《深井开窗侧钻技术》-毕业论文.docVIP

开 窗 侧 钻 技 术 中原石油勘探局钻井工程技术研究院 目 录 1 前言 2 中原油田套管开窗侧钻井的特点及关键技术 3 深井开窗侧钻施工工序 4 深井侧钻设计技术 5 深井开窗和锻铣技术 6 裸眼钻进技术 7 小井眼钻井液技术 8 固井完技术技术 9 事故处理与预防技术 1前言 套管开窗侧钻技术是一种在已下套管的枯竭和事故井中，应用特殊的工具、工艺，对套管进行开窗，并侧钻出一定的距离，重新开采地下原油，从而使老井复活、老井更新，大幅度提高原油产量和采收率的技术。 1.1 老井开窗侧钻技术发展概况 据文献报道，国外从六十年代就开始进行侧钻研究，经过三十多年的应用和发展，在侧钻方法、工艺技术、井下工具、测量工具及完井方法等方面已日臻完善，并已形成专业化的施工队伍。不仅能在侧钻井眼中完成各种曲率半径的水平井，而且能在一个井筒中侧钻出多分支井。国内不少油田在20世纪90年代都开展了套管开窗侧钻工作，并取得了较好的经济效益。中原油田独立开展套管开窗侧钻工作始于1993年，最初几年由于受侧钻井较深、地质条件复杂、工具设备不配套等因素的影响，侧钻工作进展缓慢。近年来，随着研究和实践的深入，尤其是随着中原油田“十五”后三年科技攻关会战的实施,先后完成了套管内定向开窗侧钻定向井、多靶小井眼侧钻定向井、小井眼侧钻水平井等300余口，取得了较好的经济效益。目前，中原油田的套管开窗侧钻技术已经成熟。 1.2 老井开窗侧钻应用范围 老井开窗侧钻主要应用于： ⑴油层套管腐蚀、错位或变形，无法大修的井； ⑵油层套管内有落物（如油管断卡等），无法打捞的井； ⑶油层正好被断层断掉，无法达到地质目的的井； ⑷老井更新、为提高采收率而更换井底的井。 1.3 中原油田开展套管开窗侧钻工作的背景及依据 1.3.1中原油田井况的需要 由于受盐层“塑性流动”和地应力、矿化度等诸多因素的影响,从“八五”开始，油田井况严重恶化，目前年损坏油水井150-200口，2001年底累计发现事故井3018口，除修复和更新外，目前仍有各类事故井 1438口(油井806口，气井16口，水井616口)。按类型划分：小件落物井129口，一般事故井166口，需大修落物井286口，套损井568口，套损+落物井 284口，分别占事故井总数的9.0%、11.5%、19.9%、39.5%和19.7%。井况的恶化不仅破坏了注采井网，影响了增产增注措施的实施，而且还造成储量和产量损失，损失水驱控制储量4310万吨，损失水驱动用储量2870万吨。这些套损井和套损+落物井中，有相当一部分无法用常规的大修方法使其恢复生产, 因此中原油田的井况决定了套管开窗侧钻技术在中原油田的巨大市场。油水井套管损坏防治技术被列为制约中原油田发展的四项瓶颈技术 1.3.2开发、挖潜剩余油的需要 随着注水开发的不断深入，由于中原油田严重的储层非均质性、断块小、构造复杂等不利地质因素的影响，各种增产和稳产措施有效期及措施效果逐渐变差，给开发和稳产带来了很大困难。于是，各采油厂纷纷调整开发思路、优选优化措施结构、寻求开发效益的最佳点。在分析多年开发经验的基础上，面对井况严重恶化的实际情况，提出了利用老井侧钻技术挖潜剩余油的开发思路。其主要依据有以下几点： ⑴中原油田构造复杂、断层多、断块小，仍有相当多的储量现有井网无法控制。以采油五厂为例，采油五厂管辖的胡庆油田位于东濮凹陷西斜坡，断层异常发育，断块小且碎，地层难以对付。现有生产井，生产层段内单井钻遇断点平均3-5个，最小断距仅有5米，平均每平方公里发育断层3.7条，断层性质均为顺向正断层。随着注水开发的深入，对地下小断层、小构造的认识程度不断加深，发现在目前直井居多的井网条件下，某些剩余油难以挖潜。 ①靠主控断层构造高部位分布的无井点控制的剩余油富集区储量; ②局部受小断层切割遮挡无井点控制而损失的剩余油储量; ③断块面积小、储量小、不能够单独布井开发小断块。 以上三类剩余油储量在构造极其复杂的中原油田具有一定的储量背景。 ⑵随着注水开发的深入，平面上剩余油分布比较复杂，大多呈零星分布，靠打直井难以控制。 ⑶储层非均质严重，层间动用差异大，中、低渗透层剩余油储量比例较大，目前动用程度低，动用难度大，老井侧钻后能有效动用中、低渗透层储量。 如胡状油田平均层间渗透率级差为50-500倍，目前主力区块水井吸水厚度只有47.1%，水驱动用程度40.1%，根据小层动用状况分类评价结果，中、低层剩余油储量约占总剩余油储量的50%，储量背景较大。 2 中原油田套管开窗侧钻井的特点及关键技术 2.1中原油田5 1/2″套管开窗侧钻井的特点 中原油田是复杂的断块油气田，断块小，断层纵横交错，地层沉积状况复杂。中原油田的地质特点就决定了中原油田套管开窗侧钻井的特点，与国内其它油田相比