长庆油田老井侧钻井固井技术研究与应用

长庆油田三维水平井固平26—24井施工技术长庆油田三维水平井施工难度较大，主要存在是偏移距较长，定向段托压现象严重，严重制约着水平井的提速，进而增加了施工井的井下风险。

本文通过口井的施工过程，较好的解决了施工中存在的难点，为同一区块水平井的施工提供了借鉴意义。

标签：三维；偏移距；托压1 固平26-24井施工技术难点（1）本井造斜点267.5米，侧钻定向，偏移距较长。

防斜打直技术是保证上直段满足设计施工要求的基础。

若上直段位移偏大，或严重偏离设计线，将为下部施工造成很大困难，加大井身轨迹控制的难度。

因此，在施工中要采用合理的钻具组合及钻井参数，并加强对井斜的监测工作，若发现井斜角偏大或偏离设计线，应及时吊打或螺杆纠斜，确保井身质量。

（2）本井靶前位移503.96米，我们在施工开始前，根据上直段测斜数据，进行了优化，因靶前距较小，实际施工中充分把握好造斜率的实际情况，在定向施工中没有一个点狗腿度超标。

（3）本井地层研磨性比较高，下部地层不适合高转速，如果转速过高。

将加大对钻头及螺杆磨损严重，我们及时将五头转子螺杆换为七头转子螺杆，以增加扭矩降低转速，增加马达运行效率，降低马达磨损。

2 固平26-24井施工对策2.1 一开直井段0～230.45.00m（1）为了保证井身质量，开孔吊打，轻压钻进，逐渐加深后转入正常钻进，每钻完一个单根洗井2～3分钟，修整井壁。

（2）上部地层松软，钻时快，易垮塌，防止沉砂卡钻，接单根时要不断开转盘活动钻具。

（3）钻达设计井深后，加重泥浆维持井壁稳定，下套管前大排量循环洗井两周以上，进行短起下钻，确保井眼畅通，顺利下套管、固井。

（4）起钻投测电子多点，计算井眼轨迹数据。

2.2 二开上直段230.45m～265.22m（1）开眼要直，钻水泥与地层交界面时容易打斜，钻压一定要小，待钻铤全部进入新地层后再正常加压钻进。

（2）钻进时，要求送钻均匀，钻压和转速在设备能力允许范围内尽量按设计要求执行，不能猛增猛减。

老油田套损井治理实践与技术研究发布时间：2022-11-01T07:47:46.439Z 来源：《中国科技信息》2022年第13期作者：余锋1 曹戈2 金韦2 李亭2[导读] 随着油田开发时间的延长，套损井逐年增加，并且每年新增套损井数也不断增加，套余锋1 曹戈2 金韦2 李亭21.长庆油田公司第四采油厂区2.长庆油田公司页岩油开发公司摘要：随着油田开发时间的延长，套损井逐年增加，并且每年新增套损井数也不断增加，套损趋势不断的恶化，隔采井井筒腐蚀、结垢以及结蜡问题日趋严重造成频繁上修，给油田正常生产带来了严重威胁。

因此必须合理有效地应用各种套损井治理技术，加强隔采井的井筒治理，制定出一套行之有效的套损井综合治理的方法。

总结了近年来套损井治理工艺技术及效果，明确了套损井防治思路，为油田套损井治理提供了经验。

关键词：油水井，套管损坏，治理，工艺措施前言油田经过多年的开发生产，地层的流体场、压力场发生了很大变化，地层出砂情况越来越严重，地质条件变得更为复杂，加之频繁的油水井措施、修井施工以及井身结构、完井固井质量、套管材质等诸多因素的影响，使油水井套管技术状况变得越来越差，油田每年新增套管变形、穿孔、破裂、错断等套损井近百口。

导致部分单元注采井网二次不完善，注采对应关系破坏，储量控制程度变差，在一定程度上制约了油田开发的良性循环。

1油田套损机理分析1.1 地应力影响井眼周围岩石压力对套损的影响。

钻井前，原始地层应力场中的各岩层处于平衡状态，钻井后，井眼中的应力被释放，井眼周围的岩石出现了临空面，原来的平衡状态遭到破坏，引起周围岩石应力重新分布，使孔壁上的应力比远处大得多。

一般套管柱的设计都是以管外液柱的静压力为依据，而未考虑井壁周围岩石压力的影响，因此，周围岩石压力是大多数套管变形损坏的一个重要原因。

1.2 材质及固井质量影响套管本身存在微孔、微缝，螺纹不符合要求，抗剪、抗拉强度低等质量问题，在完井后的长期注采过程中，慢慢出现套损现象。

石西油田老井侧钻工艺技术研究与应用[摘要]面对老区综合含水日益上升，对油藏开发中的老井进行挖潜，显得尤为重要。

本文围绕老井侧钻这一中心，详细分析目前老井侧钻工艺技术，探讨每种工艺在石西老井应用的选井原则。

通过对现场实施侧钻井的生产情况分析，得出老井在石西应用侧钻的一些认识。

【关键词】老井；侧钻；技术；应用一、侧钻工艺介绍及选井原则国外油田于80年代初期即开始对套管侧钻技术进行推广应用。

通过调查表明，目前国内外各大油田已经使用包括高压水射流和开窗定向侧钻等成熟技术，对老井及报废油气井进行修复改造，在投资较小、成本较低的前提下，实现了油气田的稳产增产，取得了明显的经济效益和社会效益。

1.高压水射流径向侧钻技术该技术是一种油井增产措施，其原理是先用小钻头在油层部位的套管上开20mm的窗口，然后使用带喷嘴的12.7mm软管，借助高压射流的水力破岩作用在油层中的不同方向上钻出多个（直径达40mm、长达100m左右）的小井眼，从而增加原井的泄流半径，实现增加原油产量的目的。

2.套管内侧钻技术套管侧钻工艺技术就是在油水井的某一特定深度固定一个斜向器，利用其斜面造斜和导斜作用，用特殊工具在套管的侧面开窗，从窗口钻出新井眼，然后下尾管固井的一整套工艺技术。

它是油田开发中后期节约开采成本、提高原油采收率的技术手段，具有重要的经济意义和战略地位。

套管内侧钻又可分为自由侧钻井、定向侧钻井、大位移侧钻井、侧钻水平井、侧钻分支井五种。

3.侧钻工艺选井原则超短半径（高压射流）水平侧钻选井原则：油层套管是单层，套管尺寸Φ139.7mm及以上，井斜小于15°。

适应于井深3000米以内、储层物性差、自然产能低、构造起伏较小的各类油气藏低孔低渗、单井产能低、吸水能力差、经济井距大、井网控制程度差、压裂受限的复杂油水关系油藏。

而套管开窗侧钻选井原则有以下四条：（1）套管开窗侧钻部位以上套管必须完好，无变形，漏失、穿孔及破裂现象；（2）针对套损井，套管开窗部份必须在损坏部位30m以上，保证在侧钻中有一定的水平位移，以避开原井眼；（3）尽量选择固井质量好、井斜小、地面硬的井段，同时应避开套管接箍，保证窗口稳定；（4）对出砂井及严重窜漏井，侧钻长度与倾角均应加大。

气体钻井技术研究与实践长庆石油勘探局苏里格气田探明储量达6000亿方，是我国西气东输的重要气源之一，勘探面积2万平方公里，但如何高效开发，面临着两大技术问题，一个是如何提高机械钻速，缩短钻井周期；第二个是打开储层后，如何最大限度的保护储层。

长庆石油勘探局从1999年开始进行以天然气为循环介质打开储层的钻井技术研究，通过对地层出水预测、地层稳定性、最佳注气参数等几方面的研究，取得了初步成果，并在陕242、苏35-18井和苏39-14-1井、苏39-14-4井进行了试验，试验数据表明：机械钻速大幅度提高，苏35-18井的钻速达到18m/h，是临井的9倍多，苏39-14-4井的天然气钻进井段为1092m，是迄今为止天然气钻进井段最长的。

通过研究与试验，初步形成了地层出水、稳定性评价、井眼净化技术以及天然气钻井HSE文件。

针对苏里格气田的储层特征，为了最大限度的保护储层不受外来水的污染，长庆石油勘探局于1999年提出以天然气作为循环介质打开储层，并分别于2000年、2002年在陕242井、苏35-18井上进行了试验；2003年以提高机械钻速、缩短钻井周期为目的，在苏39-14-1和苏39-14-4井进行了全井段天然气钻进试验，几项研究与试验均取得了明显的效果。

一、苏里格气田的储层特征分析1.储层特征苏里格气田的主力气藏是上石盒子组盒8，岩性主要是含砾砂岩、石英砂岩及岩屑砂岩，分布着微细裂缝，微裂缝的密度为0.2 0.3条/米；储层空隙中粘土矿物，含量在15%～30%左右，孔隙内自生的粘土矿物主要以伊利石、高岭石为主，少量的绿泥石混层；储层的束缚水饱和度为70%～90%。

2.苏里格气田属于典型的“四低”气田苏里格气田属于典型的“四低”气田：压力系数低，仅为0.85左右；平均渗透率低（0.3～2×10-3μm 2）；丰度低；产量低，截至2002年12月，75口井试气产量中，日产大于10万方的井占17.3%，日产4～10万方的井占36%，日产2～4万方的井占18.7%，日产小于2万方的井占28%。

长庆油田气区靖平55—5—2井长水平段钻井技术摘要：针对鄂尔多斯盆地长庆气区靖平55-5-2井，在分析该区气井生产情况的基础上，采用152.4mm井眼钻长水平段并下入114.3mm的筛管完井方案来保障采收率；优选长半径水平井剖面，应用先进的随钻地质导向技术跟踪储层并控制水平段井眼全角变化率小于等于4°＼30m，满足了固井下套管对井眼轨迹的质量要求，应用水力振荡器在钻井液流过时产生的压力脉冲带动钻具产生温和振动，将钻具与井眼之间的静摩擦转换为动摩擦，有效地降低了摩阻和扭矩，改善了钻压传递，提高了水平段滑动钻井机械钻速和进尺，采用的羟基铝胺基聚合醇聚磺钻井液体系既能满足保护储层，又能满足长水平段润滑防卡和泥岩防塌的需要，该井的顺利实施为长庆气区产能建设奠定了基础。

关键词：鄂尔多斯盆地随钻地质导向防摩减阻水力振荡器长水平段靖边气田平均储量丰度为0.56×108m3/km2，邻井陕308、靖平55-4、G52-6的马五1平均储量丰度为0.46×108m3/km2，预测靖平55-5-2井储量丰度0.46×108m3/km2，地震、地质综合分析表明，该水平段马五13发育气层，且厚度较大，物性较好。

因此，靖平55-5-2井选择马五13为水平段的主要目的层，通过优化设计及施工方案，采用了先进的随钻地质导向和防摩减阻技术，并选用了合理的钻井液体系，成功完成了该井的现场施工，完钻井深5990m，水平段长2000m，为长水平段井推广应用奠定了基础。

一、地质特征与井身结构靖边气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，区域构造为一宽缓的西倾单斜，坡降3～10m/km，在宽缓的单斜上发育多排北东—南西走向的低缓鼻隆，鼻隆幅度10m左右，南北宽5～15km，长10～20km。

勘探开发实践证实这些低缓的鼻隆构造对气藏的圈闭不起主导作用，但对天然气的相对富集具有一定的贡献。

靖平55-5-2井井口处位于K1构造的鼻凹部位，预测马五14底海拔为-2252.0m，沿水平段方向的坡降梯度为-5.8m/km，地层倾角约-0.3°，该井奥陶系出露层位为马五11，目的层马五13垂深3726～3729.4m，厚度3.4m，测井综合解释马五13含气层1.1m，气层温度113.0℃，投产前地层压力20.8～31.6MPa 之间，压力系数0.9，该区为岩性圈闭气藏，弹性驱动。

侧钻井技术的现场应用随着油田的不断开发，增产上效成为了主课题，能否充分利用现有的条件，把资源利用最大化成为首要工作。

侧钻井就是其中的解决办法之一，边缘区块井的钻探落空、井下事故和老井的再利用等等，迫使我们选择利用原井眼侧钻。

本文简单介绍侧钻井的发展、种类、以及施工的难点，，采取的成功措施等等。

标签：侧钻;裸眼回填;套管开窗;斜向器;套管段铣1前言：侧钻技术在国外起始于三十年代，于八十年代得到深入发展。

我国于八十年代开始研究侧钻技术。

该项技术在全国各油田得到了广泛的推广应用，并取得了明显的经济效益和社会效益，成为油田特别是老油区节支增效、节约挖潜的重要手段和措施。

侧钻技术是在普通定向钻井技术的基础上发展起来的，除具有普通定向井和水平井的共性之外，也有其自己的独特性，正是这些独特性才形成了专门的侧钻工艺技术。

侧钻技术主要应用于：（1）钻井过程中套管内有落鱼或落物而无法打捞不能继续进行钻井、完井作业。

（2）钻井过程中因目标靶区调整，实钻轨迹难以实现地质勘探目的。

（3）钻井及采油过程中套管变形，影响生产。

（4）采油过程中砂堵砂埋严重，通过修井作业无法恢复生产的井。

（5）直井落空，偏离油层位置，经勘探其周围还有开采价值油藏。

（6）有特殊作业要求的多底分支井等。

（7）油田开发后期，已无开采价值的井，为了节约钻井成本，充分挖掘潜力，利用原井眼开窗侧钻成定向井开采边角油气藏。

2侧钻井技术分类侧钻就是为了特殊的工艺需要，在原有井眼轨迹（直井、定向井、水平井等）的基础上，使用特殊的侧钻工具使钻头的钻进轨迹按照预先的设计偏离原井眼轨迹的过程。

井眼的侧钻技术一般分为两种类型：一是裸眼井内侧钻技术，即在裸眼井内打入水泥造成人工井底然后侧钻或条件允许时直接进行悬空侧钻形成侧向井眼的工艺技术。

二是套管开窗技术，即依据设计要求，在套管内某位置开一窗口或铣掉一段套管，侧向钻出一新井眼，实现重新完井的工艺技术。

2.1裸眼内侧钻技术分类2.1.1裸眼侧钻方式：侧钻方式的确定主要考虑侧钻目的、井眼轨迹控制要求、完井与采油作业要求等。