井身结构，使用了5种规格的套管/尾管可钻性差的粗面岩地层中，第一分支为反向双台阶阶梯水平井，最大上翘幅度100m，最大井斜101.7。,小35-H1Z双分支水平井,第一分支水平段长850米，第二分支水平段长350米，Z1、Z2分支采用筛管悬挂完井方式完井。采用DF-1完井系统，TAML4级。

48、投产后，日产油气当量达140吨，产量是同一区块直井的6至8倍。,小35-H1Z双分支水平井,国内陆上井深最深、水平段长度最长的双分支水平井,2007年完成,基本情况,井位选择：高3-4-17井,累积采油0.6553104t，日产油3t/d,高10块位于台安县新台乡,西部有采油井2口，高3-4-17井因套管损坏及井下落物关井，单井常规阶段初期产油平均3t/d ，首轮注汽后平均单井产油9.2t/d。177.8mm技套下至1560m，目的层油层顶深1490m。,射孔井段：1538.2-1566.5m,分支井在稠油油藏上的应用,基本情况,CH1分支开窗位置：1431.23m 完钻井深1840m水平段长

49、239.8m 水平段方位：15 最大井斜93.8筛管类型：102mmx0.5mm割逢筛管,CH2分支开窗位置：1397.5m 完钻井深1805m 水平段长231.8m 水平段方位：212 最大井96.4筛管类型：102mmx0.5mm割逢筛管,主井眼内通径：112mm 分支井眼内通径：86mm,高-分支水平井现场应用井是一口长停井，该区块目前单井产量23吨,分支井在稠油油藏上的应用,地质概况及开发现 状,构造位置：辽河盆地西部凹陷西斜坡北端高二三区西部 。开发目的层：沙三下莲花油层砂岩组,辽河油田曙光采油厂特稠油油藏，原油粘度在10万厘泊以上。目前主体开发方式为直井蒸汽吞吐； 部署方式为70m

50、井距正方形井网络； 单采兴油层井共有19口井，累积注汽14.2万吨，累积产油7.8万吨，油汽比0.55； 开发中存在的矛盾：油层厚度薄、顶水威胁，部分区域出水、直井吞吐单井产量低、采收率低。,分支井在超稠油油藏上的应用,水平井杜84块兴组油层主要地质特征,兴油层组为构造岩性超稠油油藏，构造形态整体为一北东向延伸、由北西向南东倾斜的单倾构造，构造形态比较平缓。储集层为中-厚层状、冲击扇型扇三角洲沉积的砂砾岩。,超稠油,杜84兴平238鱼刺分支井现场试验,鱼刺分支井井位部署,井位部署,钻探目的：提高水平井主井筒注汽效果，最终达到提高采收率的目的,辽河油田实施的第一口鱼刺分支水平井，5个分支，水平段