分级变密度固井工艺在侧钻井上的应用

提高稠油区块侧钻井生产效果配套技术稠油区块是指含有高粘度和高密度油的油气区块。

这些油区块往往存在挑战，如低渗透率和高粘度等困难。

为了提高稠油区块的勘探、开发和生产效率，侧钻井技术成为了重要的解决办法。

侧钻井技术可以提高开采率和油气储量，但是也面临一些挑战，如钻井难度、井壁稳定等。

因此，针对稠油区块侧钻井生产效果的提升，需要配套相应的技术方案。

一、侧钻井垂直向下钻井技术侧钻井垂直向下钻井技术是一种针对稠油区块中复杂地质构造的技术方案。

该技术通过掌握地质构造和地层性质，对合理定位和设计侧钻井进行精确操作。

具体来说，可以采用立钻的方式进行垂直向下钻井，通过特殊的钻头来解决沉积地层、高硬度井壁造成的资料获取困难等问题。

这种技术方案的主要特点是可以实现侧钻井的定位和设计的精确操作，避免了井壁稳定性的困扰。

同时，垂直向下钻井技术还具有作用稳定，减少钻井扰动造成的破损，提高油气储量等优点。

二、钻井液的优化配方技术钻井液是钻井中的一种重要的辅助设备，可以对钻井的顺利进行和油气储量的获得起到重要的作用。

因此，优化钻井液的配方具有关键的意义。

稠油区块侧钻井生产中，钻井液配方需要考虑多方面因素，如温度、pH值、粘度、泥浆密度等。

此外，还需要注意钻井液的成分，根据地质情况选择合适的钻井液添加剂。

具体来说，针对稠油区块的钻井液配方，需要考虑以下因素：1. 控制钻井液的粘度，在保证沉积地层的钻取效率的前提下，减少对井壁稳定性的影响。

2. 添加抑制剂和收泌剂等辅助剂，对井壁进行稳定处理，避免物质泄漏和井壁破裂，提高井壁稳定性。

3. 调整钻井液的pH值和温度，避免发生地层井况的变化，提高钻井效率和油气储量。

三、泥浆废液处理技术稠油区块使用钻井液的过程中，会产生大量的泥浆废液。

这些废液不能直接排放，会严重污染环境和破坏地下水资源。

因此，泥浆废液的处理技术成为侧钻井生产的关键问题之一。

常用的废液处理技术有生化处理、物理化学处理等。

侧钻技术在工作中的应用【摘要】我国地域广阔，在加上地貌复杂，油藏条件好的油田并不多，出油率高、地貌情况好的，就更少了。

如何在恶劣的条件下保证提高原油的采收率，就显得非常重要，有些油气田水井已经到了开发后期，即将面临停产的危险，如果这样放弃在经济上有一定的损失，如果依靠大的钻井队伍进行修理，又会得不偿失，产生一些不必要的麻烦，如何才能更好地解决这一矛盾，就此问题笔者简单的阐述一下自己的一些工作心得。

【关键词】侧钻；工艺；复活死井；修井一、侧钻修井的作用油田的一些井，进入中后期发展阶段以后，随着油井生产的年限的不断延长，由于地层因素、套管本身的质量以及修井作业等原因，导致了井的停产和破损，要想使这些“死井”恢复生产，提高采油率。

开窗定向侧钻是一个非常重要的工艺过程，它直接关系着种钻的成败。

二、侧钻施工工艺过程要想成功的完成一口侧钻井，必须做好事前准备工作，尤其是要收集好资料，只有对原井的资料数据充分的了解了，才能做好最充分的准备，有选择的进行开窗，选择合适的方式方法，为侧钻的顺利进行和完成做一个可靠的保障。

1、收集资料首先，要对井眼资料进行调研工作，对对原井的钻井、地层分层、各个地段研磨性以及钻性进行分析。

其次，要对井下套管的钢级、壁厚、接古箍及扶正器位置，水泥返高及固井质量，套管损坏程度等进行资料收集。

2、选择开窗点选择开窗时要根据原则，要有方式的去收集资料，去综合的考虑，并选择合理的开窗点，要尽量的利用原有的井眼套管，缩短侧钻周期，尽量的节约成本。

要完全避开套管扶正器，尽量减少与铣套管接触，保证套管的完好，不变形、破损和遗漏，力求开窗段固定质量的完成，并合理的利用钻井、采油。

3、通井和洗井在确定施工方案后，要做好开窗的事前的准备工作。

三、侧钻方式的选择及原则侧钻选择方式一般可以分为定向侧钻和一般侧钻，这些方式一般分别应用于不同井况的油气进行套管内侧钻。

由于各个油田的情况不同，在设计开窗目标平面确定后，必须对方位平面进行障碍判断和防碰扫描，以便于能及时的调整开窗以及侧钻的设计，尽量的尽可能的减少施工难度，确定防止与邻井相碰以及井下出现井下事故。

双级固井技术所谓双级固井工艺技术是指通过一种特殊固井工具-分级箍及其各种配套的塞子，来实现将较长的水泥封固井段分成两段进行封固。

1、分级固井工艺技术的应用范围（1）一次注水泥封固段太长，压差过高，一般注水泥设备难以满足施工要求。

（2）低压易漏失井固井时，由于一次封固段太长，压差过高，容易引起固井漏失。

（3）一次封固段太长，上下温度太大，水泥浆性能无法保证固井要求。

（4）油气分布不均，不连续且中间间隔距离太长时。

（5）其它特殊情况。

2、双级注水泥方式选择双级固井的注水泥方式一般有三种，可根据工程、地质和封固要求进行选择。

（1）非连续式：也叫正规式双级固井。

它适用油气层间隔大，地层压力系数较低，井斜角较小和环空水泥不连续封固。

这是目前应用最多的一种双级固井方式，它的实际应用情况已不局限于上述范围。

（2）连续式：封固较长，压力较低，水泥连续封固。

（3）连续打开式3、分级箍的规格类型目前常用的分级箍其规格尺寸有φ244.5mm，φ177.8mm，φ139.7mm，127mm。

类型分为机械式和液压式两种，它们的主要区别在于：（1）机械式：用于直井或井斜角小于25度的井，依靠重力塞打开循环孔进行二级固井，其打开压力较低。

（2）液压式：用于任何井型，可以不用重力塞而直接蹩压，打开循环孔进行二级固井，其打开压力较高。

4、分级箍的工作原理（以正规式双级固井为例）水泥头装有一级碰压塞，所有的固井程序同常规井相同。

如果是机械式的分级箍，当一级碰压后打开水泥头投放重力塞，以1m/s速度计算重力塞到达分级箍位置后，开泵蹩压5-7Mpa，将分级箍下内套销钉剪断，下内套下行露出循环孔，循环出多余水泥浆，准备二级固井。

二级固井的工序基本同常规固井最主要的区别在于碰压后还要进行蹩压，依靠关闭塞剪断上内套销钉，上内套下行关闭循环孔，实现套管可靠密封。

关闭压力一般要比液柱压差大10.5Mpa。

如果是液压式分级箍，则第一级碰压后，再进行蹩压打开循环孔，然后进行二级固井。

侧钻水平井工艺技术侧钻水平井工艺技术是一种在井筒中横向钻探和开采油气资源的方法。

与传统的垂直钻井相比，侧钻水平井能够有效地提高油井采收率和产量，具有重要的经济和技术价值。

侧钻水平井的工艺技术主要包括钻井、固井、完井和生产等环节。

首先是钻井阶段，侧钻水平井通常是从现有的垂直井中侧向钻入地层。

这样的设计可以最大限度地增加井壁与地层接触面积，提高采油效果。

在钻井过程中，需要使用特殊的侧钻井钻头和导向工具，以确保在井筒中有效地钻探。

此外，还需要采用合理的钻探参数，如转速、钻压和冲洗液的流速和压力等，来确保顺利钻进。

钻完水平段后，需要进行固井操作来加固井筒。

固井是为了防止井筒在钻探过程中崩塌，保护钻孔的完整性，并防止地下水和油层混合。

固井常常使用水泥和钢管，将其注入井筒并形成坚固的井壁。

固井操作的关键在于选择合适的水泥配方和注入压力，以确保固井质量。

完成固井后，需要进行井筒完井。

完井是指在水平井中安装各种完井设备，如套管、防喷器和产能工具等。

这些设备是为了控制井筒的流体流动和产量。

在完井过程中，需要进行严格的施工质量控制，确保设备的正确安装和操作。

最后是生产阶段。

一旦生产设施准备就绪，就可以开始进行油气的开采。

由于侧钻水平井的设计和施工，使得生产更加高效和顺利。

在生产过程中，还需要根据井底压力和油井形态，合理选择抽油机和注水设备，以达到最大的开采效果。

综上所述，侧钻水平井工艺技术是一项复杂而关键的油藏开发技术。

通过合理的设计和施工，侧钻水平井可以提高油井采收率和产量，有效地开发油气资源，对于能源行业的发展具有重要意义。

侧钻水平井工艺技术的发展与油田开发的需求密切相关。

在传统的垂直井开采中，井底压力逐渐下降，导致油井采收率逐渐降低，产量减少。

而侧钻水平井则能够有效地改善这一状况，提高油井的生产能力和采收率。

侧钻水平井的一个关键特点是可控定向钻井技术。

通过使用特制的钻井工具和导向工具，使井筒能够沿着特定方向钻探。

油水井固井质量测试技术研究及应用声幅-变密度测井技术，有效满足了常规井固井质量检测的测试需求。

但随着开发需求的不断增加，对固井质量测试技术提出了新的要求，我们立足地质开发需求，运用各种声学、光学、电学等原理，结合现场生产实际，反复试验，开展完善声波变密度测井技术的研究。

标签：固井质量;声波变密度;八扇区水泥胶结测井;存储式声幅-变密度测井引言随着开发形势日趋复杂，油水井井况日益恶化，固井差容易导致水层的上下窜槽，影响油层以及油井产量，而变密度测井能够有效检查水泥环胶结质量。

对油田勘探开发有重要作用。

为此，我们开始自主测试技术攻关，完善声波变密度测井技术。

1变密度测井技术的配套研究及改进1.1结合小套管井测试需求，配套研究小直径变密度测井技术油田开发中后期，为了最大限度挖掘井间剩余油，稀油侧钻井逐年增多，普遍使用的声幅-变密度测井仪器不适用于小直径套管井的测量。

我们应用声幅-变密度测井技术原理，将仪器直径由Φ70mm缩小至Φ50mm，仪器可顺利下井测试。

该技术在使用初期，出现了部分问题。

一是CCL信号紊乱，多数分不清接箍位置，影響后期资料解释。

测试施工发现，仪器从井内起出后磁钢位置总是携带大量铁屑，分析认为是铁屑杂质影响了测试结果。

针对这一问题，采取减少磁环的环绕圈数，降低磁钢的磁性，降低井中铁屑等杂质对测试结果的影响。

后经多次实验，该办法有效可行，CCL信号干扰大幅降低。

二是VDL干扰波严重，通过对比分析发现，部分井的资料受干扰波的影响比较严重，表现为第一界面胶结好或者中等的时候，干扰波造成的不连续黑点较多。

分析认为，仪器的信噪比过低，影响了测试结果。

为此，我们将井下声波信号采集采用四运放代替以前的单运放，调节增加放大倍数，提高传输信噪比。

有效控制了干扰波对测试资料的影响。

三是减少仪器偏心、测井速度对资料的影响，我们从现场施工操作来研究影响因素。

资料显示：仪器偏心时，套管波到达时间提前，后续波失真。

开窗侧钻井固井技术研究与应用【摘要】开窗侧钻井的固井施工技术难度高，风险大。

本文针对青海油田油砂山地区开窗侧钻井固井中遇到的各种问题进行了分析研究。

从现场实践出发，对侧钻井固井施工要点及解决措施等几方面进行了研究，找出了降低泵压，提高顶替效率，改善固井质量的有效途径。

完善了开窗侧钻井固井优化设计。

【关键词】侧钻小井眼固井与常规直井相比，开窗侧钻井有自身的一些特点，即井眼小，井斜度较大，钻井风险大，固井施工难度高。

本文正是着眼于侧钻井固井，经过几年的探索研究和现场试验，在油砂山油区侧钻井固井取得了良好的效果。

1 开窗侧钻井固井技术的难点与常规直井相比开窗侧钻井井眼小，井斜度较大。

在固井施工中主要存在以下两个难点：（1）侧钻井套管与环空间隙、套管内径等都比常规井眼小的多，固井时摩阻增大，固井施工压力高且不易控制，施工难度大；（2）由于套管与环空间隙及套管内径都较小，一旦固井质量不合格，补救措施不易实施，补救成本高昂，再加上水泥环薄，固结后的水泥石强度不高，固井质量难以保证。

2 目前的解决措施2.1 做好固井前的准备（1）检查尾管悬挂器及其活动机构是否完好，对其中心管进行通径验证，下完套管保证其座封。

仔细检查套管附件（特别浮鞋、是浮箍、胶塞），以保证它们能完全符合固井要求。

（2）调整好钻井液性能，降低钻井液的粘度和切力，并进行充分循环，通常情况下1800米左右的侧钻井，循环压力在10-12MPa之间就可以实施固井了。

2.2 影响固井施工压力的因素影响侧钻井固井施工压力的主要因素有注替排量、井眼扩大率、套管居中度、钻井液和水泥浆的性能。

2.2.1？注替排量及井眼扩大率对压降的影响对于象钻井液和水泥浆这样的非牛顿流体采用达西公式：在侧钻井固井施工中，钻井液和水泥浆的性能直接影响着注替压力的高低。

良好的钻井液、水泥浆性能在很大程度上可以降低施工压力，是顺利固井的先决条件。

小井眼环空间隙较正常井眼小，固井顶替过程中阻力较大，为了减小流动阻力，在水泥配方上进行改进，必须是水泥与外加剂配套使用，且添加剂量必须充足。

小间隙开窗侧钻井固井工具使用分析及应用关键词：小间隙开窗侧钻井固井工具使用我国各老区的油田由于长时间的开发，出现了诸多问题，如发生井下落物现象时很难及时处理；由于水锥或气锥的影响[l]，使部分油田的正常开发受到限制，从而造成油田减产的现象。

为了发挥老油田的潜力，使钻井整体的成本大大降低，就需要利用小间隙开窗侧钻井固井技术。

该技术可以将老井中的设备充分的利用起来，对老井所潜藏的油继续进行开发，这样可以充分发挥老井的生产力，使老井的使用寿命得到有效的延长，在降低企业成本的同时，使企业的经济效益得到提高。

一、小间隙开窗侧钻井固井技术的现状及使用难点1.现状随着我国经济的发展，科技的进步，在石油开采中，钻井技术水平也有了很大的提高。

在对尾管固井的处理过程当中，由于其风险系数较高，技术复杂多样，使施工难度加大。

随着常规尾管固井工具的不断改进，使工作人员很容易掌握该技术，并将其应用到了固井施工当中，在一定程度上促进了尾管固井作业的发展。

同时由于小间隙开窗侧钻井固井技术的运用，有效的维护了尾管固井。

但是由于该技术在实际应用中的时间比较短，而且侧钻井尾管技术具有一定的特殊要求，所以在工具的使用中存在着一些问题，从而导致采油质量低下。

2.难点与常规的直井相比，小间隙开窗侧钻井的斜度比较大，在施工过程中存在着两个难点：其一，与常规的井眼相比，侧钻井的套管、间隙及内径都很小，这就增大了固井过程中的摩擦力和阻力，同时在施工过程中由于受到压力的影响，使固井施工的控制难度增加，进而加大了施工难度。

其二，在小间隙开窗侧钻井固井技术使用过程中，如果出现固井质量不合格的问题，将很难进行补救，同时由于补救成本比较高，补救后固井的质量也得不到相应的保证，这就增加了施工任务及企业的成本，从而使企业的经济效益大大降低。

二、针对小间隙开窗侧钻井固井技术难点，提出解决方法1.在固井前做好充分的准备工作在固井前要对尾管悬挂器及其活动机构进行全面检查，看它们是否完好无损，通过对中心管的验证，保证了下完套管的座封没有损伤。