开窗侧钻水平井技术.doc

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1、开窗侧钻水平井技术在北布扎奇油田的推广应用华油能源集团钻修井工程部二○一二年十一月目录一、项目来源2二、油藏地质基本情况2三、推广技术及改进创新3（一）套管开窗技术31、井眼准备32、开窗工具控制方式43、开窗位置的确定54、开窗技术5（二）井眼轨迹控制技术61、井眼轨迹控制系统62、井眼轨迹控制技术8（三）钻井液技术81、钻井液配方及维护92、钻井液维护技术要求93、钻井液性能参数10（四）完井和固井技术101、早期完井方式102、改进后的完井和固井113、主要完井和固井工具124、固井水泥浆性能185、完井和固井施工程序18四、现场实施情况19五、经济和企业效益20（一）直接经

2、济效益20（二）间接经济效益20（三）企业效益21六、结论及认识21一、项目来源2009年北布扎奇公司为提高北布扎奇稠油油田的开发效益，决定对5口事故或者高含水井实施侧钻水平井改造。经过公开招标，我公司中标承担这5口侧钻水平井的大包工程服务（套管开窗、侧钻轨迹控制，泥浆体系服务和完井材料及施工服务）。该项目以开发侏罗系J20油藏为目的，在老井的7＂套管(K55壁厚8.05mm)内约350米处开窗侧钻，水平段目标点垂深约为420~440米，设计的靶前位移为70~80米，水平段长度为200米，斜深约610米～650米。2010年北布扎奇油田10口井侧钻水平井钻井项目是继2009年在当地

3、成功完成了5口侧钻水平井的基础上,我公司再次中标并顺利完成了10口井的钻井项目。2012年北布扎奇20口井侧钻水平井钻井项目是我公司在该油田的延续性项目。二、油藏地质基本情况北布扎奇油田油层埋藏浅，两套含油层系：白垩系(平均埋深340m)、侏罗系(平均埋深420m)，侏罗系是侧钻水平井的目的层位。油藏岩性为分选较好的松散型细-粉砂岩欠压实。原油重度18—20API，0.94g/cm3，粘度：190-290cp。原始条件下，各油藏均属正常温压系统。白垩系油藏中部深度340m，油藏压力4.3MPa，压力梯度1.1，油藏温度29°C；侏罗系油藏中部深度420m，油藏压力5.2MPa，压力

4、梯度1.1，油藏温度31°C。油藏压力分布情况：地层压力情况为上大下小，压力系数约为1.1。地质分层垂深m层厚m地层压力系数（RFT测试）Neo.A302/1.1Neo.B344421.32/304mNeo.C37026Neo.D41949J10C431121.24/421mJ10B472411.18/452m(RFT)地层岩性可钻性：白垩系、侏罗系砂岩机械钻速1m/1-5min；白垩系薄硬泥岩夹层机械钻速1m/60-70min；侏罗系油层中泥岩夹层1m/20-40min。三、推广技术及改进创新（一）套管开窗技术套管开窗是侧钻技术中的首要环节，是一项操作性较强的技术，开窗成功与否直

5、接影响到钻井周期、成本、质量。针对NB油田地层相对松软的特点，原井的套管钢级较低，壁厚较簿，适于采用斜向器铣窗的方式开窗侧钻。采用卡瓦式座封和打压式双保险座封的斜向器，施工便捷、可靠。1、井眼准备用套管通径规通套管内径，刮壁器刮壁，清除原井眼内原油及污物，检查套管是否有损坏或变形，确保斜向器顺利下入，防止井下事故发生。查阅井史数据，仔细分析套管纪录，确定套管型号、钢级、壁厚、内外径等参数，准确计算套管接箍及套管扶正器位置，开窗段避开套管接箍及套管外扶正器，必要时进行磁测井；建立人工井底封堵原井眼；试压，确保套管开窗前不漏。2、开窗工具控制方式斜向器下入前,套管内结蜡或稠油、高凝油严

6、重时须进行刮管和热洗井处理；检查斜向器时若发现螺丝松动，要将其拧紧，扶正环无挡块，最好焊一挡块，使扶正环不落井；防止送斜器中心管进入石块等东西，造成投球蹩压出现问题；斜向器下入要均速缓慢，防止出现意外造成提前落、卡于井中。先将斜向器下入井内，使用陀螺仪定方位后，开泵憋压至20-22MPa3-5分钟，憋压2-3次。泄压后，上提悬重增加，下放遇阻，证明斜向器已坐封。顺时针转动转盘25-30圈，上提钻具悬重不增加，开泵泥浆出口有泥浆返出，证明中心管与斜向器本体脱离。起出斜向器送入杆；然后下复式铣锥磨铣开窗、修窗；最后下钻头钻10-15米的直井段。f149.2mm钻头+f88.9mm加重钻

7、杆（29根）+f88.9mm钻杆360.00~372.93f151.2mm复式铣锥+f88.9mm加重钻杆（29根）+f88.9mm钻杆开窗钻具组合f150mm斜向器（4m）+f35mm斜向器送入杆+f88.9mm钻铤（29根）+f88.9mm钻杆斜向器送入钻具组合钻具组合钻进井段井眼尺寸mm3、开窗位置的确定避开套管接箍和扶正器；避开复杂地层开窗。4、开窗技术起始段轻压低转速；骑套段轻中压较高转速，防止提前出套；出套段吊压高转速，防止铣锥下滑到井壁；修窗至上提下放无