技 术 创 新
水平井以其单井产量高、吨油成本低、综合效益好、能有效地提高油田采收率等优势在辽河油田得到迅猛发展，在油田增油上产方面发挥了重要的作用。目前辽河油田的水平井技术已经迈向了整体、区块开发油田的新阶段，并为边际油藏、低品位油藏、中后期油藏的开发和濒临废弃油藏的再次开发，特殊油藏的高效开发提供了强有力的技术支撑。辽河油田的水平井钻井工艺技术经过十几年的发展，现已在钻完井工艺技术上取得了突破，形成了具有自己特色的水平井钻完井技术系列，适应了辽河油田勘探开发的需求。随着人们对水平井认识的深入和勘探开发要求水平井解决的问题越来越多，水平井钻井技术遭遇到了空前的挑战。
一、水平井在辽河油田的发展
辽河油田水平井钻井起步于２０世纪９０年代初，历经
□ 中国石油辽河油田公司钻井管理中心
高富成
摘 要：本文回顾了辽河油田水平井钻井技术的发展情况，总结了逐步形成的特色水平井钻完井工艺技术进展，指出了目前辽河油田水平井技术发展面临的新问题及制约水平井技术发展的瓶颈技术，提出了当前水平井钻完井技术急需解决的一些问题。
关键词：辽河油田 水平井 钻井 完井了１５年的发展，该项技术已日趋成熟，并成为开发油气藏的一种重要手段。
水平井在辽河油田的发展大体分为两个阶段。１９９２—２０００年为研究试验阶段，２００１年至今为完善、推广应用阶段。图１是辽河油田历年来施工水平井统计。
１９９２年到２０００年的８年间辽河油田在水平井钻井方
２００１５０１００５００
２１１１４７７１０２５１４９
７９３９
１１水平井数图１ 辽河油田历年来施工水平井统计图
１９９２
１９９３
１９９４
１９９５
１９９６
１９９７
１９９８
１９９９
２０００
２００１
２００２
２００３
２００４
２００５
２００６年份
辽河油田水平井钻完井技术
面主要是进行技术研究与技术开发，以掌握水平井钻井技术的理论和常规工艺为目的，针对辽河油田的地层特点和油品性质引进、研发、配套水平井、侧钻水平井的专用钻完井工具，通过现场试验来检验技术的可靠性和适用性。在现场试验中试验风险巨大，技术成功率偏低，部分试验井没有取得理想的开发效果，但是积累的经验、取得的教训却很多，其间完成水平井、侧钻水平井２４口。
由于形势的发展和客观的需要，从２００１年开始，辽河油田便大规模实施水平井，以改善油田开发效果，获取经济效益。通过技术攻关实现了水平井的油藏地质研究、钻完井技术、采油工艺等方面的技术基本成熟配套，水平井的部署由单井向区块逐渐过渡，由单一油藏向各类特殊油藏推广，应用规模逐年翻番，开发效果和经济效益令人鼓舞，截至２００６年底，辽河油田共完钻水平井、侧钻水平井２８５口，并在分支井技术与水平井技术的结合上取得突破，完成了１１口分支水平井。２００７年计划完成水平井２００口。
二、辽河油田水平井钻完井技术
经过连续１５年的技术攻关，水平井钻井工艺技术已经被辽河油田钻井专业技术人员所掌握，并形成了比较完善的配套技术系列，在剖面设计、轨迹控制、钻井液、完井工艺等方面都取得了长足的进步。
表１是近年来不同时期水平井平均井深与钻井周期统计表。
（最短１４天，最长８３天）。２００５年完成水平井６９口，平均完钻井深１８６９．８５ｍ（最浅１１４７ｍ，最深４０１６．００ｍ），平均钻井周期３６．４天（最短１５天，最长１１８天）。２００５年与２００４年的水平井钻井指标相比，在平均井深增加９３．４７ｍ的情况下，平均钻井周期缩短１．８３天。
继２００４年在小２２块完钻粗面岩油藏水平井小２２－平１井之后，２００５年相继完钻小２２－Ｈ２、小２２－Ｈ６、欧６０１－Ｈ１井，并在沈北潜山带部署实施了深层水平井沈６２５－平１井，首次尝试水平井开采潜山油藏，目的层水平段为可钻性极差的石英岩地层。该井的完钻拉开了水平井开采潜山油藏的序幕，先后钻成沈６２５－平２、３、６井。粗面岩油藏、潜山油藏水平井的成功完钻标志着在辽河油田水平井钻完井技术又发展到一个新的水平。
随着水平井钻完井工艺配套技术的完善，在油田矿区内不同地质条件、不同油藏类型条件下都成功地完钻了一批水平井，为边际油藏、剩余油藏、底水油藏、低渗油藏、粗面岩油藏、潜山油藏的有效开发提供了新的手段，２００６年在全油田规模实施。
通过多年的水平井配套技术攻关，特别是近几年立项研究之后，逐渐形成了具有辽河油田特色的水平井钻完井技术。
１． 鱼钩上翘式水平井
依据辽河油田地质特性，创造性地发展了鱼钩上翘型水平井工艺技术，攻克了轨迹控制、测量仪器、技术套管安全下入和固井技术难题，并在杜８４块成功地实施２口井，有效地解决了该区块稠油热采环空水泥石破坏造成顶水锥进，影响水平井寿命的技术难题。该项技术在辽河油田首次提出并成功实施，是水平井技术在超稠油油藏开发方面的重大创新。如图２所示，控制点Ａ１垂深
２００１—２００３年与１９９２—２０００年对比，在平均井深相当的情况下，钻井周期缩短了１２．６１天。
２００４年完井水平井平均井深１７７６．３８ｍ（最浅１１６４．６６ｍ，最深３３７６ｍ），平均钻井周期是３８．２３天
表１ 辽河油田各阶段水平井钻井指标对比
井数
平均最最平均
最
最年份
井深
浅深
钻井周期短
长
（口）（ｍ）
（ｍ）（ｍ）（ｄ）（ｄ）（ｄ）１９９２—２０００２４１３７２．７１１３８．５２２８１４３．５１９１０３２００１—２００３
１８１３８１．４９
１１４５
２１０３３０．８９２３７９２００４３４１７７６．３８１１６４．６６３３７６３８．２３１４８３２００５６９
１８６９．８５
１１４７４０１６３６．４０１５１１７２００６
１４９１７０１．３０
１１６０
４１６８
２９．３２
１２
２２０
图２ 鱼钩上翘型井眼轨迹示意图
－７００－６００－５００－４００－３００－２００－１００ ０ １００ ２００ ３００ ４００ ５００ ６００ ７００ ｍ
１００２００３００４００５００６００Ａ１
Ａ
Ｂ
ｍ
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大于入靶点Ａ，井眼轨迹通过Ａ１点后向上爬升到Ａ点，然后水平钻进到Ｂ点。鱼钩上翘水平井是水平井科研攻关的重大创新，目前已经在辽河油田广泛推广应用。
２． 钓钩型水平井
受辽河矿区地面条件的限制或地下老井井眼的影响，部分水平井被迫绕障，轨迹设计必须是三维剖面或钓钩型井眼轨迹。这种类型水平井技术难点在于井眼轨迹的控制、井眼净化、钻柱摩阻及强度、井下防碰技术等。通过多口井的探索，逐步完善了该工艺技术。
冷４１－平１４井是钓钩型水平井的典型代表（图３）。由于地面条件限制造成靶前位移不够，Ａ靶靶前位移１３３．５５ｍ，按设计软件设计井眼轨迹计算欠位移１３２ｍ，水平段井斜９２．６５°，不得不设计成钓钩状轨迹来满足中靶要求，该井是冷东地区施工难度最大的一口水平井。
洼６０－Ｈ３１井（图４）也是由于地面条件限制，井口和靶区不在一个平面上，要达到中靶要求必须设计成三维井眼轨迹，这口井也是目前辽河油田完成的水平井中，实钻方位变化最大的一口水平井，实钻轨迹方位变化９２．７°。
３． 侧钻水平井和分支水平井
辽河油田于１９９６ 年成功实施了我国陆上第一口侧钻水平井——高３－６－１１１侧平。该井采用套管锻铣侧钻方法，侧钻井深１３４６ｍ，完钻井深１８６５ｍ，入靶垂深１６３５ｍ，靶前位移２７３．１７ｍ，水平段长１５４ｍ，最大井斜１０５．２０°，井身质量合格。在工具配套，钻进参数，井眼控制和净化方面进行了大胆的尝试，在钻井工艺技术上积累了经验。
继海１４－２０三分支井完钻之后，２００３年探索把分支井钻井技术应用于水平井，设计完成了静３１－５９ＦＰ分支侧钻水平井（图５），标志着辽河油田分支水平井钻井技术研究、实践上趋于成熟，进入一个新的发展阶段，完成了分支井技术与水平井技术的有机结合。该井ＦＰ１分支水平位移３１２ｍ，水平段长２００ｍ；ＦＰ２分支水平位移３２６ｍ，水平段长２００ｍ。
图５ 静３１－５９ＦＰ分支侧钻水平井完井管柱示意图
引鞋柔性接头
筛管
喇叭口
定向定位悬挂器
预开孔套管空心导斜器主井眼封隔器修井下定向套固井循环头
皮碗悬挂封隔器
筛管引鞋
柔性接头在总结静３１－５９ＦＰ分支侧钻水平井钻井的经验教训后，对该项技术进行了再次攻关，工具、工艺进一步完善，２００４年先后完钻了两口分支水平井——锦６１２－１２新２２ＦＰ、高３－７－１４ＣＨ井，技术水平达到国际分支井技术四级标准。这两口井的完钻预示着分支水平井钻井工艺技术在辽河油田迈上了一个新台阶，技术水平国内领先。
４． 成对水平井、ＳＡＧＤ大修侧钻水平井
辽河油田于１９９６年完成了国内第一组成对水平井：杜８４－平１－１井和杜８４－平１－２井，这是国内首创的蒸汽辅助重力泻油ＳＡＧＤ成对水平井，也是当时世界上第五组成对水平井。该对水平井设计的井口间距５ｍ，方位相同，水平段长３００ｍ，水平段垂直距离１０～１２ｍ。实际水平段长３０５ｍ，垂直距离１０．１３～１１．８３ｍ，垂直误差１．７ｍ。该井情况如图６所示。
由于当时水平井钻完井技术还不够成熟，这两口井
图４ 洼６０－Ｈ３１井井眼轨迹水平投影图
－３００ －２００ －１００ ０ １００１００
－１００
－２００
ＷＥ
Ｓ
Ａ
Ｎｍ
ｍ冷４１－平１４井 垂直视平移投影图投影方位：７５．０８Ｏ
冷４１－平１４井 井底水平位移投影图－２００ －１００ ０ １００ ２００ ３００ ４００ ５００１００
－１００
ＮＳＷＥ
５００１０００
１５０００ ５００ １０００
Ａ
Ｂ
图３ 冷４１－平１４井实钻井眼轨迹投影图
ｍ
ｍ
并没有达到预期的效果，１９９８年被迫关井，在一定程度上制约了ＳＡＧＤ项目的实施。随着辽河油田水平井钻完井技术的进步，２００３年对ＳＡＧＤ项目的这两口井进行侧钻，完成了辽河油田第一对ＳＡＧＤ侧钻水平井，使一度终止了４年的ＳＡＧＤ项目重新在辽河油田获得生机，没有水平井技术的进步就没有ＳＡＧＤ项目的第二个春天。
侧钻成对水平井应用ＭＷＤ无线随钻跟踪技术，提高了井眼轨迹控制精度，为准确按照设计对ＳＡＧＤ水平井进行校平提供了强有力的保障。水平井段采用ＭＷＤ无线随钻γ测井，随时监测地层岩性变化情况，既提高了控制精度，确保了油层钻遇率，又节省了完井电测的时间和费用。在开窗侧钻井段短、工具有限且避免新井眼与原井眼相碰的情况下，采用了三维轨迹设计方法和三维绕障侧钻技术很好地解决了这些问题，在水平投影图上新老井眼相距５ｍ。杜８４平１－１ＣＰ井在技术套管鞋和筛管之间的裸眼段，未打水泥塞，直接采用悬空侧钻技术，钻进过程中尝试采用旋转导向代替了传统的滑动导向，既克服了诸如井身质量差、井眼净化效果差及极限位移限制等缺点，又大大提高了钻井速度和安全性。尝试的成功，解决了水平井的导向问题。
图７为２００３年对杜８４－平１－１井和杜８４－平１－２井
图７ ＳＡＧＤ井组侧钻后水平井段示意图
悬挂器 ８４３．９５ｍ
技套 ２４４．５ｍｍ×８８０．８３ｍ
侧钻点 ８８８．６３ｍ 水平段长２５０．４４ｍ
光管 １７７．８ｍｍ×９４５．０６ｍ ＋ 筛管１７７．８ｍｍ×１２２０ｍ
悬挂器８４３．１６ｍ侧钻点 ９２３．９９ｍ技套２４４．５ｍｍ×８９８．７６ｍ光管 １７７．８ｍｍ×９６３．８２ｍ ＋ ＴＢＳ筛管１７７．８ｍｍ×１２０７ｍ
水平段长２３２．１０ｍ
７ｍ
平１－２ＣＰ
平１－１ＣＰ
成对水平井进行侧钻后的水平段示意图。
５． 激光割缝筛管完井
针对辽河油田超稠油水平井完井的需要，借鉴国外稠油热采完井的经验，结合辽河油田稠油热采井实际情况，提出了上部采用２４４．５ｍｍ技术套管下至水平段以上、水平段采用割缝筛管完井的方案。
根据杜８４块注蒸汽和油藏特点，特别是考虑到稠油油藏岩性疏松、上覆地层负荷大的实际情况，为保持水
平段割缝筛管的强度，选用直径１７７．８ｍｍ、钢级ＴＰ１００Ｈ、偏梯形螺纹套管作为基管，结合油层砂粒径分布、原油黏度和采油速度的要求，设计了筛缝的宽度和布缝方式。外螺纹以上０．５ｍ和内螺纹以下０．３ｍ不割缝，接箍加工出３０°～４５°倒角，便于筛管顺利下入井眼轨迹曲率小于１８°／３０ｍ的水平井段。在悬挂器下方和光管与筛管联结处分别加一只伸缩短节或热应力补偿器，以解决割缝筛管受热伸长的问题，延长管柱寿命。经过杜８４块热采水平井实践，该完井方式基本满足了生产需求。
随着辽河油田水平井应用规模的扩大，水平井类型和采油方式的变化，先后组织开发了直径１７７．８ｍｍ、１３９．７ｍｍ、１２７．ｍｍ的割缝筛管，形成了０．２ｍｍ、０．２５ｍｍ、０．３ｍｍ、０．４ｍｍ的缝宽系列。为了调节水平井段不同部位的采出速度，在布缝方式上，也采取了５０缝／周、３０缝／周、２５缝／周等不同方案。按照三开和二开不同完井方式，完井管柱分别采取通过悬挂器将割缝筛管尾挂在技术套管内或与套管柱连接筛管上部固井的方式。
６． 鱼骨型水平井
开发鱼骨型水平井钻井技术的目的主要是在目的层中多钻出几个分支井眼，尽可能多地增加分支井段所能控制的油藏范围，增加油藏的裸露面积，减轻原油进入
主井筒的流动阻力，以提高单井产量，提高采收率。２００６年在杜８４块第一次设
计施工了鱼骨水平井——杜８４－兴Ｈ２３８井。通过具体施工，在悬空侧钻、轨迹控
制、井眼净化、钻井液体系等方面积累了经验。该井主井眼水平段长达３９８．２０ｍ，
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四个分支水平段长度分别为：１１０．７６ｍ、１１７．５９ｍ、９８．８６ｍ、１１３．７６ｍ，水平井段总长度８３９．１７ｍ，示意图见图８。
鱼骨型水平井主井眼在井身结构设计和井眼轨迹设计方面与常规水平井相同，但在分支井眼的全角变化率的选择上，应尽可能采用较高的全角变化率，加快分支井眼偏离主井眼的速度。考虑到便于施工，我们设计采用分支井的井眼与主井眼相同的井眼尺寸，使用同一套钻具，大幅度提高作业效率。上部井段的轨迹控制技术与常规水平井完全相同，但在进行水平段施工时，存在着主井眼和各分支井眼按怎样的顺序进行施工的问题。我们在进行鱼骨型水平井施工时，采用如下施工顺序：各分支井眼自上而下依次施工、主井眼分段施工。
鱼骨型水平井施工的技术关键，就是合理控制在各分支节点附近主井眼和分支井眼的井眼轨迹。我们把这项技术称为“鱼骨型水平井分支节点轨迹控制技术”，包括两个方面，即悬空侧钻技术和随钻测量技术。前者，我们在总结侧钻水平井开出侧钻技术基础上，在钻头选型、钻进参数优选、钻具组合上做文章，攻克解决；后者，我们引进了斯仑贝谢公司的ＧＳＴ近钻头测量技术，结合ＭＷＤ、ＬＷＤ测量仪器，成功地解决了油层钻遇率问题，拓宽了水平井应用领域，不但解决了鱼骨井测量问题，也解决了薄油层的水平井开发问题，使薄油层开发有了新的技术手段。２００６年利用ＧＳＴ测量技术完钻１０口薄油层水平井，其中，最薄油层厚度为１．１ｍ。
三、目前辽河油田水平井存在问题
尽管辽河油田在水平井钻井工艺技术方面取得了非
凡的成就，但也有一些问题需要解决。
１． 完井方式单一
目前辽河油田水平井主要完井方式是筛管完井，占水平井总数的９０％，完井方式单一，不能满足辽河油田油藏类型多、原油性质复杂的需求。在筛管开发方面，需要进一步攻关，形成筛管系列产品；在完井管柱方面，亟需展开研究，既要考虑管柱强度及顺利下入预计水平井段的问题，还需考虑管外封隔器的应用，为后期采油实现分段开采、分层注汽及油藏改造奠定基础；在水
平井固井水泥浆配方、下井附件及施工工艺技术上，需要研究或引进新技术；在水平井固井质量检测方面亟需新的技术方法来解决。
２． 钻完井工艺技术有待改进和完善
在稠油油藏水平井配套工艺技术基本完成，但受钻井队操作者技术水平、地层客观因素和区块开采方式的影响，有些井在施工过程中仍然出现井下复杂情况或事故，致使钻井周期增加。研究解决避免或减少钻井复杂情况或事故的问题将是下一步工作的重点。
随着水平井在辽河油田的推广应用，低压储层井漏、潜山石英岩岩石可钻性差所带来的问题逐渐显露出来。目前辽河油田水平井钻井工程所面临的瓶颈技术问题，就是水平段钻井过程中的恶性漏失问题。由于井漏而提前完钻的井有小２２－平１井、小２２－平２井、沈６２５－平１井等，这方面的问题不解决将严重制约水平井技术在辽河油田的发展。２００４年在潜山石英砂岩储层水平段，平均机械钻速为０．８ｍ／ｈ，全井平均机械钻速２．７ｍ／ｈ，远远低于辽河油田全年平均９．８ｍ／ｈ的机械钻速，研究解决提高钻速问题是目前当务之急。
３． 油层保护问题急需加大力度
通过多年的研究，目前在一些区块已经形成了钻井完井液体系，在井眼净化、携砂性能、井眼稳定、油层保护等方面与地层配伍性能较好。但辽河油田油藏多、油品杂，有些区块还需进一步实验钻完井液，尤其是在油层保护方面，急需加大科研力度，减少钻完井阶段对油层的污染，水平井使油藏裸露面积大，受污染的面积也大，如果油层保护解决得不好，会给后期采油带来很大
图８ 杜８４－兴Ｈ２３８井示意图表层套管 ?３３９．７ｍｍ×２０５．３４ｍ技术套管 ?２４４．５ｍｍ×１０７９．０２ｍ
Ｆ１分支 ?２１５．９ｍｍ
１１４１～１２５１．７６ｍ
Ｆ２分支 ?２１５．９ｍｍ１２１１～１３２８．６９ｍ
Ｆ４分支 ?２１５．９ｍｍ
１３４０～１４６４．３４ｍ
主井眼：?２１５．９ｍｍ
完钻井深１４８０ｍ
Ｆ３分支 ?２１５．９ｍｍ
１２６０～１３４６．０３ｍ
困难。
４． 修井作业技术跟不上
随着辽河油田水平井技术的推广，水平井的数量增加，修井作业工作量也因此而增大。目前，水平段分段采油、分层注汽、压裂、酸化、堵水等井下作业工艺技术还没有跟上水平井钻井技术的发展步伐；如果大修作业工艺技术跟不上，必然制约水平井的规模发展；没有大修作业工艺技术的支撑，水平井钻井工艺技术将停滞不前。
５． 油藏精细描述工作做得不够
目前，辽河油田为提高水平井的油层钻遇率，约有８０％的水平井在钻进水平段之前先钻导眼落实油藏，有的井甚至钻多个导眼，“摸着石头过河”，延长了钻井周期，增加了钻井成本。部署水平井之前如果对拟开发的油藏地下情况认识不清楚，施工过程中必然要打导眼；导眼回填，必然对油层产生污染；如果打多个导眼，则导致多次变换井眼轨迹，增加了轨迹控制难度，影响后期钻井施工。因此，必须加强油藏精细描述工作，提高描述水平。
６． 专业技术人员短缺
近两年辽河油田水平井迅猛发展，水平井数量逐年翻番，而钻井施工队伍的技术素质、装备配套水平都跟不上。技术力量分散、人员短缺、仪器不足、设备老化等问题很突出。目前，亟需培养一批专业技术人员，整合水平井钻井技术力量，以为当前和今后来水平井的更大规模的应用创造条件，奠定基础。
辽河油田已经形成了具有辽河特色的水平井钻完井工艺技术，为油田勘探开发、增储上产做出了贡献。为适应水平井更大规模地应用，要尽快解决水平井钻井施工中遇到的新问题，当前应把重点放在以下几个方面：分析论证特殊储层，探索压力控制技术与水平井技术的结合，解决井漏问题；
研究开发新型钻头，确定适合石英岩地层的钻头类型，条件成熟情况下，在水平井施工中大规模利用ＰＤＣ钻头，提高钻进速度；
广泛推广随钻跟踪地质导向钻井技术，提高薄油层钻遇率；
探索推广应用旋转导向钻井技术，提高机械钻速，预防钻井复杂情况和事故的发生；
继续探索研究水平井完井工艺，完善适合不同油藏条件下的完井工艺技术；
在油藏条件许可情况下采用鱼骨水平井，进一步降低钻井成本，提高油田采收率；
探索多靶水平井和阶梯水平井，为水平井在辽河油田的发展积累工程技术储备。
参考文献
［１］ 周全兴．现代水平井钻井技术［Ｍ］．北京：科学出版社，２００２
［２］ 薄珉，陈勋，巩永丰，王永君．辽河油田侧钻井技术［Ｊ］．石油钻采工艺，２００３，２５（２）
［３］ 王志国等．冷４１－平１４“Ｌ”型水平井轨迹优化与控制技术［Ｊ］．石油钻探技术，２００６，３４（２）
［４］ 王峰．侧钻双分支水平井井眼轨迹控制［Ｊ］．石油钻采工艺，２００５，２７（１）
油气藏型储气库钻完井技术要求 （试行） 第一章总则 第一条储气库注采强度高，压力变化大，为达到储气库注采系统的完整性、可靠性，储气库建设应采用先进、适用、成熟可靠的技术和装备，确保储气库安全、高效运行，同时建设方应加强对现场各施工环节的监督。 第二条在已部分开采或接近枯竭的油气藏建设储气库，地层压力低，新井建设应采取针对性的钻完井工艺，宜采用水平井、定向井提高单井注采量，减少总井数。老井封堵或再利用应采取可靠的技术措施，确保储气库的完整性。 第三条为有效保护低压油气藏，减少储层漏失伤害，降低储层污染，尽可能采用储层专打，储层段钻井采用相应介质，实现欠平衡或近平衡钻井。 第四条本技术要求包括储气库新井钻井工程、完井工程和老井利用、老井封堵以及井的安全评价五部分。 第二章钻井工程 第五条油气藏型储气库钻井工程设计应根据储层特征，做出针对性设计，设计应突出有效保护储层、提高注采量、降低事故复杂、保证固井质量等目的。
第六条为了便于储气库集中管理，减少土地占用和建库综- 1 - 新钻注采井井间距应合成本，储气库建设宜采用丛式井组设计，安全生产以及后期作业等因素统筹考根据井场面积、布井数量、虑，原则上不小于10m。老井防第七条储气库丛式井组设计应充分考虑安全生产、应MWD或多点测斜仪测量数据，碰和后期作业要求。老井若没有新井设计必须考虑老井井眼轨迹的测采用陀螺仪进行轨迹复测，量误差。注采井井身结构应满足储气库长期周期性高强度第八条各层 套管下深应结合当前实际地层孔隙注采及安全生产的需要，压力、坍塌压力、破裂压力资料进行设计。宜采用较大尺寸的第九条为了提高储气库单井注采能力，井身结构，同时应根据储层特征，优先采用水平井。宜采用应结合储层特征具体分析储层段完井方式，第十条遇水膨胀封隔器提高完井管裸眼或筛管完井方式，可采用遇油、串的稳定性。为了满足储气库长期交变应力条件下对生产套第十一条 应根据储气库运行压力按不同工况采用等安全系管强度的 要求，生产套管材质应结合油气藏流体数法进行设计和三轴应力校核。性质和外来气质进行选择。技术套管作为生第十二条原则上技术套管不做生产套官。产套管时，套管壁厚的设计应考虑钻井过程中的套管磨损因素，评价套施工过程中应采取防磨措施，完井后应做套管磨损分析，- 2 - 管可靠性。生产套管及上一层技术套管应选用气密封螺纹，
水平井完井主要有三种方式：裸眼完井、固井射孔完井和割缝衬管完井。在3种完井方式中，割缝衬管水平井堵水难度最大，因为割缝衬管与岩石壁面之间无隔挡,底水或边水进入井筒有径向流和横向流2种方式，机械封隔方法仅能实现割缝衬管内部空间的封隔，不能实现割缝衬管与岩石壁面之间环形空间的封隔。 国外主要针对割缝衬管水平井进行。早期主要采用化学剂笼统注入法[6-8]。90年代中期环空封隔技术(ACP)的提出为割缝衬管水平井堵水技术提供了新的 思路。 环空封隔(ACP)定位注入技术是借助连续油管(CT)和跨式封隔器(IBP)，在割缝套管与井壁之间的环空放置可形成化学封隔层的可固化液，形成不渗透的高强度段塞，达到隔离环空区域的目的。然后配合管内封隔器，实现堵剂的定向注入(图2)。如果出水部位在水平井段上部或下部，需要1个ACP，如果出水部位在水平井段中部，则需要设置2个ACP。当过量水(气)的产出不是由于断层或裂缝引起时，可考虑采用ACP直接封隔水(气)部位。 4 水平井堵水研究的难点、重点 l)难点水平井堵水具有共性的瓶颈技术难点有3个：一是出水层位判定技术，二是堵水工艺技术，三是堵水剂技术。出水层位判定技术与水平井测井技术密切相关；堵水工艺技术与井下工具、管柱技术、完井方式、堵水剂特性有关；堵水剂技术与化工技术工艺、材料科学有关，是研究比较活跃的技术难点。 2)重点水平井堵水最大的重点是堵水剂，特别是有较强的油、水选择性，合成生产方便，化学性能稳定，适应性强，施工工艺简单的选择性堵水剂的研究
开发。其次，适合油藏、油井特点的选择性堵水工艺研究也是水平井堵水的重点。两个选择性——堵剂的选择性和工艺的选择性研究的突破是水平井堵水技术能工业化应用的关键。
第31卷第6期2009年12月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING & PRODUCTION TECHNOLOGY Vol. 31 No. 6 Dec. 2009 文章编号：1000 – 7393（ 2009 ） 06 – 0004 – 05 胜利油田水平井完井技术现状及研究展望 赵金洲1 赵金海2 杨海波2 魏新芳2 （1.胜利石油管理局，山东东营 257000；2.胜利油田钻井工艺研究院，山东东营 257017） 摘要：随着水平井在油田开发中应用越来越多，水平井完井技术也成为国内外研究的热点。胜利油田根据自身特点，先后开展了滤饼酸洗工艺、筛管分段技术、水平井砾石充填防砂技术、水平井提高固井质量和安全下入的工具技术、分支水平井完井技术、实体膨胀管和膨胀防砂筛管完井技术等方面的研究，形成了较为完善的水平井完井技术体系，为油田的持续生产奠定了坚实基础。 关键词：胜利油田；水平井完井；滤饼酸洗技术；分支水平井完井；膨胀管完井 中图分类号：TE243 文献标识码：A Research status and prospect of horizontal well completion technology in Shengli Oilfield ZHAO Jinzhou1, ZHAO Jinhai2, YANG Haibo2, WEI Xinfang2 （1. Shengli Petroleum Administration Bureau, Dongying 257000, China; 2. Drilling Technology Research Institute, SINOPEC Shengli Oil?eld, Dongying 257017, China） Abstract: Horizontal?wells?are?applied?widely?in?oilfield?development.?Completion?technology?of?horizontal?wells?is?becoming?hotspot?home?and?abroad.?According?to?characteristics?of?Shengli?Oilfield,?mud?cake?acid?pickling?process,?screen?segmentation?technol-ogy, gravel pack sand control technology for horizontal wells, cementing quality improvement and safe running-in-string technology for horizontal wells, multi-lateral horizontal well completion technology, solid expandable tubing and expandable sand screen are devel-oped,?on?the?basis?of?which?comprehensive?horizontal?well?completion?system?is?formed?and?continuous?production?in?Shengli?Oilfield?is maintained. Key words: Shengli?Oilfield;?horizontal?well?completion;?mud?cake?acid?cleanup;?multi-lateral?horizontal?well?completion;?expand-able completion 近几年，随着油气田开发向低渗透、稠油油藏方向发展，水平井钻井技术在胜利油田得到了广泛应用。随钻测量技术、钻井液技术及水平井完井技术成为推动水平井技术进步的三大支柱。其中，水平井完井技术逐渐受到重视，进入日新月异的发展阶段。国外公司相继研究开发如智能完井［1］、裸眼分段压裂［2］以及膨胀管完井［3］等完井新技术，取得了显著经济效益。国内完井技术［4-8］则立足国情，采取以独立筛管完井、筛管+管外封隔器完井、固井射孔完井为主的完井方式，降低施工风险，控制完井成 本，保证油气田开发效益。 胜利油田相继完成了“八五”、“九五”期间国家级课题“水平井、侧钻水平井完井技术研究”、“十五”期间中石化集团公司科技攻关项目“分支井、大位移井完井技术研究”等重大项目的研究攻关，形成了具有胜利特色的水平井完井技术——筛管完井系列技术、水平井提高固井质量特色技术、膨胀管完井技术等，为水平井完井提供了强有力的技术支撑，为胜利油田提高“两率”奠定了坚实的完井技术基础。 国家重大专项项目： “低渗油气田完井关键技术研究（编号：2008ZX05022-006）”的部分研究成果；国家863项目“膨胀管钻井技术（编号：2006AA06A105）”的部分研究成果。 作者简介： 赵金洲，1963年生。1983年毕业于江汉石油学院钻井工程专业，从事石油工程技术管理工作，现任副局长。电话：0546-8710317。
完井技术国内外发展现状分析 第1章前言 1.1 现代完井技术发展现状 完井工程是衔接钻井和采油工程而又相对独立的工程，是从钻开油气层开始，到下套管注水泥固井、射孔、下生产管柱、排液，直至投产的一项系统工程。完井设计水平的高低和完井施工质量的优劣,对油气井生产能否达到预期指标和油田开发的经济效益有决定性的影响。 近十多年来,国内外完井均有了较快发展,并已发展成为独立的学科。除常规井完井技术日益完善外,其他特殊井完井也得到了很大发展,如水平井完井、复杂地质条件下的完井、小井眼完井、分支井完井、深井超深井完井、现代智能完井、膨胀管完井等。国内在完井技术方面虽然取得了一些进步,但是与国外相比,完井技术还有很大差距,特别是在不同储层选择合适的完井方式、水平井完井、欠平衡井完井、小井眼完井、分支井完井,从而影响了油气井的产量及经济效益。 1.2 本文的主要研究内容 1．查阅现代完井技术方面的文献，对各种完井技术现状进行综合性分析： (1)射孔完井技术； (2)割缝衬管完井技术； (3)砾石充填完井技术； (4)膨胀管完井技术； (5)封隔器完井技术； (6)智能完井技术。 2. 调研国内外最新完井技术现状，重点分析国内外现代完井技术现状、最新进展、应用成果以及发展趋势等,并对国内完井技术方案实施的可行性和完井技术的研究方向作初步预测和探讨。
第2章常规完井技术 完井方式的选择主要是针对单井而言。虽单井属于同一油藏类型，但是所处构造位置不同，所选定的完井方式也不尽相同，如油藏有气顶、底水，若采用裸眼完成，技术套管则应将气顶封隔住，再钻开油层，而不钻开底水层。若采用射孔完成，则应避射气顶和底水。又如油藏有边水，套管射孔完成时，油田开发要充分利用边水驱动作用，避射开油水过渡带。下面主要介绍常用的几种常规完井方式[1]。 2.1 裸眼完井技术 裸眼完井方式分先期裸眼完井方式、复合型完井方式和后期裸眼完井方式三种。 先期裸眼完井方式（如图2-1）是钻头钻至油层顶界附近后，下套管柱水泥固井。水泥浆上返至预定设计高度后，再从套管中下入直径较小的钻头，钻穿水泥塞，钻开油层至设计井身完井。 复合型完井方式（如图2-2）是指适合于裸眼完井的厚油层，但上部有气顶或顶界邻近又有水层时，可以将技术套管下过油气界面，使其封隔油层的上部，然后裸眼完井，必要时再射开其中的含油段。 后期裸眼完井方式（如图2-3）是不更换钻头，直接钻穿油层至设计井深，然后下套管至油层顶界附近，注水泥固井。固井时，为防止水泥浆损害套管鞋以下的油层，通常在油层段垫砂或者换入低失水、高粘度的钻井液，以防水泥浆下沉。 图2-1 先期裸眼完井示意图 1—表层套管 2—生产套管 3—水泥环 4—裸眼井壁 5—油层
水平井完井方式及其选择 水平井完井方式可采用裸眼完井、割缝衬管、割缝衬管加管外封隔器、下套管注水泥 一、完井方式 1、裸眼完井 裸眼完井费用不高,但局限于致密岩石地层,此外,裸眼井难以进行增产措施,以及沿井段难以控制注入量与产量,早期水平井完井用裸眼完成,但现在已趋步放弃此方法。当今只有在具有天然裂缝的碳酸盐岩油气藏与油气井的泄油半径很小时才使用裸眼完井的方法。 2、割缝衬管完井 该方法就是在水平段下入割缝衬管,主要目的就是防止井眼坍塌。此外,衬管提供一个通道,在水平井中下入各种工具诸如连续油管。有三种类型的衬管可采用: 1)穿孔衬管。衬管已预先预制好。 2)割缝衬管。衬管已预先铣好各种宽度、深度、长度的缝。 3)砾石预充填衬管。割缝衬管要选择孔或缝的尺寸,可以起到有限的防砂作用。在不胶结地层,则采用绕丝割缝筛能有效地防砂,另外在水平井采用砾石充填,也能有效防砂。 割缝衬管完井的主要缺点就是难以进行有效的增产措施,因为衬管与井眼之环形空间就是裸眼,彼此连通,同样,也不能进行进行分采。 3、割缝衬管加管外封隔器 该方法就是将割缝衬管与管外封隔器一起下入水平段,将水平段分隔成若干段,可达到沿井段进行增产措施与生产控制的目的。由于水平井并非绝对水平,一口井一般都有多个弯曲处,这样,有时难以下入衬管带几个封隔器
4、下套管注水泥射孔 该方法只能在中、长曲率半径井中实施。在水平井中采用水泥固井时,自由水成分较直井降低得更多,这就是因为水平井中由于密度关系,自由水在油井顶部即分离,密度较高的水泥就沉在底部,其结果水泥固井的质量不好。为避免这种现象发生,应做一些相应的试验。 注:1、超短曲率水平井:半径1～2ft,造斜角(45°～60°)/ft; 2、短曲率水平井:半径20～40ft,造斜角(2°～5°)/ft; 3、中曲率水平井:半径300～800ft,造斜角(6°～20°)/(100ft); 4、长曲率水平井:半径1000～3000ft,造斜角(2°～6°)/(100ft)。 二、完井方式选择 在选择完井方式时,必须重点考虑以下几个方面的问题: 1、岩石地层 若考虑裸眼完井,重要的就是保证岩石就是致密的,同时钻井过程就是稳定的。经验报告与文献指出,若水平井方向就是沿着水平最小应力钻井,则井筒显示极好的稳定性。 2、钻井方法 短曲率半径仅用裸眼或可能用割缝衬管完井。对于中、长曲率半径水平井,既可用裸眼,又可用裸眼下割缝衬管或水泥固井射孔完井。 3、钻井液 由于水平井钻井的特殊性,钻井液所造成的地层伤害较直井更大,特别就是低渗透层与负压地层。为了减少这种伤害,除了应考虑泥浆的密度与性能外,还应考虑水泥固井射孔完井这种情况,以便通过压裂酸化解除这种伤害。 4、增产措施 若考虑酸化压裂,对水泥固井射孔完井来说,易于控制,可利用桥塞分段酸化;对裸眼井或割缝衬管完井则比较困难,因为沿井段滤失量太大,必要时应利用连续油管减少均匀布酸的困难,利用化学转换剂实现分段酸化(化学转换剂过一段时间后可自行解堵)。 5、生产机理 对凝析气层或气水同产层,完井时应尽量避免水平段的轨迹上下浮动,以免凝析液或水积累在井筒的低部位,难以排出或将天然气气锁在弓形高部位。 6、井下作业及修井 应根据油气层的具体情况,分析今后的气液分布动态,预见今后的井下作业及修井,以确定采用哪种完井方式。 7、水平井报废的技术经济要求 作为完井设计人,必须预先知道水平井报废的具体技术要求与有关特殊规定,以便作出评估。 8、投资风险 使用水泥固井不仅增加了完井费用,延长了作业时间,还必须射孔完井。尽管完井费用的增加似乎还很难判断就是否合算,但如果考虑在过早的水淹与井壁产生坍塌的井中侧钻新的井眼这一问题,则注水泥固井这一做法还就是意义深远的。 与直井相比,水平井必须有一个更加完善的完井计划。完井计划的制订主要受三个因素的制约。 1、对地层的认识 1)均质地层 这类地层常见于重油砂岩。在正常情况下,它们不需要分段隔离,其完井设计相对简单而容易,水平段大多采取全井裸眼完成,依靠连续油管作业或射孔技术来解除井筒附近的伤
!应用技术# 分支水平井完井技术在胜利油田的应用Ξ 皇甫洁ΞΞ 李雷祥 刘希明 冯 辉 (胜利油田有限公司采油工艺研究院) 隆新耀 (胜利油田有限公司孤岛采油厂) 摘要 分支水平井是水平井技术的进一步发展和完善,是一种用于老油田开发后期提高采收率和新区改善开发效果的重要手段。目前,该技术在国外得到大规模的研究和应用,而在国内却刚刚起步。介绍了胜利油田第一口自行设计并施工的双分支水平井———桩1-支平1井的完井技术,该井是中石化重点科技攻关项目“分支井钻采配套技术研究”的第一口试验井。从完井方案设计、完井管柱、完井施工工艺等方面阐述分支水平井完井技术的难点和重点,最后提出几点认识和研究方向。 关键词 胜利油田 分支井 完井工艺 射孔 随着石油工业的发展,分支水平井技术已逐渐成为石油行业又一热点技术。分支井技术可以较大幅度降低油气开发成本,充分挖掘油田生产能力,提高油气采收率,从而提高油气开发的综合经济效益。分支井技术在国外较为普遍,但在国内由于受主井眼与各支井眼交汇处的处理及分支装置系列工具的限制,起步较晚。2000年9月胜利油田在其先进的水平井技术的基础上,自行设计和施工完成了该油田第一口双分支水平井———桩1-支平1井。 分支井概况 桩1-支平1井位于桩1块中部构造的较高位置,该区先后有9口井(包括1口水平井)投入开发,大部分井开井即见水,其主要原因是该层为底水油藏,油水粘度比大,油流动阻力大,底水很快以水锥形式致油井水淹。因此设计利用双分支水平井开发该构造的含油富集区,以起到控制更大面积储量,抑制底水锥进,增大泄油面积,改善开发效果,提高产能及采收率的作用。该井钻探目的层为馆上段9小层。第一分支为三靶点水平井,设计水平段长200m。第二分支为两靶点水平井,设计水平段长150m,两分支呈30。角斜交。桩1-支平1井采用主井眼钻 31112mm井眼下 24415mm技术套管,分支井眼钻 21519mm井眼挂 13917mm套管的井身结构,尾管悬挂器的位置由上分支开窗点位置和所采用的回接系统的要求确定。井身结构数据见表1。 表1 桩1-支平1井井身结构数据 分 支 开钻 次数 井眼直径×井深 /mm×m 套管直径×下深 /mm×m 第一分支 一开44415×30133917×299101 二开31112×17041724415×170218 三开21519×1945100 13917× (1350197-1942151)第二分支—21519×1872100 13917× (1345184-1871100) 完 井 方 案 完井技术是决定分支井技术水平的关键因素。按照完井技术难度,可将分支井分为6类。第1类是在裸眼井内钻分支井眼,分支井眼裸眼完井;第2类是从套管内钻分支井眼,分支井眼裸眼完井;第3类是从套管内钻分支井眼,在分支井眼内下入 ? 3 4 ? 2002年 第30卷 第6期 石 油 机 械 CHINA PETROL EUM MACHIN ER Y Ξ Ξ Ξ皇甫洁,助理工程师,生于1972年,1996年毕业于石油大学(华东)石油工程专业,现从事完井采油技术研究工作。地址: (257000)山东省东营市。电话:(0546)8557254。 (收稿日期:2002-01-07;修改稿收到日期:2002-03-05)本课题是中石化集团公司重点科研项目“分支井钻采配套技术”(项目编号KZD22000015)的部分内容。
水平井完井方式及其选择
水平井完井方式及其选择 水平井完井方式可采用裸眼完井、割缝衬管、割缝衬管加管外封隔器、下套管注水泥射孔 （1）裸眼 （2）割缝衬管完井 （3）衬管管外分段封隔完井 （4）水泥固井射孔完井 的实际经验。完井方式对于水平井今后能否进行正常生产或者进行多种作业是非常重要的。某种钻井方式只能适应于某种完井方式。 一、完井方式 1、裸眼完井 裸眼完井费用不高，但局限于致密岩石地层，此外，裸眼井难以进行增产措施，以及沿井
段难以控制注入量和产量，早期水平井完井用裸眼完成，但现在已趋步放弃此方法。当今只有在具有天然裂缝的碳酸盐岩油气藏和油气井的泄油半径很小时才使用裸眼完井的方法。 2、割缝衬管完井 该方法是在水平段下入割缝衬管，主要目的是防止井眼坍塌。此外，衬管提供一个通道，在水平井中下入各种工具诸如连续油管。有三种类型的衬管可采用： 1)穿孔衬管。衬管已预先预制好。 2)割缝衬管。衬管已预先铣好各种宽 度、深度、长度的缝。 3)砾石预充填衬管。割缝衬管要选择 孔或缝的尺寸，可以起到有限的防砂作用。 在不胶结地层，则采用绕丝割缝筛能有效 地防砂，另外在水平井采用砾石充填，也 能有效防砂。 割缝衬管完井的主要缺点是难以进行有效的增产措施，因为衬管与井眼之环形空间是裸眼，彼此连通，同样，也不能进行进行分采。 3、割缝衬管加管外封隔器 该方法是将割缝衬管与管外封隔器一起下
入水平段，将水平段分隔成若干段，可达到沿井段进行增产措施和生产控制的目的。由于水平井并非绝对水平，一口井一般都有多个弯曲处，这样，有时难以下入衬管带几个封隔器 4、下套管注水泥射孔 该方法只能在中、长曲率半径井中实施。在水平井中采用水泥固井时，自由水成分较直井降低得更多，这是因为水平井中由于密度关系，自由水在油井顶部即分离，密度较高的水泥就沉在底部，其结果水泥固井的质量不好。为避免这种现象发生，应做一些相应的试验。 注：1、超短曲率水平井：半径1～2ft，造斜角（45°～60°）/ft； 2、短曲率水平井：半径20～40ft，造斜角（2°～5°）/ft； 3、中曲率水平井：半径300～800ft，造斜角（6°～20°）/（100ft）； 4、长曲率水平井：半径1000～3000ft，造斜角（2°～6°）/（100ft）。 二、完井方式选择 在选择完井方式时，必须重点考虑以下几个方面的问题： 1、岩石地层 若考虑裸眼完井，重要的是保证岩石是致密的，同时钻井过程是稳定的。经验报告和文献指出，若水平井方向是沿着水平最小应力钻井，则井筒显示极好的稳定性。 2、钻井方法
第一章定向井（水平井）钻井技术概述 第一节定向井、水平井的基本概念 1．定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）T ．A．英格利期定义为：“使井筒按特定方向偏斜，钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井，虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然是直井。 定向井首先是从美国发展起来的，在十九世纪后期，美国的旋转钻井代替了顿钻钻井。当时没有考虑控制井身轨迹的问题，认为钻出来的井必定是铅垂的，但通过后来的井筒测试发现，那些垂直井远非是垂直的。并由于井斜原因造成了侵犯别人租界而造成被起诉的案例。最早采用定向井钻井技术是在井下落物无法处理后的侧钻。早在1895年美国就使用了特殊的工具和技术达到了这一目的。有记录定向井实例是美国在二十世纪三十年代初在加利福尼亚享廷滩油田钻成的。 第一口救援井是1934年在东德克萨斯康罗油田钻成的。救援井是指定向井与失控井具有一定距离，在设计和实际钻进让救援井和失控井井眼相交，然后自救援井内注入重泥浆压死失控井。 目前最深的定向井由BP勘探公司钻成，井深达10，654米； 水平位移最大的定向井是BP勘探公司于己于1997年在英国北海的Rytch Farm 油田钻成的M11井，水平位移高达1，0114米。 垂深水平位移比最高的是Statoil 公司钻成的的33/9—C2达到了1:3.14； 丛式井口数最多，海上平台：96口；人工岛：170口； 我国定向井钻井技术发展情况 我国定向井钻井技术的发展可以分为三个阶段，50—60年代开始起步，首先在玉门和四川油田钻成定向井及水平井:玉门油田的C2—15井和磨三井，其中磨三井总井深1685米，垂直井深表遗憾350米，水平位移444.2米，最大井斜92°，水平段长160米；70年代扩大实验，推广定向井钻井技术；80年代通过进行集团化联合技术攻关，使得我国从定向井软件到定向井硬件都有了一个大的发展。 我国目前最深的水平井是胜利定向井公司完成的JF128井，井深达到7000米，垂深位移比最大的大位移井是胜利定向井公司完成的郭斜井，水平位移最大的大位移井是大港定向井公司完成的井，水平位移达到2666米，最大的丛式井组是胜利石油管理局的河50丛式井组，该丛式井组长384米，宽115米，该丛式井平台共有钻定向井42口。 2．定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型： 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井 多分枝井（多底井）
水平井射孔工艺技术 1、简介 水平井工程是近年发展起来的一项新技术，是“稀井高产”的重要手段。水平井技术已成为近50年来石油技术进步的代表象征，这从勘探到提高采收率各个阶段均有着广泛的应用潜力，在实现井网调整，控制流向和完井类型，减少液流损失和调整油藏压力等方面的灵活性，已成为一种油藏完井新方法，而水平井射孔技术则是水平井技术的重要组成部分。四川石油测井公司早在1994年就对水平井射孔技术开始了立项研究，经过几年的研究和现场试验，形成了一整套中、长半径的水平井射孔工艺技术，该技术国内领先，部分技术达国际先进水平，该成果获中国石油天然气集团公司2000年技术创新二等奖。 水平井套管井射孔完井既有利于提高产量又有利于以后进行增产措施和封堵作业。但水平井射孔井段长达几百米甚至上千米，要求射孔一次作业成功；要求向水平两边或两边以下３０°定向发射以免造成砂子沉降和底水突进；要求长达几百米的射孔枪顺利通过造斜段下入和起出。实践证明，我们已经解决了上述难题并能保证施工的安全性和可靠性。 2、主要特点 2采用液压延时分段起爆方式能完成长水平段的射孔作业。 2采用弹架旋转的内定向方式，定向精度高且与枪身旋转的外定向方式相比，在相同套管内径下可选择更大直径的水平井射孔枪。 2采用接头旋转扶正环和滚珠枪尾可大大减少起下射孔枪时的摩擦力。 2接头与枪体之间，公母接头之间采用防退扣装置，避免了落枪的可能。 2最新研制的起爆开孔装置可实现水平井的再射孔而不会将井液挤到地层中去。 2可实现全井筒氮气加压起爆方式完成水平井的射孔作业。 2可实现限流压裂的水平井射孔作业。 2利用独创的旁通传压起爆系统能完成水平井的射孔测试联作。 2采用地面监测系统能监测井下各段射孔枪的发射情况。 3、主要技术参数 2射孔枪外径：Ф８９mm 、Ф102mm 、Ф127 mm 2最高工作压力：９０MPa 、105MPa 、90MPa 2延时时间：５—7min 2定向方式：内旋转定向 2定向精度：±５° 2定向率：>９５％ 2发射率：>９９％ 2孔密：１０－２０孔／米 2枪体抗弯能力：３０°／３０米。 4、施工工艺 （1）起爆方式 水平井射孔起爆不同于一般直井射孔，不能采用投棒起爆方式，也不同于一般斜井射孔，它属于超长井段射孔，不宜采用一个压力起爆器的起爆方式。在水平段各点压力值相等，它可以实现几个乃至几十个射孔段的同时起爆，完全满足水平井一次射孔多段的要求，将大大提高工效。四川石油测井公司已成功地应用了三种负压起爆方式，分别是：①液垫或气垫加压力延时起爆器；②油压开孔装置加压延时起爆器；③旁通传压装置加压力起中爆器。
海洋石油深水钻完井技术概述 摘要：深水区海洋环境恶劣，台风和孤立内波频发，深水钻完井工程设计和作业难度大、风险高。在充分借鉴我国浅水钻井设计和国外深水钻完井设计及施工经验的基础上，研究并提出了深水钻完井设计的技术流程与工作方法，逐步形成了深水技术、深水科研、深水管理的三大体系，克服了深水特殊环境条件下的技术挑战和作业难题，满足了深水油气钻完井安全、高效的作业要求，具备了国内外深水自主作业能力。 关键词：深水；钻完井；作业实践；超深水跨越 目前，世界各国高度重视深水油气的勘探与开发，以BP、Shell、Petrobras 等为代表的油公司和以Transocean等为代表的服务公司掌握了深水钻井完井关键技术，主导着深水油气勘探开发作业。我国南海是世界四大油气聚集地之一，其中70%蕴藏于深水区。深水是挑战当今油气勘探开发技术和装备极限的前沿领域，尤其是在恶劣海洋环境下，如何安全、高效地开展深水钻完井作业成为了业界极为关注的焦点[1-3]。因此，研究深水钻完井所具有的特点，把握其发展趋势，对于促进我国石油工业可持续发展、增加油气产量、保障能源安全具有重要意义。1深水钻完井设计面临的挑战 在深水环境钻完井难度很大，深水钻完井设计不同于常规水深的钻完井设计，主要面临以下几个方面的挑战： 2.1深水低温 海水温度随水深增加而降低，深水海底温度通常约为4℃，海水的低温可以影响到海底泥线以下约数百米的岩层[4]。低温带来的问题主要包括：海水低温环境使隔水管中的钻井液流变性发生变化，在该温度下容易形成水台物，而且这样低的温度的对于钻井液和水泥浆的物理性质有很大的不利影响。会使钻井液的黏度和密度增大，钻井液的黏度增大可产生凝胶效应，在井筒流动中产生较高摩擦阻力，增大套管鞋处地层被压开的风险。容易引起钻井液稠化，使其流变性变差。低温还会延缓水泥水化导致水泥胶凝强度和水泥石抗压强度发展缓慢，流体易侵入水泥基体，容易造成油、气、水窜，后续作业无法顺利进行，影响固井质量。 2.2浅层气和浅层流
水平井完井方式 完井工程是衔接钻井和采油工程而又相对独立的工程。目前，常用的水平井完井方式有裸眼完井、射孔完井、割缝衬管完井，带套管外封隔器（ECP）的割缝衬管完井、带套管外封隔器（ECP）的滑套开关完井、预充填砾石筛管完井、阶梯水平井完井、多分支水平井完井等。 1、裸眼完井 适用于碳酸盐岩及其它不坍塌硬地层，特别是一些垂直裂缝地层，如美国奥斯汀白垩系地层。该完井方式工艺简单，钻水平井费用相对较低，但容易引起气、水窜流，修井测井困难，无法进行油层改造，目前使用较少。 2、割缝衬管完井 完井工序是将割缝衬管悬挂在技术套管上，依靠悬挂封隔器封隔管外个环形空间。割缝衬管要加扶正器，以保证衬管在水平井眼中居中，适用于有气顶、无底水、疏松砂岩地层。国外油田采用该种完井方式完井时，都在衬管下井前用油溶树脂或石蜡将割缝涂死，生产时靠地温自动化开，免除割缝被钻井液堵死。塔中四油田402高点CIII油组主力部位5口水平井，其中4口都用割缝衬管完井，初产都在千吨以上，临界产量也都在700t/d以上。 图1 割缝衬管完井示意图
3、带管外封隔器（ECP）割缝衬管完井 用割缝或钻孔尾管带多级管外封隔器下入水平井段后，从末端开始逐级将管外封隔器用水泥挤膨胀后固定，可分段进行小型作业措施。 这种完井方式是依靠管外封隔器实施分段的分隔，下一根盲管，以便实现管内封隔。可以分段进行作业和生产控制，这对于注水开发的油田尤为重要。管外封隔器的完井方法可以分为三种形式：套管外封隔器间连接割缝衬管、套管外封隔器间连接可开关的滑套和套管外封隔器间进行射孔完成。管外封隔器逐级通过定位槽定位，用油管或连续油管待双封隔器对准管外封隔器的定压单流阀将水泥浆挤入皮囊内凝固封隔器后分段隔开。 图2 套管外封隔器及割缝衬管完井示意图 这种完井方法适用于各类油层，目前用的较广，可进行分段压裂改造、可酸化解除油层污染、便于测井和修井，尤其对多条垂直裂缝油藏用多级管外封隔器完井，将十分理想。新疆油田分公司，在一口水平井下6只管外封隔器，其中5只检封密封良好。 4、带ECP管外封隔器的滑套开关完井 这种完井方式与前种基本相同，只是将割缝衬管换成多级滑套，用连续油管逐级开关，其关键技术是内径保持一致的滑套开关工具。某油田三叠系长6到长8低渗透层打水平井未取得预期效果，分段压裂一直是困扰低渗透油藏水平井开发的关键技术，曾用液体胶塞加填砂的方法分段压裂，但封隔的有效性难以保证，并可能对油层造成伤害。如果采用滑套完井方式实现低渗透油层分段压裂，可有
技 术 创 新 水平井以其单井产量高、吨油成本低、综合效益好、能有效地提高油田采收率等优势在辽河油田得到迅猛发展，在油田增油上产方面发挥了重要的作用。目前辽河油田的水平井技术已经迈向了整体、区块开发油田的新阶段，并为边际油藏、低品位油藏、中后期油藏的开发和濒临废弃油藏的再次开发，特殊油藏的高效开发提供了强有力的技术支撑。辽河油田的水平井钻井工艺技术经过十几年的发展，现已在钻完井工艺技术上取得了突破，形成了具有自己特色的水平井钻完井技术系列，适应了辽河油田勘探开发的需求。随着人们对水平井认识的深入和勘探开发要求水平井解决的问题越来越多，水平井钻井技术遭遇到了空前的挑战。 一、水平井在辽河油田的发展 辽河油田水平井钻井起步于２０世纪９０年代初，历经 □ 中国石油辽河油田公司钻井管理中心 高富成 摘 要：本文回顾了辽河油田水平井钻井技术的发展情况，总结了逐步形成的特色水平井钻完井工艺技术进展，指出了目前辽河油田水平井技术发展面临的新问题及制约水平井技术发展的瓶颈技术，提出了当前水平井钻完井技术急需解决的一些问题。 关键词：辽河油田 水平井 钻井 完井了１５年的发展，该项技术已日趋成熟，并成为开发油气藏的一种重要手段。 水平井在辽河油田的发展大体分为两个阶段。１９９２—２０００年为研究试验阶段，２００１年至今为完善、推广应用阶段。图１是辽河油田历年来施工水平井统计。 １９９２年到２０００年的８年间辽河油田在水平井钻井方 ２００１５０１００５００ ２１１１４７７１０２５１４９ ７９３９ １１水平井数图１ 辽河油田历年来施工水平井统计图 １９９２ １９９３ １９９４ １９９５ １９９６ １９９７ １９９８ １９９９ ２０００ ２００１ ２００２ ２００３ ２００４ ２００５ ２００６年份 辽河油田水平井钻完井技术
YF-ED-J9918 可按资料类型定义编号 油气藏型储气库钻完井技术要求实用版 In Order To Ensure The Effective And Safe Operation Of The Department Work Or Production, Relevant Personnel Shall Follow The Procedures In Handling Business Or Operating Equipment. （示范文稿） 二零XX年XX月XX日
油气藏型储气库钻完井技术要求 实用版 提示：该管理制度文档适合使用于工作中为保证本部门的工作或生产能够有效、安全、稳定地运转而制定的，相关人员在办理业务或操作设备时必须遵循的程序或步骤。下载后可以对文件进行定制修改，请根据实际需要调整使用。 第一章总则 第一条储气库注采强度高，压力变化 大，为达到储气库注采系统的完整性、可靠 性，储气库建设应采用先进、适用、成熟可靠 的技术和装备，确保储气库安全、高效运行， 同时建设方应加强对现场各施工环节的监督。 第二条在已部分开采或接近枯竭的油气 藏建设储气库，地层压力低，新井建设应采取 针对性的钻完井工艺，宜采用水平井、定向井 提高单井注采量，减少总井数。老井封堵或再
利用应采取可靠的技术措施，确保储气库的完整性。 第三条为有效保护低压油气藏，减少储层漏失伤害，降低储层污染，尽可能采用储层专打，储层段钻井采用相应介质，实现欠平衡或近平衡钻井。 第四条本技术要求包括储气库新井钻井工程、完井工程和老井利用、老井封堵以及井的安全评价五部分。 第二章钻井工程 第五条油气藏型储气库钻井工程设计应根据储层特征，做出针对性设计，设计应突出有效保护储层、提高注采量、降低事故复杂、保证固井质量等目的。 第六条为了便于储气库集中管理，减少
文件编号：RHD-QB-K6313 （管理制度范本系列） 编辑：XXXXXX 查核：XXXXXX 时间：XXXXXX 油气藏型储气库钻完井技术要求标准版本
油气藏型储气库钻完井技术要求标 准版本 操作指导：该管理制度文件为日常单位或公司为保证的工作、生产能够安全稳定地有效运转而制定的，并由相关人员在办理业务或操作时必须遵循的程序或步骤。，其中条款可根据自己现实基础上调整，请仔细浏览后进行编辑与保存。 第一章总则 第一条储气库注采强度高，压力变化大，为达到储气库注采系统的完整性、可靠性，储气库建设应采用先进、适用、成熟可靠的技术和装备，确保储气库安全、高效运行，同时建设方应加强对现场各施工环节的监督。 第二条在已部分开采或接近枯竭的油气藏建设储气库，地层压力低，新井建设应采取针对性的钻完井工艺，宜采用水平井、定向井提高单井注采量，减少总井数。老井封堵或再利用应采取可靠的技术措
施，确保储气库的完整性。 第三条为有效保护低压油气藏，减少储层漏失伤害，降低储层污染，尽可能采用储层专打，储层段钻井采用相应介质，实现欠平衡或近平衡钻井。 第四条本技术要求包括储气库新井钻井工程、完井工程和老井利用、老井封堵以及井的安全评价五部分。 第二章钻井工程 第五条油气藏型储气库钻井工程设计应根据储层特征，做出针对性设计，设计应突出有效保护储层、提高注采量、降低事故复杂、保证固井质量等目的。 第六条为了便于储气库集中管理，减少土地占用和建库综合成本，储气库建设宜采用丛式井组设计，新钻注采井井间距应根据井场面积、布井数量、
安全生产以及后期作业等因素统筹考虑，原则上不小于10m。 第七条储气库丛式井组设计应充分考虑安全生产、老井防碰和后期作业要求。老井若没有MWD 或多点测斜仪测量数据，应采用陀螺仪进行轨迹复测，新井设计必须考虑老井井眼轨迹的测量误差。 第八条注采井井身结构应满足储气库长期周期性高强度注采及安全生产的需要，各层套管下深应结合当前实际地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力资料进行设计。 第九条为了提高储气库单井注采能力，宜采用较大尺寸的井身结构，同时应根据储层特征，优先采用水平井。 第十条应结合储层特征具体分析储层段完井方式，宜采用裸眼或筛管完井方式，可采用遇油、遇水
全球钻完井技术发展趋势研究（上） 2014-1-23 17:41:58 标签：钻机钻头钻井技术旋转导向钻井液连续管海洋钻井极地钻井 分享到：0 文|汪海阁等 中石油勘探开发研究院钻井所副所长，研究生导师 当前，世界油气工业正逐步走出金融危机的束缚，步入复苏的时期；新兴市场不断涌现，页岩气、致密油、致密气等非常规油气，可燃冰、地热等新能源，深水油气、极地钻探等成为当今的焦点和热点。加拿大的油砂、巴西的盐下石油和美国的“致密油气、页岩油气”正改变着世界的能源版图。 全球钻井活动伴随着勘探开发的进程掀起了以水平井为核心的新一轮高潮，钻井工程技术在各大综合性工程技术服务公司的引领和众多具有专业特长的小公司的推动下正发生着深刻的变化。 新材料、新装备、信息化技术为极端环境下的资源钻探提供了越来越多的可能，随钻技术、远程控制和自动化操作成为解决复杂地质条件难题、涉猎极端环境区域和满足越来越高要求的HSE 标准的金钥匙。
1、国外钻井技术新进展 近年来，国外在高效起下钻机和自动化钻机、高效PDC 钻头和辅助破岩工具、高造斜率旋转导向工具、井下信息高速上传、连续管技术、套管与尾管钻井技术、深水钻井和极地钻井、页岩气钻井、钻井实时优化与远程监控技术、新型钻井液及堵漏材料等方面发展迅速。 近两年，世界钻机及其配套设备呈现出能耗越来越低、机械化与自动化程度越来越高的发展趋势。陆地和海上钻机承包商一直致力于通过自动化提升移动性、提高装备的灵巧性和专业化、满足必要时适应苛刻的环境条件。装备制造商和钻井承包商在装备研发设计和改进上秉承着最大限度减少非生产时间、同时使之更安全、更环保的目的进行着不懈地努力。 RT Energy Services公司的Versa-Rig 300模块化钻机专为在Bakken 地区应对北达科他州平原严寒冬季而设计，可抵受120mile/h的强风。特意设计的卡瓦窗可以防止钻机液压系统受冻；可收缩的隔离墙包裹的温控室，保护员工不受严寒，沟通、操作更容易高效；下套管时钻机能承受300000lb拉力和150000lb压力；钻机操作人员只需6 人；钻机从一个井眼移动到另一个井眼只需1h，钻机拆解和安装只需12h，12h内可复合压裂23 级；最大钻深8230m，可打大位移井。 Patterson-UTI 新一代高效可移动钻机APEX 具有可视化电子钻井系统，良好的安全性贯穿EDS 整个系统，包括Wichita DM 236 电力制动、先进的天车和钻台防护；钻机的专业移动系统搭配管扣实现钻机向前、横向或旋转移动，完成灵活的井口布置和定位；电子悬挂系统、多功能出油管线和钻井液循环系统实现了钻机本身按井眼设计移动超过150ft 而不需移动其他配套设施；采用Ross Hill 1400 SCR驱动系统，操作简单、可靠、性能优异、易于维护；Wrangler 3500型液压平台替代了手工操作，其远程控制功能让作业者在起落管件时远离危险的钻台。 正在研发中可能引领未来钻机方向的是挪威West公司的连续运动钻机，它以750t 钻机为基础，对连续运动钻机（CMR）概念进行工业有形化可行性研究。采用双井架和专门的自动接卸扣设备，使钻柱在起升或下放的运动过程中，完成钻杆立柱的上卸扣和排放，改变传统起下作业过程中每起下一个立柱长度必须停下在转盘上进行上接卸和立柱排放的做法，提高了起下钻作业效率。三单根、二单根和单根下入速度分别达3 6 0 0 m / h、2700m/h和1800m/h。钻机的提升系统需要设计紧凑的双井架、两个井架机器人、两套自动管子操作设备、两套提升系统、配备顶驱和自动上卸扣装置。该钻机允许带接头的钻杆以连续的方式下入和起出装备。钻井时间节约15%～25%，有望节省30%～40%。连续运动钻机实现了钻井作业过程的全自动，可减少或避免压差卡钻。预计连续运动钻机2015 年能达到工业化应用水平。 NOV公司的Varco新一代顶驱TDX-1250增强了部件的可靠性和模块化，是目前世界上最先进的顶驱；Deep Casing 工具公司突破常规钻井工艺研发的新型下套管工具Turbocaser Express为业界首个可钻穿式下套管工具，能够实现深层钻、扩、固一体化套管坐放作业。Statoil、ExxonMobil、Schlumberger、NOV、Baker Hughes和巴西国家石油公司等都在进行钻井自动化方面的技术研发。Shell 公司在这方面的发展最快，并已联合中国石油集团为澳大利亚煤层气开发建造新一代自动化钻机。H&P 公司、Nabors
水平井完井工艺流程及注意事项 1、完钻后短起下到直井段，到底测准后效（小于20m/h），起钻完甩掉定向仪 器，配通井钻具。 注：工程准备好欠尺寸扶正器（小于210mm）、短套管、与井下联系刮削器（下刮）送现场、钻分级箍钻头及小工具、115通井规。 2、通井钻具为牙轮钻头+欠尺寸扶正器+158钻铤双根+钻杆+加重钻杆+钻 杆。 注：组织套管、筛管、封隔器、分级箍、短套管到井，与甲方联系落实完井管柱，各种管材、工具由井队丈量，华油负责管串配接，召开固井协作会，协作会要求固井另送常规吊卡两只下筛管用。 3、通井到底后大排量循环泥浆，并再次测后效，清洁井眼后起钻。 4、下完井管柱。 注：完井管柱由华油、工程、地质三家盯好下入顺序，下完盲板后每下10根常规套管要灌满泥浆一次，最后20-25根下完后一次灌满，防止分级箍由于压差作用反向打开，灌泥浆时注意活动好套管，在下入分级箍、封隔器、盲板时要涂好锁固脂，防止钻塞时倒开。 5、下完套管采用水泥车胀封封隔器打开分级箍，顶通泥浆，顶通正常后采用 大泵循环处理泥浆。 注：下完套管前通知固井提前到井一台水泥车。 6、固井施工 注：固井碰压后采用水泥车直接打压到20MPa，对套管进行试压。联系小钻杆到井时间、电测声幅预约、换73mm闸板心子听信上井及套管头厂家到井服务（坐井口）时间。 7、候凝、整井口
注：预约试油协调会时间；完井井口预留20cm套管桩（从套管头面算起）其中3cm做成喇叭口，便于工具下入。 8、测声幅 注：声幅在那里遇阻就测到那里。 9、下小钻杆钻分级箍及盲板 注：钻进钻压不超过4吨，一档，单凡尔钻进。钻穿后分别在分级箍和盲板处反复划眼30分钟以上，确保其光滑无阻卡现象。修整完后停泵静止观察3-4小时后，开泵循环测后效，确认井下正常后起钻。起下钻过程中严防井下落物，起钻灌好泥浆。现场准备洗井用水，水量由华油定，并保证水罐清洁。 10、下起刮削管柱 注：刮削器在地面必须上紧，在分级箍及盲板处反复刮削3-4次后起钻（不循环），起钻时灌好泥浆，严防井下落物，钻具卸扣时严防钻具倒转，防止刮削器倒开落井。提前联系井下人员、工具到井时间。 11、下通井管柱 注：下到洗井回压阀以上2-3m，充分循环泥浆，并测准后效，确认井下正常后起钻。起下钻过程中严防井下落物，起钻灌好泥浆。预定试压车到井时间。联系华油洗井用华工料到井时间。 12、拆钻井封井器装井下封井器（由钻井远程控制台控制井下封井器）。 注：严防井口落物 13、下酸洗管柱，换装采油井口，连接洗井管汇。 注：洗井用油管由井下负责丈量，管串组合及下入顺序由华油负责，井队只负责游车及井口、场地操作配合。洗井管汇连接由井下负责。井下准备防喷工具及管线。下酸洗管柱严格控制下放速度，每小时小于25个单根，并且要向环空灌好泥浆，遇阻不要擅自处理，及时与华油联系，由华油制