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非常规小井眼水平井在十屋10平1井应用

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非常规小井眼水平井在十屋10平1井的应用【摘要】 sw10p1井是东北油气分公司在秦家屯地区所部属的首口非常规小井眼水平井，该井能否顺利施工关系对下步该地区井位的设计施工，具有很重要的意义。

设计井深2616.94m，实际完钻井深2641m，最大井斜92.2°/2378.73m，井底水平位移910.77m。

中完下套管，环空间隙只有19mm，最大井斜达81度，完井管串带有大量大直径裸眼封隔器，投球滑套，轨迹控制中靶窗半径小，油层薄，轨迹在实际生产中不断调整，造成定向脱压，起下钻复杂。

通过处理泥浆配合大排量清砂，大量混入原油润滑，完井时采用刚性钻具通井，保证顺利交井。

【关键词】钻井非常规水平井小井眼技术
1 概述
sw10p1井位于吉林省公主岭市秦家屯镇高家窝堡西北，是2010年中石化集团东北油气分公司所布署的一口五段式四靶水平井。

该井是东北油气分公司在秦家屯地区所部属的首口非常规小井眼水
平井，该井能否顺利施工关系对下步该地区井位的设计施工，具有很重要的意义。

sw10p1井设计井深2616.94m，实际完钻井深2641m，最大井斜92.2°/2378.73m，井底水平位移910.77m，主要钻遇地层泉头组、登娄库组、营城组和沙河子组。

图1为sw10p1井身结构示意图。

2 主要技术难点
（1）最大的难点在于中完下套管，二开215.9mm井眼下177.8mm
套管，环空间隙只有19mm，而且中完最大井斜达81度，套管下入困难，开泵易憋漏地层，固井质量难以保证。

（2）三开井眼小，152.4mm井眼下入114.3mm尾管和6个直径达145mm的裸眼封隔器，4个投球滑套，由于水平段轨迹上下调整使尾管下入困难，环空间隙小，固井排量受到限制但施工时泵压很高，易出现井漏，环空堵塞等情况的发生。

（3）由于本井油层薄，四个靶点轨迹要求高，靶窗半高仅0.5米，靶窗半宽5米，中靶难度大。

（4）在实际施工中钻井是根据地质的参数随时调整井眼轨迹，给轨迹控制增加了很大的难度，对井下安全产生了极大的考验。

（5）三开使用88.9mm钻具在抗拉、抗扭强度方面受到限制，动力钻具使用情况不易判断，遇复杂情况处理困难。

3 主要技术措施
3.1 一开
井眼尺寸：φ311.2mm，井段：0～262m
采用的技术措施：
一开主要钻遇第四系、青山口组地层，由于上部地层松软，易垮塌，可能含浅层气，我们采取了以下措施：
（1）采用塔式钻具组合防斜。

（2）旋转开眼，并采用轻压吊打的方式（钻压0-40kn），确保井眼打直。

（3）为防止上部松软地层垮塌，前50m井段，先采用单泵小排
量钻进，然后开双泵恢复正常钻进排量，小钻压、高转速钻进。

3.2 二开
井眼尺寸：φ215.9mm，井段：262～2055m
施工技术措施：
二开主要钻遇地层泉头组、登娄库组、营城组和沙河子组。

其中，泉头组地层泥岩易水化膨胀，易剥落、掉块，登娄库组含砾岩，易蹩跳钻、易坍塌。

该井段地层坚硬、研磨性强，可钻性差，钻速慢，易发生钻头事故。

最大的难点在于中完下套管，二开215.9mm 井眼下177.8mm套管，环空间隙只有19mm，而且中完最大井斜达81°，套管下入困难，开泵易憋漏地层，固井质量难以保证。

为了加快钻井速度，保证套管顺利下入，避免复杂情况的出现，我们采取了以下措施予以施工：
（1）采用pdc钻头+双扶螺杆组合。

上部地层使用pdc钻头，钻具组合：215.9pdcmm+165mm1°螺杆+158.8mmndc+158.8mmdc×14根+127mmdp使用1°双扶螺杆主要是考虑增大井径扩大率使套管顺利下入。

（2）上部地层，可钻性好，使用pdc钻头大幅度提高机械钻速，缩短钻井周期；小钻压、高转速的使用特点，在保证井身质量的同时，提高机械钻速。

（3）虽然上部地层相对松软可钻性好，但地层泥岩易造浆，砂岩缩径，为防止钻头泥包，起钻阻卡发生，采用了控制泥浆性能，适当降低粘度和加大循环排量，并用“早开晚停”方式，辅之每打
完一个单根至少划眼一次，同时中间增加短起下等措施，上提下放畅通无阻，施工比较顺利。

（4）在轨迹控制方面，及时测斜，根据测斜数据及时调整钻进方式和钻进参数，努力实现井眼轨迹的精确控制。

在发现井斜有增大趋势时更换钟摆钻具组合，测斜数据显示，井身质量控制的较好。

（5）中完后采用大直径刚性扶正器钻具组合215.9牙轮mm+φ127mm加重钻杆*2根+212扶正器+φ127mm加重钻杆*28根
+127mmdp，在狗腿度大的井段反复扩眼后，下入与套管尺寸相同的钻铤通井215.9牙轮mm+178mmdc*3+204扶正器+158.8mm dc*3+φ127mm加重钻杆*30根+127mmdp最终保证套管顺利下入。

3.3 三开
井眼尺寸：φ152.4mm，井段：2055～2641m
三开钻进为本井的目的层，也是本井施工的重点。

在施工中特做如下施工措施：
（1）为了不影响mwd仪器输出较好的信号，下定向仪器前对泥浆罐进行了清砂，更换了所有泵配元件，使泥浆泵上水良好。

（2）在造斜钻进中为了减小摩阻能使钻压顺利传递到钻头，防止粘附卡钻保证井下安全，在泥浆中要加入大量原油作为润滑剂，随井斜的增大含油量也不断增加，进入水平段时含油量增加至12%。

（3）水平井在滑动钻进中对下部钻具的磨损较大，我们每次起下钻应都认真检查钻具，对磨损较严重的钻具进行更换，复合钻进时下部井段钻具受横向弯曲力，容易使钻具疲劳损坏，我们一直坚
持定期对钻具进行倒换。

（4）在井眼轨迹控制方面，特别是进入水平段后，钻进过程中我们遵循“少定向多复合”的原则，尽可能采取复合钻进方式。

定向钻进时采取定向钻进和复合钻进交替进行，降低狗腿度，尽量让井眼轨迹平滑，每打完一根都要保证至少四遍划眼，使沙子尽量往上带。

3.4 完井
针对井眼轨迹的上下调整和大直径的套管附件，在狗腿大的井段和起下钻有阻卡的井段反复扩眼直至井眼畅通，期间采用模拟套管串先后用光钻杆通井、单螺旋扩孔器通井、双螺旋扩孔器通井最终使得尾管顺利下入。

4 认识与建议
（1）打水平井的关键是清砂，二开一开始就使用直径180缸套，保证足够大的排量清除井底的沙子，随着井斜的增大，特别是水平段的施工，要坚持短起下。

（2）泥浆性能一定要满足井下要求，平时打钻要坚持用好固控设备。

（3）泥浆静止时间长了下钻时要及时处理，下钻到底单凡尔开泵时间长一些。

本井曾在完井电测静止时间50小时后下钻分段循环泥浆不充分，导致井底沙子携带上来，倒划眼很长时间。

（4）及时混油是减少摩阻和保证井下安全必要的手段。

（5）入井钻具认真检查，定期倒换钻具。

参考文献：
[1]水平井技术发展及应用案例.石油工业出版社，2006.。

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下深平1井钻井技术研究与应用

下深平1井钻井技术研究与应用


层， 井眼 轨迹受 地 层 因素 影 响 较 大 。其 难 点 主 要一
潘 金 山等 ． 深 平 １ 钻 井 技 术 研 究 与 应 用 下 井
・８ ・ ３
表３
下 深 平 １井 井 身 结 构
井周 围 防碰井 多达 １ ５口 ， 中 ， 离最 近 的下 Ｄ — 其 距 ５
３ １井 和 下 Ｄ ４ ５—３ ２井 ， 碰 间 距 分 别 为 ２ ． 和 ４ 防 ７ ４ｍ ３ ； 是 井 身 质 量 要 求 较 高 ， 区 范 围 较 小 （ ３ｍ 三 靶 ２ｍ
２ １ 直 井段 防斜 防碰 控 制（ ～２５ ． ０ １ ０ ｍ） （ ） 井 段 的 钻 具 组 合 采 用 防 斜 结 构 为 主 ， 开 １直 一
双 扶小 钟摆 钻 具组 合 。在 １０ ０ｍ 以前该 钻具 组 合 ０
防斜 效 果 不 错 ， 斜 控 制 在 ２ 以 内 ， 钻 速 较 慢 。 井 。 但 后 改用 三扶 满 眼钻 具结 构 ， 以提 高钻 速 ， 防斜 效 果 但 不 太 理 想 ， 斜 一 直 在 ４ ５ ５ 间 徘 徊 。 当 钻 至 井 ～ ．。
下 深 平 １井 钻 井 技 术 研 究 与 应 用
潘金 山 ， 王 岩 曲洪 涛 潘 华 峰 ， ，
（ ． 江大 学 ， 北荆 州 ４ ４ ２ ； ． 国石 化河 南 石 油 勘 探 局 钻 井 工 程 公 司 ） １长 湖 ３ ０３ ２ 中
摘要 ： 下深 平 １井 是 下 二 门油 田 深层 系上 的水 平 井 ， 用后 期 裸 眼 完 井方 式 完 井 。针 时 该 井存 在 井 身 质 量 要 求 高 、 采
２１ ０ ０年 ５月
石 油 地 质 与 工 程 Ｐ Ｔ ＯＩ ＵＭ Ｅ Ｌ Ｇ ＮＤ Ｅ Ｇ ＮＥ Ｒ Ｎ Ｅ Ｒ Ｅ Ｇ Ｏ Ｏ ＹＡ Ｎ Ｉ Ｅ Ｉ Ｇ
小井眼水平井钻井技术

小井眼水平井钻井技术

小井眼水平井钻井技术摘要：小井眼开窗侧钻井工艺技术的运用，分析小井眼侧钻井实际固井作业中存在的问题，针对难点，提出解决小井眼开窗侧钻井固井工艺技术存在问题的重要措施。

本文对小井眼水平井钻井技术进行分析，以供参考。

关键词：小井眼；水平井；钻井技术引言国内多数油田进入开发后期，在长时间的开发生产中由于套管变形、损坏、井下落物施工、井下水锥、气锥各方面影响导致油井已经不能正常生产，为降低钻井成本，开发油田潜力，国内开始广泛研究推行小井眼开窗侧钻井。

1小井眼水平井技术简介小井眼水平井技术是指用直径小于等于6″的井眼穿过目的层，井斜不小于86°，并保持这一角度直至打完水平段的一种钻井技术。

具有小井眼井和水平井的双重优点，具有机械钻速高、钻井成本低、环境污染物排放量少等优势，在老油田加密井开采剩余油、老井和报废井改造再利用，以及特殊油气藏资源的开采中得到广泛应用。

小井眼钻井技术在国外研究起步较早，20世纪50年代美国就开始使用该项技术，节约了钻井成本，20世纪60年代前后是国外小井眼技术发展的高峰期，世界上各石油公司共钻超过3200口小井眼井，取得了较高的经济效益。

进入21世纪前后，国际油价居高不下，小井眼技术未得到足够重视，技术也未取得实质性突破。

直到近10年来，各老油田开发进入后期和国际油价的下跌，小井眼技术和小井眼水平井技术再次进入高速发展阶段，除了在1000m以内浅井中得到应用，在垂深超过3500m的深井中也得到较大范围应用，并取得了良好效果。

2小井眼水平井钻井优势2.1技术发展迅速目前，国内外针对小井眼钻井技术的研发进展飞速，从小井眼钻井钻机、配套工具（井口、防喷、井下动力钻具）到小井眼钻井的整套技术（井控技术、固井技术以及钻井液优化等），都获得了快速的发展，促进了小井眼钻井技术安全高效地发展。

2.2环保压力减小国内外对钻井过程中的环境问题非常重视，常规钻井过程中会产生大量的钻屑、废油、泥浆以及钻井液，还有噪声污染、空气污染等，都对环境造成了污染。

小井眼钻井配套技术及应用

小井眼钻井配套技术及应用

小井眼钻井配套技术及应用胜利油田已进入勘探开发后期，受地面、剩余油分布限制，油气开发难度不断增大。

采用小井眼钻井技术是降低老油田开发综合成本的有效途径，为此，胜利油田开展了从小井眼钻机配套到工程设计、工艺及工具等配套的技术研究，经过现场试验与应用，形成了一套适合胜利区块的小井眼钻井配套技术，在开发中的应用效果显著。

该技术在低产低效油藏的开发和老区剩余油挖潜方面，具有良好的社会和经济效益以及广阔的应用前景。

标签：小井眼；钻井；工艺研究；配套技术；应用1 引言近年来，胜利油区勘探开发难度逐年加大，新增及难动用储量规模小、品质差，且以低渗透油藏为主，而老油田已进入高含水开发后期，剩余油高度分散，如何采取有效手段，开发此类低产低效油藏、挖掘老区潜力，已成为当前提高勘探开发水平的重大难题。

由于采取常规井开发没有效益或无法开发，而采用小井眼钻井技术开发，能达到提高油藏有效动用程度、降低综合开发成本、节能环保的目的。

自20世纪90年代以来，小井眼钻井完井技术成为即水平井技术之后又一开发热点，其应用规模不断扩大。

与常规井眼相比，此项技术在设计相同井深时，成本节约15-30%，在边缘及交通困难地区，这个比例会更高。

自2005年开始，由钻井院负责开展了小井眼课题的研究工作，并于2006年完成了油田第一台小井眼专用钻机的配套工作，开展了小井眼钻井配套技术的研究与应用推广工作，形成了配套新技术。

在油田多个区块取得了良好的效果。

2 小井眼钻井配套新技术2.1 小井眼钻井设计技术通过现场试验井的探索和实践，对井身结构进行优化，并做出了经济适用性评价。

2.1.1 井身结构优化根据井身结构确定的原则、依据及井身结构的设计方法，结合生产层的产能、油管大小、增产措施及井下作业等情况，为满足钻进安全、快速、经济和后期采油工艺的要求，优化形成井身结构设计方案。

一开表层套管的下深要求封固平原组，达到防止浅水层污染，封隔浅层流沙等疏松地层的目的。

非常规压井技术

非常规压井技术

非常规压井技术一、顶部压井技术当井内起出钻具、喷空、钻具刺漏或钻头水眼被堵塞，钻具无法正常循环时，最为安全的处理方法就是使用顶部压井技术。

其处理方法可分为两个过程；容积法排溢流和反循环压井。

1，容积法排溢流其原理是依据井底压力和井口套压之间的变化关系控制井底压力略大于地层压力，允许天然气在沿井眼滑脱上升过程中适度膨胀，直至井口，在进行顶部压井操作。

在关井期间井底压力等于环空静液压力与井口套压之和，即Pb=Pm+Pa。

为了确保整个排溢流和压井期间的井底压力略大于地层压力并将期保持在一定的范围内，当气体滑脱上升、井内液柱压力减小时，需将井内液柱压力的减小值加在井口套压上，以补偿井底压力，平衡地层压力。

环空静液压力的减小值为：△Pm=0.0098ρm△V/Va式中:△Pm——环空静液压力的减小值，MPa；ρm——环空钻井液密度，g/cm3;△V——环空钻井液体积减小值（为了让井内气体膨胀而放出的钻井液量，用计量罐计量），m3；Va——环空容积系数（即每米环空容积或环空截面积），m3/m;环空静液压力的减小值应等于井口套压的增加值，即:△Pm=△Pa式中:△Pa——井口套压增加值，MPa。

操作程序：①先确定一个大于初始关井套压的允许套压值Pa1，再给定一个允许套压变化值△Pa′，例如初始关并套压Pa＝5 MPa，允许套压值Pa1＝6 MPa，允许套压变化值△Pa′＝0.5MPa。

②当关井套压由Pa上升至（Pa1+△Pa′）=（6+0.5）MPa时，从节流阀放出钻井液，使套压下降至Pa1，即6MPa，关井，并将放出的钻井液体积△V1换算成环空静液压力的减小值，即得套压增加值：△Pa1=△Pm1=0.0098ρm△V1/Va③当关井套压由Pa1上升至（Pa1+△Pa′+△Pa1）=（6+0.5+△Pa1）MPa时，从节流阀放出钻井液，使套压下降至（Pa1+△Pa1）,关井；放出钻井液体积△V2，则套压增加值△Pa2为：△Pa2=△Pm2=0.0098ρm△V2/Va④当关井套压由（Pa1+△Pa1）上升至（Pa1+△Pa1+△Pa2+△Pa′）=（6+0.5+△Pa2+△Pa′）时，从节流阀放出钻井液，使套压下降至（Pa1+△Pa1+△Pa2），关井；放出钻井液体积△V3，则套压增加值△Pa3为：△Pa3=△Pm3=0.0098ρm△V3/Va③按上述方法使气体滑脱上升膨胀，排放钻井液，使套压增加一定值以维持井底压力与地层压力的平衡，直至气柱到达井口。