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1、总结经验 认清形势 勇于创新 整体提高,全面完成xx年水平井钻井任务,大港油田集团钻井工程公司20 xx年2月,汇 报 内 容,1、大港油田水平井技术状况 2、0 x年大港油田水平井部署3、0 x年水平井钻井面临的困难 4、几点建议,（一）大港油田水平井应用规模,常规水平井32口,侧钻水平井2口,分支水平井1口,从1992年实施第一口水平井到目前共完成长、中、短半径各类水平井35口。,攻关方向：一是进行水平井(长、中、短半径）工艺技术攻关，二是利用水平井开发灰岩油藏、低渗区块砂岩油藏。特别是短半径水平井为老井侧钻打下基础。,第一阶段：水平井技术攻关（1992-1996 完成4口）,第二阶段：“
2、九五”推广应用阶段（19971998 完成17口）,攻关方向：推广到五种油藏类型。层状砂岩油藏、低渗砂岩油藏、高凝稠油油藏、枯竭式开采油藏、底水油藏。,第三阶段：技术发展完善阶段（20 xx20 xx.2.16 完成14口）,攻关方向：开展精细油藏描述、优化工艺设计；应用新工艺新技术，有效提高入窗成功率及油层钻遇率，改变完井工艺，有效提高井眼完善程度。,（二）大港油田水平井发展历程,-产量为常规井3倍以上,-产量为常规井1倍以上,-产量为常规井1倍以下,（三）大港油田水平井开发效果,主要技术：一是MWD长、中、短半径轨迹控制技术；二是倒装钻具钻压传递技术；三是混油硅基钻井液井眼润滑、稳定、清洁
3、技术；四是屏蔽暂堵保护油气层技术；五是套（尾）管固井射孔、割缝筛管完井技术；六是钻杆输送测井技术。,第一阶段：“八五”水平井技术攻关（从1992-1996年完成水平井4口）,（四）大港油田水平井各阶段主要技术,为水平井的推广应用打下了基础,第二阶段：“九五”推广应用阶段（1997年1998年完成水平井17口）,第二阶段：“九五”推广应用阶段（1997年1998年完成水平井17口）,主要原因是：1、水平井入窗技术落后，存在着没有充分钻遇油层的可能（1）入窗过程：打导眼探油层、确定入窗点、回填、侧钻定向、增斜、入窗、水平段钻进。（2）油层是否钻遇问题：几何轨迹上是入窗了，但这一窗口是否正确地位于油
4、层位置、水平段是否偏离油层均难以实时掌握。是钻头看不见地层几何钻井方式，工程上只控制水平井井眼轨迹沿着预先设定的几何轨迹运行。钻头跟着设计走！,第一、二阶段水平井总体效果不理想,2、油层保护针对性不强，存在着油层被污染的可能传统屏蔽暂堵保护油气层技术在计算储层平均孔喉直径时是将储层所有孔喉都参加了计算，计算的平均孔喉直径小于储层实际流动的平均孔喉直径，根据这样的计算结果选择的油层保护剂其封堵效果较差，起不到堵塞主要流通孔道的作用。,主要原因是：,第一、二阶段水平井总体效果不理想,3、油层浸泡时间长，不可避免地损害了油层由于必须进行钻杆输送测井、通井、下套管、固井等作业，延长了水平井完井时间，导
5、致油层长时间浸泡损害。,主要原因是：,第一、二阶段水平井总体效果不理想,第三阶段：“十五”技术发展完善阶段（2003年底-目前完成14口）,第三阶段：“十五”技术发展完善阶段（2003年底-目前完成14口）,主要做法：1、转变了工作思路加强组织领导；强化系统论证、整体优化；提高过程控制；注重实施效果。,加强了工程与地质的结合，调整了水平井的设计思路和方法，即：目的层油藏地质设计产量预测完井方法水平段设计目的层以上剖面设计井身结构设计井下工具、监测方法选择地面设备选择经济效益评价。是一个“先地下后地上，综合考虑，整体优化”的过程。,第三阶段：“十五”技术发展完善阶段（2003年底-目前完成14口
6、）,主要做法：1、转变了工作思路,第三阶段：“十五”技术发展完善阶段（2003年底-目前完成14口）,主要做法：2、加强了过程控制突出二项重点技术（完井技术及井眼轨迹控制技术）；抓住二个关键环节（水平井准确入窗及油气层保护）；强化三个过程的管理（钻井、完井、试油过程管理）。,1、引进了“LWD随钻测井+MWD随钻测量系统”，实现了由原来的几何钻井方式向地质导向钻井的质的转变。实现了“钻头跟着设计走”到“钻头跟着地层走”的转变。LWD的使用保证了地质目的的实现，确保了油层钻遇率，省掉了钻杆输送测井减少了油层浸泡时间，提高了单井产量；,主要技术：,女MH4井实钻剖面图,2、改变了水平井完井方式。由
7、原来的固井射孔、割缝筛管完井转变为“优质防砂管+酸洗+原钻机试油”完井，提高了井眼完善程度，增加了水平井产量，加快了水平井投产速度。,主要技术：,从内到外由基管、复合防砂过滤套、不锈钢外保护套等组成,采用的筛管,95/8in套管,81/2in井眼,钻水平井眼,典型的筛管完井工艺,95/8in套管,81/2in井眼,划眼、通井、洗井,下入完井管柱,51/2in套管,51/2in筛管,套管外封隔器,51/2in分级箍,51/2in盲板,膨胀封隔器,10MPa,打开分级箍,16MPa,固井,固井,固井,固井,碰压关闭分级箍,关闭分级箍,候凝,钻塞,钻塞,起出钻塞管柱,下入洗井、酸化、胀封一次管柱,联
8、作总成,单流阀,胀封总成,洗井封隔器,替浆,替酸,酸洗,膨胀封隔器,10MPa,起钻、完井,3、研发应用了新的泥浆体系，大幅度降低了事故复杂、有效保护了油气层。（1）应用了有机正电胶、有机硅、甲酸盐等泥浆体系，配套了高目振动筛，有效提高了井眼清洁、井壁稳定、润滑能力，在完成的14口水平井中，只在扣H1井接近完钻时发生过一次粘卡事故。,主要技术：,3、研发应用了新的泥浆体系，大幅度降低了事故复杂、有效保护了油气层。（2）在油层保护方面引入了广谱屏蔽暂堵理念。,主要技术：,广谱型屏蔽暂堵技术与传统屏蔽暂堵技术对比,与传统屏蔽暂堵保护油气层技术相比，广谱屏蔽暂堵技术对储层物性特征的研究更细致，暂堵剂
9、优选时针对性更强。解决了储层孔喉平均直径与主要流动孔喉平均直径差异较大带来的问题，提出了储层渗透率贡献值的新概念。,4、“一趟钻”完成定向、造斜、入窗、水平段钻进技术。40573队在港H2井上应用中成产PDC钻头、中成马达，实现了“一趟钻”完成定向、造斜和水平井段。该井实际完钻井深1927m，水平井段350m，钻井周期10天5小时20分，机械钻速23.31m/h，钻机月速 3932.65 m/台月。标志着大港油田常规水平井钻井工艺达到了较高水平。,主要技术：,5、研究开发了微膨胀水泥浆体系，解决了水平井固井难题。,主要技术：,固井难点水平段套管难以居中，影响水泥浆顶替效率；水平段下井壁存在岩屑
10、床，影响水泥环胶结质量；水泥浆凝结过程中的析水，有可能在水平段上井壁形成游离水通道，影响水泥环胶结质量,对策合理使用扶正器、采用漂浮技术提高水平段套管居中度，从面提高水平段水泥浆顶替效率；强化井眼准备措施，有效清除岩屑床；选用“新型微膨胀水泥浆体系”，利用其低滤失、零析水、高沉降稳定性、硬化不收缩微膨胀的特性，避免在上井壁形成游离水通道或微间隙，提高水平井水泥环封隔质量。,套管柱在井眼中的居中度是水泥封固质量的重要影响因素。由于水平井井中套管柱的重力作用，扶正器要承受较大负荷。通过优化设计，在水平段采用一只双弓扶正器和螺旋刚性扶正器交错安放。在套管重合段，每三根加一只滚轮扶正器。采用了这样的安
11、放方式，套管下入顺利，套管居中度达80%以上。,螺旋滚轮刚性扶正器与双弓弹性扶正器互配使用，解决了水平井套管柱居中的问题,（1）水泥浆硬化体具在温度50-180不同压力（0.1-60MPa）情况下均有一定的膨胀性（0.05-0.6%）；能部分弥补一般水泥浆的水化体积收缩。（2）常压下50_80 膨胀水泥浆硬化体的膨胀率随龄期（24h8d）的延长稍有增长，8d以后基本不变。（3）在高温高压条件下(温度80-180，压力21-60MPa)膨胀水泥浆的膨胀率随龄期的延长基本不变。（4）在2025、常压下养护180天后的水泥试件的膨胀量不变。,新型微膨胀水泥浆技术特点,第三阶段完成的水平井中有唐H2、
12、扣H1、羊 H1、女MH4、西H1、港H1、歧南H1共计七口井是采用固井完井的。实践表明：微膨胀水泥浆解决了水平井固井难题，固井合格率100%。,汇 报 内 容,1、大港油田水平井技术状况 2、06年大港油田水平井部署3、06年水平井钻井面临的困难 4、几点建议,2006年水平井部署方案,2006年水平井井位发布及实施情况,截止到2月15日,共发布水平井井位12口(含05年1口),其中已完成2口，正实施2口,前期准备3口,等任务书4口,缓打1口。,汇 报 内 容,1、大港油田水平井技术状况 2、06年大港油田水平井部署3、06年水平井钻井面临的困难 4、几点建议,困难之一：05年水平井是二维剖
13、面，06年目前已见到的水平井基本是三维剖面。,港H2井,05年水平井，无方位变化，是二维水平井,唐H3井,05年水平井，基本无方位变化，是二维水平井,西H2井,05年水平井，基本无方位变化，是二维水平井,歧南H1井,05年水平井，基本无方位变化，是二维水平井,庄H1井,06年水平井，造斜段最大方位变化率8.47/30m，是三维水平井,板64-28KH,06年水平井，造斜段最大方位变化率达到7.35/30m，是三维水平井,西H3井,06年水平井，造斜段最大方位变化率达到5/30m，是三维水平井,扣9H1井,水平井工艺难度大幅度提高,困难之二：06年水平井总体水平段大于05年水平井,水平井工艺难度
14、大幅度提高,05年平均水平段长215.25m,06年平均水平段长360.17m,06年水平井水平段平均长是05年的1.67倍,要完成复杂的三维井眼轨迹，在钻进方式上将更多地使用滑动钻进，水平段中的滑动钻进粘卡风险大；泥浆在三维井眼轨迹中携砂困难，井眼磨擦阻力增大，容易砂卡、粘卡、即使不发生卡钻也有可能由于过大的阻力而不能继续钻进；水平段越长钻具自身引起的磨擦阻力也越大，导致钻进困难；三维井眼轨迹和较长的水平段导致钻井周期更长、井壁容易失稳；三维井眼轨迹和较长的水平段导致油层浸泡时间长，油层保护难度加大；三维井眼轨迹和较长的水平段要求马达等井下工具仪器性能更好等。,汇 报 内 容,1、大港油田水
15、平井技术状况 2、06年大港油田水平井部署3、06年水平井钻井面临的困难 4、几点建议,一要提高认识，形成水平井工作主动局面,一方面06年水平井钻井任务重、难度大、影响广；另一方面我们还没有充分认识到全面完成06年水平井钻井任务的艰巨性，特别是对几口大难度水平井存在的困难，我们在思想和技术准备上尚需进一步加强。,认清形势，转变观念，迅速行动争取使各项工作都处于主动局面,要求,二要组织到位，确保水平井工作有序运行,公司成立水平井领导小组，每口井成立现场项目组，并确保有效运行。具体要做到五个结合：领导小组要与建设单位有效结合；现场项目组要与领导小组有效结合；现场项目组要与建设单位现场组紧密结合；现
16、场项目组要与定向井现场人员紧密结合；现场项目组要与地质现场人员紧密结合。,三要发挥装备优势，为水平井实施提供良好硬件,配套高目振动筛、2台60m3/h离心机；选用启动及工作特性软的钻机；配套多参数钻井仪表；使用符合标准的钻具接头。SY/T 5200-2002钻柱转换接头已经规定井深2000m时应使用9151220mm的长接头。,四要加强过程控制，确保工程质量、避免事故复杂,精心组织协调，对工程进度进行动态管理，保证施工的顺利进行,确保动力、固控等设备完好，确保所有入井钻具工具材料合格,在关键工序上制定相应的质量控制措施，提高施工的一次合格率,对现场每道工序进行井下事故风险识别和控制,过程控制,
17、严格执行相关作业标准，按照设计和技术方案施工,五要加速提升技术实力，做好钻高难井的技术准备,技术现状,市场需求,我们对真正适合高难井的优质泥浆体系虽有研究，但还没有机会现场应用，具体效果如何有待进一步验证？,一是高难度水平井日渐增多；二是张海502KH（位移4128.56m）的钻成，解放了距海岸线4000m处的油田，油田公司会放心地布更多类似大位移井；三是关家堡地区超大位移井面临现场实施。突然间对优质泥浆的需求变得非常紧迫！,关家堡丛式井布井方案,关家堡丛式井布井方案,关家堡丛式井布井方案,定向井井眼轨迹数据表,关家堡丛式井布井方案,一般水平井井眼轨迹数据表,关家堡丛式井布井方案,大位移水平井井眼轨迹数据表,分支井井眼轨迹数据表,关家堡丛式井产能建设运行计划,06年水平井及关家堡超大位移井的任务和困难已明确，时间已经很紧迫了，我们必须争分夺秒地认真总结经验、勇于创新和探索、以最快的速度实现关键技术的提高和突破，确保全面完成06年水平井及今后的大位移井钻井任务！,谢谢！,
