Φ139.7mm套管内定向开窗侧钻技术

东部油田经过多年开发，因各种原因造成停产的事故井达数千口之多，如何再利用这些老井，恢复老井产能，是“稳定东部”战略的重要组成部分。近几年，东部油田针对各自的特点，不同程度地开展了Φ１３９．７ｍｍ套管内定向开窗侧钻工艺，技术水平也有一定的提高。本文根据中原油田老井的基本特点，着重介绍了Φ１３９．７ｍｍ套管内定向开窗，侧钻轨迹控制，完井作业等工艺技术，并提出了小井眼定向侧钻存在的普遍问题有解决办法。     

侧钻定向井技术在孤岛油田的应用与评价

胜利石油管理局从1988年就开始进行侧钻定向井技术的研究与应用，至今已形成了包括套管开窗、定向侧钻、井眼轨迹控制、钻井液技术、固井等配套的工艺技术、孤岛采油厂自2000年开始加大了侧钻井的工作力度，对孤岛油田内部因地质、工程原因报废或特高含水、井下状况复杂及无法修复但仍有剩余油潜力的井，精心设计侧钻进行挖潜，截止2001年底侧钻井交井43口，投产41口（油井28口，注水井13口），取得了较好的经济效益，已成为孤岛油田新的经济增长点。     

小眼井定向侧钻技术在新46井的应用

利用新４６井原φ１７７．８套管实施定向开窗侧钻小眼井,在不大规模处理井内管的条件下,成功地完善了该井的井身结构,为实施加砂压裂等寺产措施创造了条件。文中分析了新４６井基本情况,施工程序及钻井液应用等工艺,提出了定向侧钻小眼井技术,可对老井段重新选层开发,有利于充分开发油气资源,节约甲方油气资源投资。     

小井眼侧钻定向井磨铣打捞技术及应用

为完善小井眼侧钻定向井等特殊结构井大修作业技术,提高作业效率和打捞成功率,研究了小井眼侧钻定向井磨铣打捞技术。分析小井眼侧钻井磨铣打捞难点,研究管柱的受力,改进了管柱组合结构、磨铣打捞工具。确定磨铣作业的合理参数为钻压30～35kN、排量400L/min、转速90～120r/min。现场应用表明:平均磨铣速度为0.42m/h,打捞成功率达到93.9%。     

浅析套管段铣施工的几个问题

套管段铣是老井侧钻开窗的一种工艺措施。套管段铣工艺主要包括工具组合选择、工具入井前试验检查、确定段铣及长度、段铣施工工艺、井筒净化及打水泥塞等。文中分析辽河油田在１０多口侧钻短半径水平井中遇到的在井眼净化、固井质量、工具选择、井眼准备及打水泥塞等方面出现的问题以及解决的办法。     

定向侧钻工艺技术

填井侧钻是钻井施工中处理井下事故和井身质量超标的一种老方法。随着油田的开发,调整井中小位移限方位直井和定向井的数目也日益增多,对填井侧钻也提出了方位要求,由一般侧钻发展成定向侧钻,本文针对侧钻点深度选择的老方法提出了以井眼到靶的最小狗腿严重度为准则的定量选择方法,同时对填井施工、侧钻前的准备工作以及定向侧钻工艺进行了论述。对定向侧钻具有较大的指导意义。     

定向套管开窗侧钻技术在华北油田的应用

定向套管开窗侧钻技术已成为井下大修作业的重要组成部分。套管开窗侧钻可有效的利用原井的上部套管及地面管网，减缓水、气锥进，改善驱油效果，使低渗油藏、裂缝性油藏及薄油藏发挥更大的潜能。简述了华北油田应用套管开窗技术采用的井身结构、开窗工具、开窗磨铣的步骤和开窗技术参数；定向侧钻采用的钻头和井眼轨迹控制方法，以及完井施工时尾管结构的确定、下入，钻井液的调整和固井作业。该技术经华北油田7口定向侧钻井实例应用，大部分井取得了较高的产能。     

侧钻定向井机械堵水工艺技术

本主要从侧钻定向井的特点入手，研究适合于侧钻定向井的液压可调机械堵水方式，来满足非常规井眼的机械堵水需要。     

侧钻技术在石西深井中的应用

详细介绍了侧钻的技术措施与现场施工要求，以及石西深井运用该技术有效处理落鱼事故的现场实践经验。     

套管开窗侧钻技术在吐哈油田的应用

吐哈油田是典型的低压、低孔、低渗的"三低"油田,油藏构造的非均质性严重,到开发中后期普遍具有含水率上升快的特点,严重影响了油井利用和原油的采收率。为解决油田开发中后期存在问题,针对吐哈油田特有的地质、油藏特点开展套管侧钻技术的研究和应用,取得了较好的效果。阐述了吐哈油田套管开窗侧钻配套技术,并对其推广应用效果进行了分析,总结和提出了在现场应用中还需解决的问题和下步工作重点。对今后套管开窗侧钻技术的规模应用和不断完善提高将起到一定的指导作用。     

任丘潜山油藏裂缝预测及剩余油分布研究

根据野外地质模拟调查和油藏动态、静态资料分析,建立了任丘中元古界潜山油藏构造模型。在此基础上,应用有限元法,对任丘潜山古构造应力场和现今构造应力场进行了数值模拟,对潜山裂缝分布作了定量预测,并通过大量的动态资料分析,证实了裂缝预测结果是较为可靠的。此外还预测了受裂缝控制的有利剩余油分布区,对进一步的油气开发提出了井位部署建议。     

碳酸盐岩潜山油藏古地貌及剩余油分布关系

任丘雾迷山组潜山油藏经历了20余年的开采历程,已经进入了高含水后期开发阶段。三维地震资料的精细解释及其变速构造成图技术为潜山顶面形态古地貌的研究和认识提供了可靠的技术保证。钻井资料证实：调整井实钻进山深度与地震资料解释的进山深度误差在20m的范围内。与潜山顶面形态古地貌有关的剩余油分布描述工作认为：(1)受潜山古地貌控制的剩余油是油藏开发后期挖潜最现实、效果最好的潜力类型。(2)潜山古地貌与地质层位的配置关系研究是寻找剩余油富集区的重要途径。经过近三年的实践,收到较好的效益,为任丘雾迷山组油藏高含水期继续保持稳产提供了坚实的技术基础。     

任丘古潜山油藏开发后期优化井身结构的尝试

进入开发后期的任丘古潜山油藏,地下情况发生了根本性变化。文中论述了将原?444.5mm×?241.3mm的钻头程序和?339.7mm×?177.8mm的套管程序,改变为?444.5mm×?216mm的钻头程序和?339.7mm×?139.7mm的套管程序的设想。1997年实施了6口井,3口直井与原方案比较,平均机械钻述提高3.18m/h,平均钻井周期缩短10d,平均建井周期缩短12.5d。在可钻性较差的潜山井段,采用了美国休斯公司和瑞德公司的小直径三牙轮钻头,与研磨型钻头相比,平均每口井少用钻头4.6只,平均机械钻速提高1.16m/h(6.1倍),钻井周期减少12.07d,钻头成本减少2816元/m,平均潜山段成本减少12950元/m。在实施的6口井中,节约套管252.1t,价值209.24万元,在钻井液和环保方面也取得了不同程度的经济效益和社会效益。     

机械式组合开窗工具的研制及应用

针对套管开窗质量要求高、施工难度大以及开窗工具工艺特点,研制成功机械式组合开窗工具。该开窗工具通过机械方式悬挂,铣锥、斜向器、地锚三者联为一体,可一次完成地锚坐封、开窗、修窗工作。通过理论计算和强度校核,从结构设计、材料选择、加工工艺等方面进行了全面研究和系统分析,20余口侧钻井的现场应用表明,该开窗工具施工工艺简单,性能稳定,工作效率高,使用寿命较长,可大面积推广应用。     

雁翎油田雾迷山组潜山油藏剩余油分布与预测

提高高含水期裂缝性碳酸盐潜山油藏开发效果的关键是预测剩余油的分布。在分析雁翎油田雾迷山组潜山油藏剩余油形成机理及其分布规律的基础上，对该油藏的剩余油分布潜力区作了预测。剩余油的形成与储层层的储集空间结构密切相关，剩余油的分布形式可分成微观和宏观两种，预测该油藏的剩余油主要分布在岩块油水界面以上，远离主断层井区，井间油水界面低凹区，流动屏蔽层完整分布部位以下以及水淹带Ⅲ类储集层区。     

?140mm套管开窗侧钻定向井技术应用

针对"九五"小井眼水平井的技术攻关,大港定向井公司在?140mm套管内进行了套管开窗钻定向井技术的试验。通过在枣1286-4井的试验证明,不仅有能力控制井眼轨迹,而且还能根据完井的需要进行扩眼。同时,对小井眼专用工具及有线随钻侧量仪器进行了试验,效果良好。     

草桥-广饶潜山油气藏特征

草桥广饶潜山位于东营凹陷南斜坡南段,发育于印支运动末期。该潜山由于处于构造高部位,受多期构造运动影响,断层及不整合面发育,具有良好的油气运移通道,沙河街组四段烃源岩生成的油气多沿此运移至潜山成藏。奥陶系为主要储集层,储集空间主要为裂缝、溶蚀孔、洞。区域盖层为馆陶组、沙河街组四段及孔店组的泥岩层。溶蚀作用、潜山构造形态及盖层的分布是决定潜山能否成藏的主控因素。目前,该潜山已发现了顶部和内幕两类油气藏。     

水平井技术在潜山油藏开发中的应用-以胜利油区郑家油田郑6潜山油藏为例

水平井技术目前已在砂岩油藏中得到广泛应用,但受到技术及地质认识等多种因素限制,仅在少数裂缝性潜山油藏中应用。文章以胜利油区郑家油田郑6潜山油藏为例,介绍了水平井技术在该类油藏开发中的潜力及其在控制底水锥进方面取得的显著效果。     

千米桥潜山凝析气藏数值模拟开采机理研究

1998年底大港油田发现了千米桥潜山凝析气藏。该气藏投产后,初期产量较高,但随着生产的继续进行,产量和压力不断下降,气油比和含水量上升很快:这些情况反映了千米桥潜山凝析气藏的复杂性。该项研究在流体相态评价的基础上,首先建立了单井模型。然后针对气藏开发过程中出现的问题,运用单井模型和油藏数值模拟技术对气藏产量的递减规律、气油比和水气比的变化规律、基质和裂缝间的渗流关系进行了分析。根据分析结果认为,裂缝系统在整个开发过程中起主要作用。建议对带有边底水的这类气藏的开采速度不宜过高,同时必须控制底水锥进的速度。     

一个小型碳酸盐岩潜山油藏动态特征

涠10-3北油田是一个小型碳酸盐岩潜山油藏,弹性水压驱动类型,底水能量充足,利用天然能量可以不注水开发油田。其开发动态特征:底水锥进,油井过早见水,含水上升速度快;产量迅速下降,没有稳产期;含水上升速度及产量递减率随采油速度增大而增大;不能以加大生产压差来增加采液量;具同一压力系统及同一油水界面。水驱曲线法计算,目前可采程度低,仅14%。产量过大,超过极限产量是油井提前见水的主要原因。建议控制油井产量在极限产量的30.0%~50.0%,采油速度以2.0%为宜,油层射开程度10.0%。