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1、水平井固井完井技术,钻井完井工艺研究所2008年03月,HORIZONTAL WELL CEMENTING AND COMPLETION,王兆会,自我介绍,王兆会，博士/高级工程师，现工作于中国石油集团钻井工程技术研究院钻井完井工艺研究所。1984年07月毕业于华东石油学院开发系，当年被分配到新疆石油管理局钻井工艺研究所(院)从事固井完井科研工作，2007年4月调现单位。历任助理工程师、工程师、高级工程师；工艺三所副所长、所长等。2000年09月开始在石油大学(北京)油气井工程专业学习，于2005年01月获石油大学(北京)工学博士学位。,自我介绍,20多年来，共获得科技成果11项，发表论文20
2、多篇。,钻井研究院简介,是集团公司根据发展战略和科技资源整合总体要求，于2006年整合原勘探开发科学研究院钻井所、机械所、完井所、海外中心等科研力量，并抽调各油田有实际科研能力和丰富现场经验人员，新成立的集团公司直属研究院。具有以苏义脑院士为首的教授级高级工程师7人，高级工程师90人，工程师70人等高级研究人才。,钻井研究院简介,中国石油集团钻井工程技术研究院,生产技术支持研究所,海外钻井技术研究所,钻井完井工艺研究所,井下控制工程研究所,钻井机械研究所,钻井液研究所,江汉机械研究所,北京石油机械厂,钻井战略规划研究所,实验基地（共建）,具有钻井工程设计甲级资质，其主要经营范围为：钻井技术的研
3、发、集成、配套；钻井新装备、新工具、新仪器和软件研发及应用推广；钻井技术服务、培训、咨询及交流；钻井工程技术监理等。,钻井研究院简介,CNPC钻井工程重点实验室,高压水射流重点研究室井壁稳定重点研究室钻井液重点研究室欠平衡钻井重点研究室井下测控重点研究室,井下控制实验室4个,井下仪器组装实验室1个井下仪器系统调试实验室1个通用电子电路实验室2个,固井实验室1个,水泥浆实验室1个,钻井液实验室2个,储层保护实验室1个钻井液实验室1个,钻井机械实验室1个,石油机械检验实验室1个,钻井综合实验基地1个,与大港共建,主体实验室,5个研究室（高校）,现有实验条件,钻井完井工艺研究所简介,钻井完井工艺研究
4、所是在原廊坊分院完井工艺研究所的基础建立的，是钻井工程技术研究院的主力研究所，目前有职工34人。,钻井完井工艺研究所简介,掌握如下特色技术：钻井工程设计固井完井技术煤层气井钻井完井技术储气库建设综合配套技术泡沫和空气欠平衡钻井技术特殊钻井完井工具开发技术,主要内容,水平井概念水平井创记录简介国内主要水平井完井方式水平井固井完井主要难题水平井固井完井施工设计水平井固井完井所需工具水平井固井水泥浆水平井固井完井发展趋势,一、水平井概念,水平井定义及分类水平井发展历史为什么要钻水平井,1、水平井定义及分类,国际上一般认为井斜角大于85并沿目的层延伸足够长度的井眼称为水平井。水平井按造斜率或曲率半径分
5、为三类：即长、中和短半径水平井。,1、水平井定义及分类,不同的水平井分类,2、水平井发展历史,水平井最早钻于1927年，早期的水平井只限于短半径井。1985年利用井下马达钻成第一口中半径水平井，从此水平井被广泛应用。,2、水平井发展历史,据四川油气田资料介绍，1961年底到1963年初，钻出了“一直两斜”多底井；1965年11月钻成了磨3水平井(垂深1367.78m，水平位移444.21m，井斜90)。国内从1991年开始进行“八五”攻关，逐步形成了国内水平井技术。2006年是中国石油水平井发展具有里程碑的一年，全年水平井完成总井数超过了历年水平井的总和。(2006年522口井，2007年80
6、6口井)目前中半径井仍是国内外最常见的水平井。,2、水平井发展历史,华北油田从1990年开始钻水平井，第一口井为任平1井(1990年10月26日1991年3月28日)，第二口井为任平2井(1995年11月16日1996年4月5日）2006年，华北油田钻水平井15口，实现了水平井应用的突破。其中固井射孔完井11口，筛管完井3口，裸眼完井1口。,3、为什么要钻水平井,增加裸露面积，增加油气井单井产量；穿越多个油层，一口井开发一个小油田；改善流体泄流方式，提高采收率；地面限制，开发直井无法开采的区域；海上油气田，节省作业平台；沙漠油气田，减少井场建设；以后应该问，为什么不钻水平井？,二、水平井创记录
7、简介,最浅水平井：新疆油田HW9817井是2006年垂深最浅与水垂比最大水平井，其中垂深135.6m，水平位移301.94m，水垂比2.22。,二、水平井创记录简介,最深水平井：一般在塔河油田，左图为YK5H水平井，井深达近6000m。2006年中石油最深水平井为塔里木DH1-H5井，达6368m。,二、水平井创记录简介,水平位移最大井：2006年大港油田张海502FH井，斜深5387m，垂深2845.49m，位移4128m，最大井斜96，钻井周期57天。水平段最长井：2006年长庆油田龙平1井水平段长1007m。垂深最深井：2006年塔里木哈得4-58H井完钻井深5508m，完钻最大垂深50
8、56.5m。,二、水平井创记录简介,水平井防碰最复杂井：2006年长庆油田杏-1-平35井水平井待钻井眼50m范围内有11口井，其中杏6-1-135井与待钻井眼距离9.9m，防碰难度大。分支井级别最高井：2006年大庆州38-平72井采用国内研制的预开孔定向悬挂分支井完井系统，达到TAML四级分支水平。,三、国内主要水平井完井方式,水平井主要完井方式及适用条件中石油2006年水平井完井方式分类固井射孔完井与贯眼完井费用对比国内主要水平井完井方式,1、主要完井方式及适用条件,水平井完井方式主要根据油田地质特点、油藏类型、开发方式、井别、曲率半径、增产措施等因素，综合分析，优化选择。SY/T646
9、4-2000水平井完井工艺技术要求中的水平井完井选择原则。,1、主要完井方式及适用条件,1、主要完井方式及适用条件,1、主要完井方式及适用条件,2、2006年水平井完井方式分类,其中2口筛管射孔归入筛管,2、2006年水平井完井方式分类,冀东2006年50口水平井射孔完井的只有1口，造斜段注水泥、裸眼封隔器分段筛管完井26口，尾管悬挂、裸眼封隔器分段筛管完井15口，侧钻水平井尾管悬挂、裸眼封隔器卡封分段筛管完井8口。,3、固井与贯眼完井费用对比,皇甫洁等水平井筛管顶部注水泥技术的应用钻采工艺，2007，30(4)：161162,4、国内主要水平井完井方式,水平井完井细分,裸眼完井,固井射孔完井
10、,防砂筛管完井,套管固井,尾管固井,单尺寸套(尾)管,复合尺寸套(尾)管,悬挂筛管完井,贯眼完井,多级管外封隔器完井,衬管完井,4、国内主要水平井完井方式,裸眼完井：1、最早的水平井。2、短半径水平井。3、坚硬垂直裂缝油藏。4、致密裂缝砂岩。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。,4、国内主要水平井完井方式,衬管完井：易坍塌但不需要防砂优点：1、成本相对较低；2、储层不受水泥浆伤害；3、可防止井眼坍塌。缺点：1、不能实
11、施层段的分隔；2、难以避免层段之间的窜通；3、无法进行选择性增产增注作业。石西04水平井悬挂打孔管,衬管、贯眼完井：贯眼完井、复合尺寸斜井段和水平段为139.7mm套管，直井段为177.8mm套管。,石西4口水平井,4、国内主要水平井完井方式,4、国内主要水平井完井方式,固井射孔完井：需进行压裂改造的低渗透油藏 优点：1、最有效的层段分隔；2、可以进行有效的选择性增 产措施；缺点：1、相对较高的完井成本；2、储层受水泥浆的伤害；3、要求较高的射孔操作技术。单一尺寸套管固井,4、国内主要水平井完井方式,固井射孔完井：复合尺寸套管固井带六个套管外封隔器。最早的水平井为保证固井封隔效果，加装封隔器。
12、,HW703水平井,4、国内主要水平井完井方式,固井射孔完井：(TZ4-27-H14井)单一尺寸尾管固井,4、国内主要水平井完井方式,悬挂筛管完井（1997年九区稠油水平井）,防砂筛管完井：1、稠油油藏；2、易坍塌油藏；,优点：1、成本相对较低；2、储层不受水泥浆伤害；3、可防止井眼坍塌。缺点：1、不能实施层段的分隔；2、难以避免层段之间的窜通；3、无法进行选择性增产增注作业。,4、国内主要水平井完井方式,防砂筛管完井：贯眼完井：1、底部筛管上部注水泥；2、尾管悬挂完井，后期回接,管串结构复杂，压力匹配困难。,4、国内主要水平井完井方式,防砂筛管完井：筛管带多级套管外封隔器完井,优点：1、相对
13、中等程度的完井成本；2、储层不受水泥浆伤害；3、在一定程度上避免可以避免层间 窜通。缺点：1、不能实施层段的分隔；2、难以避免层段之间的窜通；3、无法进行选择性增产增注作业。,4、国内主要水平井完井方式,防砂筛管完井：悬挂筛管完井（2005年SNHW816井HW9801井）,四、水平井固井完井主要难题,技术特点、难点：套管柱设计问题。水平井套管受力情况复杂，需要考虑弯曲井段的附加弯矩，摩阻引起的附加载荷等因素。套管下入困难，特别是大尺寸技术套管下入困难。套管下入过程中的阻力主要由两部分组成，其一是通过弯曲井段的局部阻力，由井眼条件决定，主要影响因素是该井的最大全角变化率；其二是套管与井壁的摩阻
14、力，由相当于水平位移长度的套管重力和套管与井壁的摩擦系数决定。水平段、弯曲段(特别是弯曲段)套管难以居中，注水泥顶替效果差，固井质量难以保证。,技术特点、难点：水泥浆问题。水泥浆要有很好的稳定性，自由水和滤失量控制极为严格，要求自由水为零，滤失量小于50ml，并且有较高的强度和最好的施工性能。顶替效率问题。套管偏心严重，井壁沉砂难以清除等。套管扶正问题。固井完井附件问题。尾管悬挂座封困难、分级箍开孔困难、浮箍的特殊要求。管串结构复杂，压力匹配困难。,四、水平井固井完井主要难题,针对以上特点、难点，一般的解决措施：井眼轨道控制上，要保证井眼圆滑，严禁出现大的狗腿，保证套管顺利安全下入；钻井液和完
15、井液，保证不漏压稳，润滑性好，使套管顺利下入；下入合适扶正器，保证套管居中；优选合适的固井完井工具，悬挂器选择液压式；,四、水平井固井完井主要难题,针对以上特点、难点，一般的解决措施：水泥浆采用零析水、低失水、无收缩或微膨胀体系，防止沉降串槽；现场施工前，优选固井模拟软件对下套管、注水泥等施工过程进行模拟计算，在提高顶替效率，保证固井质量同时防止水泥浆漏失。下套管前，充分清洗井眼。一是为下套管作准备；二是防止固井是沉砂造成窜槽,四、水平井固井完井主要难题,最好的办法就是大排量,五、水平井固井完井施工设计,套管柱设计套管串设计套管柱下入设计套管居中与扶正设计水泥浆设计注水泥及顶替设计防砂筛管设计
16、,1、套管柱设计,与普通井内套管相比，水平井内套管承受的载荷没有本质的不同，但所受力更为复杂，载荷大小有明显区别。作用于水平井套管上的关键作用力是弯曲力、扭矩、摩阻力以及由于地层下沉等引起的点分布、线分布载荷。弯曲力、扭矩、摩阻力以及常规作用力要共同考虑于水平井套管柱设计中。目前，已有多款专门针对水平井编制的套管柱设计软件进行套管柱设计和强度校核。,2、套管串设计,根据完井方式的不同，选择不同的管串结构。右图为TK105井管串结构，这种是最复杂的管串结构。工具、附件多，压力匹配困难。,3、套管柱下入设计,在下入套管柱时，会遇到如下的主要问题：在弯曲井眼中，套管柱与井眼下侧相接触，进入水平段后会
17、平躺在井眼下侧，此时套管柱与井眼的接触段长，使得地层与套管柱间的摩擦阻力相当大，可能引起下套管遇阻。套管柱通过弯曲段时随井眼弯曲承受弯曲应力作用，弯曲应力随井眼曲率的增加而增大，弯曲应力有可能超过管材的屈服强度，引起套管的破坏。同时套管接箍处的螺纹也随弯曲井眼产生弯曲变形，有可能在套管本体发生破坏之前引起密封失效。套管基本上属于薄壁管或中厚壁管，套管柱随弯曲井眼变形时，容易形成椭圆形套管截面，严重时呈扁状。阻力过大时，上部井段套管容易失稳发生屈曲变形，屈曲产生后会引起许多严重问题，如进一步增加摩阻，使管柱发生自锁，无法继续下入，甚至管材破坏等。,3、套管柱下入设计,在下套管甚至在钻井之前，就要
18、对套管可下入性进行分析计算，这包括：摩阻计算，包括考虑套管变形引起的摩阻。最小可弯曲半径计算。套管弯曲变形量计算(主要针对大尺寸套管)。,3、套管柱下入设计,摩阻计算的软杆模型及计算公式,3、套管柱下入设计,3、套管柱下入设计,套管最小可弯曲半径计算在井眼曲率较高的水平井中，套管能否下入是一个重要的问题，必须对套管管体允许的弯曲半径进行计算，而且套管允许的弯曲半径应小于井眼实际的弯曲半径，否则应重新校核。,4、套管居中与扶正设计,在弯曲井段和水平井段，套管均存在偏心问题；套管扶正器的安放，一是可以减小套管与井壁的摩阻；二是可以保证套管居中，保证固井质量。因此，套管扶正器的安放极为重要。,在弯曲
19、段和水平段，每根套管安放一只扶正器是必须的；,扶正器安放计算公式复杂，必须使用计算软件进行；,4、套管居中与扶正设计,新的下套管标准要求在大位移、大斜度井中使用滚轮刚性扶正器，在上层套管内必须使用滚轮钢性扶正器；在坚硬地层的裸眼段内同样要使用滚轮钢性扶正器；大位移井要考虑使用漂浮接箍辅助居中，减小摩阻。,4、套管居中与扶正设计,要大于67,5、水泥浆设计,水平井水泥浆设计与直井、常规井没有大的区别，也是主要包括以下几个方面：环空水泥浆柱组成设计水泥浆体系与性能要求水泥浆配方与性能试验水泥浆用量计算,5、水泥浆设计,水泥浆失水、析水有特殊要求，要在试验室进行更多次数的体系优选。水泥浆量的计算不准
20、确，要根据现场经验比直井更多的适当附加。,6、注水泥及顶替设计,影响顶替效率的主要因素：有效地驱替钻井液，提高注水泥的顶替效率是清除钻井液窜槽、保证水泥胶结质量和水泥环密封效果的基本前提。因此，半个多世纪以来，注水泥顶替机理研究一直是国内外固井界重点研究的课题。影响注水泥顶替效率的6个因素：（1）套管在井内的居中度；（2）液体在环空中的流动状态；（3）紊流接触时间；（4）钻井液的触变性；（5）钻井液与水泥浆的流变性能；（6）水泥浆与钻井液的密度差。,6、注水泥及顶替设计,合理运用顶替技术提高顶替效率，对于获得良好固井质量是至关重要。套管居中、井径规则程度、顶替液与被顶替液流变性能差异、顶替流态
21、与紊流接触时间、水泥浆密度均匀性、钻井液调整结果等都会不同程度的影响顶替效率。实际工程中，由于受到多种因素的制约，很难作到各种因素都处于最好的情况，保证良好的顶替效率，其关键在于如何合理运用相关理论与实际相结合，达到整体协调。,6、注水泥及顶替设计,提高顶替效率的方法：保证井身质量，尽可能使套管居中；降低钻井液的触变性能，增大水泥浆与钻井液的密度差，保持紊流接触时间达到10min；因条件限制不能采用紊流顶替时，采用层流；使用优良的前置液。,7、防砂筛管设计,根据地层出砂情况，设计所需要防砂筛管的类型。割缝筛管；冲缝筛管；绕丝筛管；预充填砾石绕丝筛管；金属纤维防砂筛管；陶瓷防砂筛管；多层充填井下
22、防砂管.,7、防砂筛管设计,最早见到的是预充填砾石绕丝筛管,7、防砂筛管设计,目前最常用的为割缝和冲缝,7、防砂筛管设计,充填砂砾直径和筛管缝宽的设计原则：根据缝宽设计填充砾石直径：在筛管外缝口处能形成有效架桥，其原理是砂粒直径为缝宽的（1/3-2/3）。小的砂粒通过架桥，随油流出井眼，大的砂粒被阻挡在管外。根据砂砾直径选择缝宽：一般认为缝宽e应小于砂粒直径的两倍，即,7、防砂筛管设计,代表砂粒累积百分曲线上，占累积重量10%所对应的砂粒直径的百分比。也就是说，90%的细砂允许通过筛缝，只把10%的较大直径的砂粒阻挡在外，以便由砂粒桥架形成高渗透的“砂桥”。,该井砂砾直径约o.25mm，选择割
23、缝宽度为o.45mm,六、水平井固井完井所需工具,引 鞋悬挂器分级箍套管外封隔器变径接头打孔衬管割缝筛管冲缝筛管套管扶正器特殊工具,1、引鞋,普通流线型引鞋,滚轮式引鞋,2、尾管悬挂器,选择液压式悬挂器，不能选择机械式悬挂筛管悬挂器，要带封隔器热采井悬挂筛管，要带耐热封隔器胶木球,3、分级箍,HALLBURTON公司ES型双级箍,SJG(Y)140型双级箍,4、套管外封隔器,5、变径接头,6、打孔衬管,在套管上打孔，参数同射孔参数或根据情况设计。,7、割缝筛管,8、冲缝筛管,9、套管扶正器,水平井用扶正器,10、特殊工具,大曲率井眼固井完井特殊工具,10、特殊工具,超浅层水平井固井完井特殊工具
24、,七、水平井固井水泥浆,水平井固井水泥浆除一般要求外，还要具有：低失水零析水或叫零自由水无收缩或微膨胀高韧性高稳定性,七、水平井固井水泥浆,直井中水泥浆析水不会造成长距离地层窜通。水泥浆稳定性要求也不严格。而在大斜度及水平井中，环形空间底部存在岩屑床，需要有效清除，环空上部由于水泥浆析水的聚集和水泥浆固相沉落将形成自由水带或不凝固的泥浆带，造成地层连，封固失败。因此为保证有效封固地层，必须使用低析水、稳定性良好的水泥浆。,七、水平井固井水泥浆,HW6001井水泥浆配方及参数,七、水平井固井水泥浆,控制失水和保证稳定性的方法：增加水泥浆的粘度。包括增加水泥、减轻剂或加重剂等固相颗粒的细度、减少水
25、灰比等；也可以加入悬浮剂或增粘剂，诸如纤维素、聚酰胺等。但一般不用增粘的方法降低水泥浆自由水含量，提高水泥浆的稳定性。适当增加水泥浆的胶凝强度。一般是加入三氯化铝、三氯化铁和硫酸铝等。但胶凝强度最好不要超过24Pa。,七、水平井固井水泥浆,降低水泥浆失水的意义防止施工事故生成过厚泥饼过早脱水改变稠化时间降低强度环空桥堵 避免油气层损害,七、水平井固井水泥浆,分支井水泥浆：分支井对水泥石的韧性及抗冲击性有更高的要求，目前应用的有胶乳水泥浆体系和纤维水泥浆体系。胶乳水泥浆体系具有以下优点：一是胶乳颗粒可堵塞水泥滤饼中的小孔隙，有效控制失水，降低油层污染，有效保护油气井产能；二是胶乳中较多的表面活性
26、剂，对侵入的气体有束缚和分散作用，降低了水泥石的渗透率；三是提高了水泥石的弹性及抗拉强度，增强了水泥石的抗冲击能力；四是提高了水泥石对应力变化、腐蚀的抵抗能力，延长了油井寿命。纤维水泥浆体系就是在水泥浆中掺入0.120.37，长度为7001400 m的纤维提高水泥石的界面胶结强度及韧性，提高水泥石的抗冲击能力,延长油井生产寿命。,八、水平井固井完井发展趋势,从井型看：大位移井分支井欠平衡水平井侧钻水平井小井眼水平井短半径水平井MRC井,八、水平井固井完井发展趋势,从完井方式看：可选择性完井多分支井智能完井,1、大位移井,是定向井、水平井技术的延伸，是现代钻井设计、钻井工艺、井眼轨迹测量和控制、
27、钻井液、固井等技术的集成。目前国外已成功地钻成了数百口大位移井，水平位移超过10000m的井三口，其中英国M16井水平位移10728.4m，水平垂深比达到6.55,1、大位移井,西江241油田是西江243油田的一个卫星边际油田。从1997年开始至2002年6月，中海石油(中国)有限公司深圳分公司与菲利普斯中国有限公司合作为高效开发西江241边际油田，利用西江243综合生产平台共钻成了6口大位移井。这些大位移井的水平位移达到75128063m，其中西江243A14 ERW 创造了水平位移8063m的当时(1997年)世界纪录。,1、大位移井,1、大位移井,大港油田 2006年完成的张海502FH
28、大位移井，水平位移4128m。,2、分支井,分支井技术是随着侧钻井、水平井、随钻测量技术的发展而迅速崛起的钻井新技术。该技术既可用于老井套管开窗侧钻，又可用于新开发油田，具有增大单井油藏裸露面积、提高油层钻遇率，减少地面和井下设备成本、提高油田整体开发效益的优势。中国石油从“十五”就开始攻关分支井技术，目前已基本形成以辽河油田分支井完井系统和集团公司钻井院膨胀管定位分支井系统为代表的两大特色技术。,2、分支井,多分支井技术发展国际财团1997年拟定了TAML标准。按完井技术满足“连接性、分隔性、贯通性”的程度，以及结构由简单到复杂，将分支井完井系统分为六级。,1级裸眼、无支撑连接。2级主(母)
29、井眼下套管和注水泥，分支井裸眼。3级主井眼下套管和注水泥，分支井下套管但不注水泥。4级主井眼和分支井眼皆下套管和注水泥。5级主井眼和分支井下套管和注水泥，用完井获得连接压力完整性。6级用下套管(不容许注水泥)获得连接压力完整性。,2、分支井,杜32-兴H101Z井示意图,2、分支井,2、分支井,长庆,2、分支井,煤层气分支井,3、欠平衡水平井,国内的欠平衡水平井应该是在新疆吐哈油田三塘湖区块牛102井首次实施的，该井应用MWD无线随钻测斜仪，DST有线随钻测斜仪，为后续的欠平衡水平井钻井施工摸索出了一定的成功经验。国外欠平衡水平井应用较多，效果明显。中国石油 正在计划推动欠平衡水平井技术。,4
30、、侧钻、小井眼、大曲率井,这些井正在得到重视。NB31为北布扎奇油田第一口侧钻短半径试验水平井。其井深728.33m，垂深438.66m，水平位移324.21m，平均造斜率达到了28.12/30m。最大造斜率达到1.25/m。,5、MRC井,MRC技术被国际石油专家们确立为21世纪初最具发展潜力的8项钻井新技术之一，代表了21世纪石油技术的发展方向。MRC技术除具有水平井的常规优势外，其成本比单个水平井低，它是在一个主井眼中钻出两个或多个分支井眼，从而钻遇多个不同空间位置的产层，增大储层钻穿几率和有效面积，进而提高单井油气产量。,6、可选择性完井,Annulus CasingPacker(AC
31、P),Selective Cement Inflation(SCI)Tool,7、智能完井,智能完井技术：国外叫Smart Well Technology或Intelligent Wells，自1997年开始现场实施。智能完井实际上是一种多功能的系统完井方式，它允许技术人员远程监测、控制和生产原油。这种系统允许在不起出油管的情况下，仅凭计算机就能随时重新配置管串结构、开启或关闭某个生产层位，它还可以进行连续、实时的油层管理，实时采集井下压力和温度、流量等参数。,智能完井系统一般包括：井下信息收集传感系统普通、光纤、微电子传感器。井下生产控制系统由地面遥控的井下控制阀等。井下数据传输系统传输数据
32、和信号的电缆或光缆。地面数据收集、分析和反馈控制系统计算机和分析数据用的软件包。,7、智能完井,智能完井的主要优势：1.时实监测井下各产层生产信息，随时了解井下动态。2.可遥控调整入井流量、生产压差，优化采油参数。3.可遥控或自动关闭出水层段。4.有利于减缓水锥、气锥，延长油井生产 寿命。5.减少修井作业。6.可以实现多层、多底井同采。7.提高油藏采收率和油田开发综合效益。,7、智能完井,7、智能完井,8、06年中国石油科技十大进展,2.蒸汽辅助重力泄油技术在辽河应用获得突破进展辽河油田采用SAGD技术开发储层深度超过1500米以上的超稠油（是加拿大应用SAGD技术井深的4倍），已在8个井组进
33、行了先导性试验，其中4口水平井采油单井产量相当于22口直井的产量，预计可在整个试验区提高采收率30%以上，增加可采储量100万吨。辽河油田SAGD技术的开发集成了数值模拟技术、钻完井技术、油藏动态控制技术、产出液换热技术、油藏动态监测技术等10大主体技术，形成了具有自主知识产权的配套系列，成为超稠油蒸汽吞吐后期主要的接替技术。,8、06年中国石油科技十大进展,3.水平井技术及应用规模取得历史性进展经过10多年的研发和推广，2006年中国石油集团完成水平井522口，井数占到全年总井数的4%，达到中国石油集团过去15年累计总水平井井数的70。水平井技术集成了油藏工程和优化设计技术、井眼轨迹控制技术
34、、钻井液与油层保护技术、采油工程等多学科先进技术，创造了油层段进尺最长、水平位移最大、钻遇储层最薄、单井产量最高等多项中国石油集团水平井纪录。长庆杏平1井累计水平段长3503米，油层段进尺2834米。冀东南堡1平1井，日产511吨。新疆HW9817井垂深135.6米，水垂比2.22。大庆南219-平320井，油层厚度0.5米、油藏钻遇率63.36。大港张海502FH井，水平位移4128.56米。,9、06年国际石油科技十大进展,应用多学科综合方法促进水平井水驱技术进步为了解决老油田稳产增产和提高采收率问题，国外多家公司应用多学科综合方法开展水平井水驱技术的研发和应用。这些方法包括：通过地质解释
35、、岩石力学评估、油藏模拟等多学科相结合的方法对有潜力的油藏进行筛选；应用油藏数值模拟确定油藏的适应性，制定开发方案；应用先进的旋转导向钻井技术钻短半径水平井；改进测井工具的通过性，顺利完成短半径水平井水平段的测井；在水平段采用裸眼完井工艺；通过优化布井方式最大程度地驱替水驱剩余油。Grand公司应用水平井技术对BirdCreek油田进行再开发，取得了很好的效果。BirdCreek油田是一个浅滩中等黏度下部被水淹的老油田，应用常规直井开发时产量是2桶/天至3桶/天，含水率高达98，采用水平井后产量平均提高了6倍，达到15桶/天，含水率下降到75。,10、07年石油科技十大进展,2007年中国石油
36、科技十大进展 没有关于水平井技术的。2007年国外石油科技十大进展 有3项关于水平井技术。2、水平井控水防砂技术取得新突破产水和出砂是困扰水平井开发的技术难题。2007年，世界多家石油技术服务公司推出多项控水防砂新技术。其中，哈里伯顿公司推出了3种新型控水防砂装置，包括EquiFlow Oil Selector阀、EquiFlow流入控制装置和Petro Guard高级防砂网；贝克石油工具公司推出了用于油藏完井优化的EQUALIZER系统。EquiFlow Oil Selector阀可以有效防止水气进入生产套管，减少作业时间并降低生产成本；EquiFlow流入控制装置能够通过控制水气锥进优化水
37、平井与油藏的接触，增加产量并提高最终采收率；Petro Guard高级防砂网可以对分选差的稠油砂岩进行有效防砂，避免了使用昂贵复杂的砾石充填完井，降低了完井总成本；EQUALIZER系统可以对水平井、多分支井和大斜度井的完井进行优化，从而降低产水量，延长防砂管寿命，增大油藏的泄油面积，减少油井数量，节约油田开发成本。几项新技术有效提高了复杂条件下水平井的控水防砂能力，将推动水平井技术的应用和发展。,10、07年石油科技十大进展,3、智能化开发集成技术应用获得成功智能化开发集成技术是提高油气采收率、延缓产量递减、控制含水上升速度、全面提升油田开发效益的综合开发方法。该技术集成了油藏动态表征技术、
38、储层建模技术、最大储层接触井（MRC）技术、地质导向技术、智能完井技术、智能油田技术和超前注水等多项主体技术，在世界头号大油田加瓦尔油田的应用中取得成功。加瓦尔油田日产量高达450万桶，占全球原油总产量的5.5，其日产量的增减影响到国际石油市场价格。该油田开发已将近60年，开始面临减产和含水率上升的困扰。为此，沙特阿美石油公司在加瓦尔油田南部Haradh油区三个地质储层条件和产能相同的区块进行了大规模现场对比开发试验：区沿用常规直井，区采用常规水平井，区应用智能化开发集成技术。Haradh区应用智能化开发集成技术投产21个月后，日产原油仍然保持在原来的30万桶，而且平均单井采油指数达到150桶
39、/天/平方英寸磅，远远超过设计的100桶/天/平方英寸磅。同时，单井产量从Haradh区的3000桶/天提高到了10000桶/天，而日产桶油的成本下降为区的1/3。加瓦尔油田智能化开发集成技术的成功应用，验证了智能化开发集成技术的可行性、有效性与先进性，为世界其他类似油田开发提供了示范。,10、07年石油科技十大进展,6、单一井径膨胀管建井技术投入应用单一直径井是在井眼内下入多级同一尺寸膨胀管并固井，从表层套管鞋到目的层形成单一直径井眼的建井技术。单一直径井技术不仅能够解决由于渐缩式井身结构导致的尾管尺寸小、影响产油能力的问题，也可以在不牺牲井眼直径尺寸的情况下封隔复杂地层，减少限制井眼水平位
40、移的摩阻力，从而提高钻井速度，大幅度减少钻完井时间。单一直径井眼建井技术成为膨胀管技术的发展方向。2007年是单一直径井技术发展具有里程碑意义的一年。1月23日，贝克石油工具公司在南俄克拉何马州的一口生产井中顺利完成世界首个投入商业应用的单一直径井膨胀系统linEXX的安装。该系统通过从顶部到底部的一次性扩管实现95/8”套管的“延伸”。7月26日，Enventure公司使用其最新单一直径井技术，在俄克拉何马一口现场评价井中成功地将3节尾管膨胀至10.4英寸同一内径，膨胀总长度达1750英尺,使“单一直径井”从概念变为现实。在对单一直径井和大位移井钻井技术相结合的建模研究中发现，单一直径井有潜
41、力将大位移井的水平位移增加25%100%，减少钻井成本30%50%，充分显示了该技术在延长水平位移、减少油井数量、增加单井产量、提高成本效率、提升开发效益等方面的优势。,11、水平井裸眼加砂压裂,国内水平井裸眼膨胀封隔器分段加砂压裂成功 信息来源:中国石油物资装备网2008年1月24日法国斯伦贝谢公司在西南油气田公司和四川石油管理局的配合下，日前在广安002-H1-2井实施对须六段地层（裸眼段长1050.79米、水平段长940米），分四段下入6个斯伦贝谢分段压裂膨胀式封隔器工具，加砂压裂施工获得成功。此技术在全亚洲尚属首次运用。,主要参考资料,现代完井工程(第二版)现代固井技术2006年中国石油集团水平井评估分析报告,谢 谢,联系方式：地址：北京市海淀区四季青镇北坞村路甲25号静芯园K座邮编：100097电话：010-52781851 传真：010-52781890手机：13911521349,
