侧钻技术在中原油田的应用.ppt

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1、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30

2、00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316

3、2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%中原油田历年发现套损井变化趋势图中原油田历年发现落物井变化趋势图套损井分布特征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

4、。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

5、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

6、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。

7、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107662WC15-6299.5.2-6.13185212223

8、45m优良56213WC10-5099.6.1-9.418521242440m60m19合格5