提高分支井侧钻成功率的对策

针对中原油田分支井侧钻普遍存在作业成本较高、钻井速度慢、施工周期长等问题,分析了影响分支井侧钻成功的因素,通过改进和完善柔性管分支井侧钻技术、开窗侧钻小井眼技术、悬空侧钻技术和小井眼固井技术等关键技术措施,成功地解决了分支水平井存在的一些技术难题,减少了井下事故和复杂情况的发生,缩短了施工周期。其中采用柔性管分支井侧钻技术后,其经济效益显著,胡19-9井由原来的不出油达到平均日产油10.4t;开窗侧钻小井眼技术的实施大大提高了油气层钻遇率;悬空侧钻技术的应用为油田后续开发提供了借鉴;小井眼固井技术的改进与完善,提高了侧钻井的固井技术水平和施工质量。     

侧钻小井眼膨胀管钻完井技术研究

渤海油田老区部分油井侧钻后,下入小尺寸套管无法满足后期分层开采需求。为此,研究了侧钻小井眼膨胀管钻完井关键技术,确定了侧钻技术方案。从套管膨胀管工艺流程、开窗位置选择、井眼轨迹控制、钻完井液体系优化、射孔方案优化和油水层封隔技术等方面入手,研究形成一套适用于海上油田老井侧钻小井眼膨胀管钻完井技术。在K1S2井调整井的钻完井实践表明,侧钻小井眼膨胀管钻完井技术随钻扩孔、实体膨胀管施工和?152. 4 mm小井眼定向钻进、膨胀管射孔和分层开发均获成功,达到了地质油藏部门的要求,单井累计增油4. 3万t。研究结果为膨胀管技术解决小井眼作业开辟了一条新途径。     

侧钻水平井完井技术研究与应用

针对侧钻水平井的特点,研制了适合51/2in套管侧钻的悬挂筛管完井技术,以及适合7in套管侧钻的悬挂筛管顶部注水泥完井技术,并在胜利、冀东等油田60余口侧钻水平井上得到了成功应用,成为油田老区挖潜上产的重要手段.该技术的实施可有效保护油层,提高地层产能,并在降低完井成本和后期作业难度等方面起到了积极作用.针对胜利油田油...     

套损井开窗侧钻水平井挖潜剩余油技术

套损井开窗侧钻水平井技术是大庆油田针对套损井综合治理和长垣老区油田剩余油挖潜的需要开展的一项试验研究。该技术立足套损井区目的层精细描述的研究成果,采取相应的修井措施对高含水或低产液的套损井进行修井,确保开窗点以上套管完好,下部及射孔井段水泥有效封固。选定套损井段上部的完好套管开窗侧钻水平井钻开目的层。工艺包括套损井的选井选层和修井要求、开窗位置的确定、钻具及施工参数、水平井井眼轨迹控制及完井方式等。该技术作为一种修井、开窗侧钻、水平井钻井等多学科交叉的综合工艺,现场试验取得了较好的挖潜效果。为这类套损井的修复利用和老区开发后期的剩余油挖潜探索了一种新方法。     

99617井套管内开窗定向侧钻技术

99617井套管内开窗定向侧钻技术进行了分析和介绍。在中曲率造斜定向侧钻井中，首次下Φ127mm套管完井。该井通井下斜向器至固井完毕仅施工8d，设计和施工满足采油工艺要求。     

胜利油田小眼井套管开窗侧钻技术

根据套管开窗定向侧钻技术在胜利油田研究、发展和实施的具体情况,着重介绍了小眼井套管开窗侧钻定向井、水平井的开窗侧钻、井眼轨迹测量与控制等施工工艺和技术措施,并结合营66－侧37井和梁11－侧34井的具体施工情况,对小眼井套管开窗定向侧钻技术方法和效果作了进一步说明。     

侧盐城1井大井眼锻铣侧钻施工技术

为恢复报废采气井盐城1井的生产，提高储量动用程度，在盐城1井的Ф244．5mm套管内开窗侧钻。从井眼准备、段铣、填井、侧钻、井身轨迹控制、优选钻头、安全钻井技术等方面介绍了该井的施工技术。侧盐城1井是江苏油田第一口Ф244．5mm套管锻铣方式开窗侧钻井，该井的成功实施，为今后同类型井的钻井设计、施工提供了一定的指导和借鉴。     

小井眼开窗侧钻水平井技术在秦皇岛32-6油田的应用

我国陆地油田应用实践表明,采用小井眼开窗侧钻技术,可以充分利用低效井、无效井及关停井上部套管,减少施工井段,节省成本,提高剩余油的开采效果,恢复停产井生产能力。针对秦皇岛32-6油田E15H1井小井眼开窗侧钻作业面临方位测量难度大、易卡钻、井眼轨迹控制难度大、钻井液性能要求高及完井筛管串粘卡风险高等技术难点,开展了小井眼套管开窗侧钻、造斜段和水平段井眼轨迹控制、钻井液性能控制及完井防粘卡等关键技术研究,顺利完成了该井小井眼开窗侧钻作业,为海上油田挖潜增储、延长老油田生产寿命提供了有效途径,值得进一步推广应用。     

普光7井侧钻施工技术

普光7-侧1井开窗侧钻点存在井深、井眼小、套管强度高等难点。侧钻靶点选择原则是,普光气田北块气藏普光3井测试气水界面在海拔-4994m,因此普光7井侧钻飞仙关组储层底界应在海拔-4994m以上;侧钻进入气层顶界时的井底相对普光7井井口水平位移大于100m、垂深小于5213m、海拔大于-4820m;避开普光西断裂复杂带的嘉陵江组下部高压水层。通过对开窗方案的选择,先后进行了锻洗开窗、斜向器开窗的探索,成功地应用了斜向器开窗,本井的顺利完钻为今后在本地区的其他井的施工提供了宝贵的借鉴。     

冀东油田浅层小井眼侧钻水平井钻井完井关键技术

为解决冀东油田浅层?139.7 mm套管开窗侧钻水平井存在的钻井泵压高、机械钻速低、油水层封隔效果差、油井投产后含水上升快等问题,选用了可以降低钻井泵压的?79.4 mm非标钻杆,试用了能给钻头柔性加压的小尺寸水力加压提速工具,选用了?95.3 mm非标套管、采用了膨胀悬挂尾管筛管顶部注水泥完井技术,并制定了提高侧钻小井眼固井质量的技术措施,形成了适用于冀东油田浅层小井眼侧钻水平井的钻井完井关键技术。该技术在冀东油田5口浅层高含水油藏侧钻水平井进行了应用,与未应用该技术的邻井相比,试验井泵压得到了有效控制,机械钻速提高了24.6%,钻井周期缩短了14.1%,同时解决了小井眼窄间隙井眼封隔差的问题,实现了对水平段水层的封隔和侧钻窗口处的密封,避免了对后期采油生产的影响。试验结果表明,冀东油田浅层小井眼侧钻水平井钻井完井关键技术能够提高小井眼侧钻水平井的机械钻速、缩短钻井周期和有效分隔油水层,提速提效效果显著,具有较好的推广应用价值。      

适合文昌油田中高含水筛管井的复合酸液体系

南海西部文昌油田群部分油井已进入中高含水期,储层具有胶结疏松、非均质性强等特点,多采用悬挂筛管完井,酸化时很难实现均匀布酸,往往出现增液不增油的现象。针对储层特点及完井方式,研发出了WZX-02自转向酸+WHS-05缓速酸的复合酸液体系,该体系能有效抑制酸液进入高渗层,避免酸化后含水大幅上升。该体系在文昌M油田D井进行了先导性试验,酸化前产液量为68 m3/d,产油量为32 m3/d,含水53%,酸化后产液量为207 m3/d,产油量为117 m3/d,含水43%,增产效果显著,可为类似中高含水筛管井酸化提供借鉴。      

Z3井侧钻找老井眼钻井技术

Z3井是一口大斜度多目标定向井 ,该井在钻完井深 3 176m后起钻到 2 43 7m划眼时发生断钻具事故 ,在处理钻具事故时又将磨铣钻具扭断 ,造成下步施工无法继续进行 ,只有填井侧钻。介绍了Z3井侧钻找老眼的施工设计、井眼轨迹控制技术以及一些与之配套的措施。     

?193.7 mm 套管开窗侧钻分支井钻完井技术

曙125-H3 井位于辽河坳陷西部凹陷曙光低潜山曙125 区块,是一口利用复杂结构分支井技术提高单井控制储量的特殊工艺井。该井是国内首口?193.7 mm 套管开窗侧钻的分支井,存在井身结构复杂、井场位置受限、井深、水平段长、轨迹上翘等实施难点。通过井身结构优化、开窗位置优选、井眼轨迹优化实现了井身结构瘦身,节约了钻井投资,通过高压造斜器底座的研制与应用、钻具优选、钻进方式优化、紧后扩眼、强刚性钻具通井、弯管- 导管重入等技术解决了现场实施中的技术难点。该井的成功实施提供了一种新的分支井井身结构,可以有效降低钻井投资,提高单井井眼波及范围。     

侧钻水平井钻井液研究与应用

高160-侧平38井是大庆油田在φ139.7mm(5?in)套管内段铁开窗侧钻的水平井。根据大庆油田地层特点,开展了侧钻水平井钻井液体系的室内、现场试验。经室内试验,评选出了适合于侧钻水平井钻井液体系。该钻井液体系具有好的流变性和抑制性;研制出了新的润滑防卡剂RF及屏蔽封堵剂。通过现场试验,该钻井液体系满足了携带岩屑及钻井工程的需要,保证了井身质量和电测及固井的顺利施工。     

滨古14-侧平1侧钻短半径水平井钻井技术

滨古14-侧平1井是胜利油田承担的国家"九五"科技攻关项目侧钻水平井钻井采油成套技术实施的1口试验井,也是胜利油田第一口古潜山侧钻短半径水平井。文中介绍了该井的地质及钻井设计、侧钻施工、井眼轨迹控制、测量技术等,对施工同类侧钻水平井具有一定的借鉴意义。     

文13-侧305井深部开窗侧钻井固井技术

文13-侧305井是1口双靶侧钻定向井,目的层是文13东块沙三中8~10油组,井深3700 m。在?139.7 mm套管内开窗侧钻,下入?101.6 mm尾管固井,套管重叠段单边间隙仅9.88 mm,钻井液密度1.78 g/cm3,漏涌并存,固井施工难度大,是目前国内最深的一口?139.7 mm开窗侧钻井。通过在下套管前调整钻井液性能,试验钻具静摩阻及承压,优选尾管悬挂器,水泥浆采用AMPS共聚物降失水剂,配合中温缓凝剂,较好地控制了高温下水泥浆的失水,解决了顶部强度发展慢等问题。使用配套固井工艺,固井施工顺利,解释固井质量为优质。该井的成功经验,为中原油田深层开窗侧钻开发老油田提供了技术支撑。     

柴参1侧1井钻井液技术

柴参1侧1井是在柴参1井直井眼内侧钻出的一口井．所钻地层为泥岩层段，成岩性差且裂隙发育，地层破碎．极易水化剥落及坍塌，在井深3600m左右有断层存在．极易发生井漏、井壁失稳及坍塌，柴参1井在钻井过程中井壁垮塌严重。柴参1侧1井通过应用聚合醇钻井液顺利钻达目的层，在钻进过程中未发生一次因井眼坍塌而引发的井下复杂及事故；与柴参1井相比。该井井径扩大率较小，大部分井段的井径扩大率都在16％左右；在钻进过程中钻井液密度控制为1．22～1．23g／cm^3，全井处于近平衡钻井状态，取全了各种资料。现场应用表明，聚合醇钻井液是一种强抑制性体系，通过优选聚合醇等各种防塌处理剂．满足了不同井深的需要；其防塌封堵性、润滑性和流变性良好。满足了柴参1侧1井的钻探要求．很好地保护了油气层。     

反循环砾石充填防砂工艺的改进及应用

针对套变井、侧钻井、变壁厚等特殊井身结构井出砂,导致油井不能正常生产的矛盾,研究了一种反循环砾石充填防砂工艺来解决这一矛盾。2001年10月-2003年7月该工艺在东辛油田的侧钻、变壁厚等特殊井身结构井现场先导性试验应用3口井,实施后一次成功率100％,有效率100％,平均单井日增油3．8t,累计增油5871．Ot,取得了较好的效果。实践证明：该工艺为解决东辛油田的侧钻、变壁厚等特殊井身结构井的防砂,挖潜增效提供了一种新的途径。     

基于含水变化规律的聚合物驱注入参数优化

目前聚合物驱调整措施和参数优化的具体研究方法中,很少有针对单井注聚效果开展的研究,缺乏可借鉴的技术经验。将聚驱含水变化曲线划分为4个阶段,分别为未见效期、含水下降期、持续见效期和含水回返期;同时利用见效时间、含水降低幅度和见效有效期3个参数,定量表征含水规律。通过综合数值模拟和数理统计学方法找到不同含水阶段的主控因素,并且基于多元回归方法,得到主控因素与含水定量表征参数的数学模型,从而建立了不同含水阶段聚合物注入参数的优化决策模型。研究结果表明,未见效期,要以建立阻力系数为核心,开展均衡注采措施;含水下降期,要以提高注入速度为核心,开展引效促效措施;持续见效期和含水回返期,要以改变聚合物浓度为核心,开展差异化注入。渤海SZ油田根据每口油井含水所处的阶段,实施“一井一策”,2019年实施了10井次聚驱参数优化,累增油2.4×104 m3。     

庆92侧高难度定向井技术

庆92侧井是中原油田一口?139.7 mm套管开窗侧钻井,该井施工过程中存在井斜位移大、裸眼段长、井眼轨迹不易控制、钻井液性能不易调整、完井电测与固井施工困难等难题。通过优化大位移侧钻定向井剖面,加强井眼轨迹控制、优选钻头、及时调整钻井液性能、精心准备完井电测与固井施工等技术,为该井顺利施工创造了有利条件,该井的成功完钻对指导今后此类井顺利施工起到了一定的借鉴作用。