侧钻技术在中原油田的应用

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㈠、51/2″套管内开窗侧钻技术㈡、51/2″套管内开窗侧钻技术发展㈢、拔套侧钻工艺流程㈣、拔套侧钻关键技术㈤、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P110×10.54mm套管抗挤强度大14.77Mpa.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2827口，修复2436口，以打捞为主，成功率86%中原油田历年发现事故井变化趋势图（图3-1）332752528510116122428431239034127722117115912605010015020025030035040045085年前868788899091929394959697989920002001年份井数（口）事故井数多项式(事故井数)中原油田历年发现套损井变化趋势图中原油田历年发现事故井变化趋势图332752528510116122428431239034122112615917127705010015020025030035040045085年前868788899091929394959697989920002001年份井数(口)当年事故井数当年事故井占总井%多项式(当年事故井数)中原油田历年发现落物井变化趋势图中原油田历年发现落物井变化趋势图（图3-3）141229335254811171341171471631207965785302040608010012014016018085年前868788899091929394959697989920002001年份井数（口）落物井数多项式(落物井数)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P110×10.54mm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/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序号井号开钻完井日期开窗侧钻主要技术指标累计增产(t)费用104元窗口（m）完钻井深水平位移井斜度°固井质量1WC15-5299.4.3-5.1518020592270m4.2优良107662WC15-6299.5.2-6.1318521222345m优良56213WC10-5099.6.1-9.418521242440m60m19合格58904WC25-72*99.6.2-8.1718520832470m60m31合格1605WC209-4899.6.2-8.821527323090m60m24合格41606HC12-4199.7.2-8.3018521202390m50m15合格49837HC2-3099.7.2-9.1319021872548m55m8.5合格8988C51-180*00.6.9-9.2621022302786m15合格12309WC317-700.8.1-9.3020320502417m37合格4846注：带“*”者为转注井。二、老井侧钻技术㈠51/2″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。51/2″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⑴生产层附近套管变型、错断、落物极复杂，大修手段无法解决，并上部套管较好，试压合格；⑵需要改层或在老井附近找剩余油，搞清油水关系；⑶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⑴井筒准备：①起出井内管柱用直径118通井规通井至开窗以下，②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；③打水泥塞，在开窗位置以30米打水泥塞；④下斜向器并用陀螺定向；注灰固定斜向器。⑵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。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。⑶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%。⑷测井用直径∮70mm组合测井仪测井。⑸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180—240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21/2″+2″油管替浆试压合格，用73--ⅡB射孔枪射孔，投产、投注。㈡51/2″套管内开窗侧钻技术发展⑴4″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31/2″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″套管主要技术参数钢级本体外径mm内径mm单位质量kg/m抗挤强度Mpa抗压强度Mpa接头外径mm螺纹最低抗脱K.N螺纹连接强度K.N生产厂家备注N80102.086.019.060.464.0104.014901078辽河无接箍N80102.086.019.060.464.0110.014901078辽河整体接箍J55101.688.316.444.842.9101.6565414世特佳无接箍N80101.688.316.459.862.4101.6757615世特佳无接箍N80101.686.018.08180104.01315宝钢无接箍N80101.686.018.08180112.01535宝钢普通接箍Q125104.886.0167104.8宝钢无接箍⑵泥浆应用技术在裸眼钻进中工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项目密度粘度s泥饼mm失水ml/3L初切Pa终切PapH值参数1.1-1.340-552--40.40--10307--9⑶斜向器斜向器的重要作用是导斜，使开窗铣锥能在套管侧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