侧钻技术在中原油田的应用ppt课件.ppt

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1、中国石油化工股份有限公司中国石油化工股份有限公司中原油田分公司中原油田分公司二二0000二年十二月二年十二月目目 录录 前前 言言一、侧钻的意义一、侧钻的意义二、老井侧钻技术二、老井侧钻技术 、5 1/25 1/2套管内开窗侧钻技术套管内开窗侧钻技术、5 1/25 1/2套管内开窗侧钻技术发展套管内开窗侧钻技术发展 、拔套侧钻工艺流程、拔套侧钻工艺流程、拔套侧钻关键技术、拔套侧钻关键技术、成本控制、成本控制 三、开窗侧钻存在的问题及发展方向三、开窗侧钻存在的问题及发展方向 四、四、20032003年中原油田侧钻规划及政策年中原油田侧钻规划及政策 中原油田属复杂的断块油气田，中原油田属复杂的断块

2、油气田，由于受盐层由于受盐层“塑性滑移塑性滑移”和地应力等和地应力等诸多因素的影响，套管损坏十分严重，诸多因素的影响，套管损坏十分严重，井况恶化已成为继腐蚀之后，制约中井况恶化已成为继腐蚀之后，制约中原油田发展的第二心腹大患。原油田发展的第二心腹大患。( (一一) )基本情况基本情况1 1、地质特征、地质特征 中原油田是中原油田是典型的复杂断典型的复杂断块油气田，油块油气田，油气层埋藏深，气层埋藏深，井深在井深在30003000米米以上，产层压以上，产层压力系数高，力系数高， 如文东压力系如文东压力系数超过了数超过了1.851.85。存在。存在多套盐层，几乎遍布多套盐层，几乎遍布整个东濮凹陷，

3、盐层整个东濮凹陷，盐层发育厚度大，最厚的发育厚度大，最厚的盐层达盐层达300300多米，而多米，而且盐层又是油气圈闭且盐层又是油气圈闭的主要盖层，给钻井的主要盖层，给钻井工作带来了很大难度。工作带来了很大难度。区块碎，连片性差，区块碎，连片性差，断层十分发育，断层断层十分发育，断层倾角大，最大倾角超倾角大，最大倾角超过过6060。 中原油田东濮凹陷，中原油田东濮凹陷，通过古地应力和现通过古地应力和现代地应力研究，地代地应力研究，地应力异常高，如文应力异常高，如文南油田文南油田文7979块，块，30003000米井深地应力米井深地应力最大最大205MPa205MPa，最小，最小66.8MPa66

4、.8MPa，经计算，经计算套管设计相当地应套管设计相当地应力为力为117Mpa117Mpa，比，比P110P11010.54mm10.54mm套套管 抗 挤 强 度 大管 抗 挤 强 度 大14.77 Mpa.14.77 Mpa.l截止截止20022002年底，全油田累计发现事故井年底，全油田累计发现事故井31623162口，口，其中落物其中落物13991399口，套损口，套损17631763口。累计大修油水口。累计大修油水井井28272827口，修复口，修复24362436口，以打捞为主，成功率口，以打捞为主，成功率86 %86 %中原油田历年发现事故井变化趋势图（图3-1）33275252

5、8510116122428431239034127722117115912605010015020025030035040045085年前868788899091929394959697989920002001年份井数（口）事故井数多项式 ( 事故 井 数)中原油田历年发现事故井变化趋势图中原油田历年发现事故井变化趋势图332752528510116122428431239034122112615917127705010015020025030035040045085年前868788899091929394959697989920002001年份井数( 口)当年事故井数当年事故井占总井%多项式

6、 ( 当年 事 故井数)中原油田历年发现落物井变化趋势图（图3 - 3 ）141229335254811171341171471631207965785302040608010012014016018085年前868788899091929394959697989920002001年份井数（口）落物井数多项式 ( 落物 井 数)l1.1.平面分布特征平面分布特征l套损井主要集中在复杂断块、断层多、地层水矿化度高、盐膏层、泥岩层厚度大，岩性易蠕动滑移的区块和主力生产区块。如文南油田文33块套损井96口，占总井数的43.6%，损失可采储量43.7万吨. 从统计996口套损井规律看，主要集中在主要集

7、中在盐膏层段和盐膏层段和生产井段，生产井段，占套损井数占套损井数的的71%71%。l统计统计996996口井资料，全油田套管使用口井资料，全油田套管使用寿命寿命6.926.92年。年。l濮城油田套管使用寿命濮城油田套管使用寿命8.88.8年，文南年，文南油田油田5.05.0年。年。l文东、文南油田文东、文南油田P110P11010.54mm10.54mm套管套管使用寿命使用寿命5.45.4年。年。l中原油田为复杂断块油田，油层埋藏深，中原油田为复杂断块油田，油层埋藏深，高压、高温、高矿化度，四套盐层发育。高压、高温、高矿化度，四套盐层发育。油田进入开发中后期，中原油田出现油油田进入开发中后期，

8、中原油田出现油水井套管损坏严重，其中有相当一部分水井套管损坏严重，其中有相当一部分井大修手段已无法修复，特别是套管严井大修手段已无法修复，特别是套管严重错断、变形井和套变重错断、变形井和套变+落物井。具体表落物井。具体表现在：油水井投产后，由于地应力异常现在：油水井投产后，由于地应力异常高和盐层塑性滑移等因素造成井下套管高和盐层塑性滑移等因素造成井下套管损坏；老井后期长井段腐蚀穿孔，抗外损坏；老井后期长井段腐蚀穿孔，抗外挤强度减弱造成的套管损坏；再者是杆挤强度减弱造成的套管损坏；再者是杆管及绳类落物因套变被挤死在油层附近管及绳类落物因套变被挤死在油层附近套管内无法打捞；还有的井由于层内矛套管内

9、无法打捞；还有的井由于层内矛盾影响或小断块油藏失去井网控制，不盾影响或小断块油藏失去井网控制，不能发挥其生产潜力。以上这些难题只有能发挥其生产潜力。以上这些难题只有通过老井侧钻才能解决。通过老井侧钻才能解决。 目前，从油田中后期的开发地质和井况出发，利用侧钻技术实现恢复井网、完善注采关系经济可行，侧钻井也能真正起到代替更新井或调整井的作用。2002年1-10月新钻一口井，平均费用605万元左右，但区块不同、井深不同差别较大。而开窗侧钻同样的井，费用仅为新钻井的三分之一。拔套侧钻也能节约耕地费用、表套费用和投产费用等。中原油田近几年不断努力探索，通过侧钻实践，积累了一定的经验，总结了一套适应断块

10、油田特征的侧钻方法。1.替代更新井，解决取换套、复杂打捞、整形加固等大修不替代更新井，解决取换套、复杂打捞、整形加固等大修不能解决的井况问题，如文侧能解决的井况问题，如文侧15-5215-52井套损换井底；井套损换井底；2.2. 结合最新地质资料和油藏精细描述，适当调整靶心位置，结合最新地质资料和油藏精细描述，适当调整靶心位置，解决老井附近不在井网内的小断块问题，以达到最佳增储解决老井附近不在井网内的小断块问题，以达到最佳增储上产效果。例如，文侧上产效果。例如，文侧10-5010-50、25-7225-72（见图），新侧钻的（见图），新侧钻的65-8465-84井，初期自喷日产原油井，初期自喷

11、日产原油9898吨，不含水。吨，不含水。3.3. 随着勘探开发程度的提高，地质认识也在随着勘探开发程度的提高，地质认识也在深化。改变井底位置，使井眼穿过有利构造深化。改变井底位置，使井眼穿过有利构造带，更好地发挥剩余油潜力，提高修井效益。带，更好地发挥剩余油潜力，提高修井效益。如文侧如文侧51-18051-180、209-48209-48井属此种类型，水平井属此种类型，水平位移都接近位移都接近6060米。米。4.4.侧钻井完善了注采井网，完善了层系，增加了侧钻井完善了注采井网，完善了层系，增加了水驱控制储量。降低油田自然递减，使油田稳水驱控制储量。降低油田自然递减，使油田稳产增产。侧钻井利用了

12、原井场工艺流程和一部产增产。侧钻井利用了原井场工艺流程和一部分套管，侧钻费用较新井略低。分套管，侧钻费用较新井略低。 截止截止20022002年底，近三年实施侧钻总井数年底，近三年实施侧钻总井数293293口，恢复可采储量口，恢复可采储量335335万吨。其中拔套侧钻万吨。其中拔套侧钻256256口，开窗侧钻口，开窗侧钻3737口。开窗侧钻井口。开窗侧钻井2 2初期产油能力初期产油能力6.26.2吨吨/ /日，累计采油日，累计采油7.37.3万吨，累计注水万吨，累计注水3636万方，万方，扣除采油成本已收回投资并盈利扣除采油成本已收回投资并盈利10001000万元。万元。 表一表一 部分开窗侧

13、钻井数据表部分开窗侧钻井数据表序号井号开钻完井日期开窗侧钻主要技术指标累计增产(t)费用104元窗口（m）完钻井深水平位移井斜度固井质量1WC15-5299.4.3-5.1518020592270m4.2优良107662WC15-6299.5.2-6.1318521222345m优良56213WC10-5099.6.1-9.418521242440m60m19合格58904WC25-72*99.6.2-8.1718520832470m60m31合格1605WC209-4899.6.2-8.821527323090m60m24合格41606HC12-4199.7.2-8.301852120239

14、0m50m15合格49837HC2-3099.7.2-9.1319021872548m55m8.5合格8988C51-180*00.6.9-9.2621022302786m15合格12309WC317-700.8.1-9.3020320502417m37合格4846注：带“*”者为转注井。5 1/25 1/2套管内开窗侧钻技术套管内开窗侧钻技术 中原油田是复杂断块油田，井深、高温高压、低渗透。套损位置有71%分布在膏盐段和射孔段，侧钻井都必须定向、定位移。 5 1/2套管内开窗侧钻技术经过近几年的发展，基本步入标准运行轨道，发展前景看好。小井眼侧钻技术已经完全能够满足地质定向要求，达到道道工序

15、质量基本合格，成功率100%。根据中原油田的地质和井况特征，主要突破了以下关键技术。1.1.开窗侧钻井选井原则开窗侧钻井选井原则生产层附近套管变型、错断、落物极复杂，大修手段无法解决，并上部套管较好，试压合格；需要改层或在老井附近找剩余油，搞清油水关系；井网、层系、注采关系调整地质上需要的侧钻井； 井筒准备：井筒准备：起出井内管柱用直径起出井内管柱用直径118118通井规通井至开窗以下，通井规通井至开窗以下，陀螺测井斜，校对座标；陀螺测井斜，校对座标；中原油田为复杂断块油中原油田为复杂断块油田，侧钻井不仅仅是换田，侧钻井不仅仅是换个井底，而且需要严格个井底，而且需要严格定方位、定位移；定方位、

16、定位移；打水泥塞，在开窗打水泥塞，在开窗位置以位置以3030米打水泥塞；米打水泥塞； 下斜向器并用陀下斜向器并用陀螺定向；螺定向；注灰固定斜向器。注灰固定斜向器。 开窗修窗开窗修窗 开窗与修窗是侧钻的又一开窗与修窗是侧钻的又一关键技术，窗口长度、宽度的关键技术，窗口长度、宽度的规则与否，和光滑程度将对以规则与否，和光滑程度将对以后的裸眼钻进、钻具起下、测后的裸眼钻进、钻具起下、测井、下套管等有重大影响，因井、下套管等有重大影响，因此必须开好窗修好窗。目前开此必须开好窗修好窗。目前开发的一种钻铰式铣锥，可一次发的一种钻铰式铣锥，可一次完成开窗、修窗、加长窗口的完成开窗、修窗、加长窗口的工作量。近

17、几年中原油田通过工作量。近几年中原油田通过3030多口井的使用，证明该铣锥多口井的使用，证明该铣锥具有开窗修窗时间短，窗口平具有开窗修窗时间短，窗口平整圆滑等优点，是目前国内较整圆滑等优点，是目前国内较为先进的开窗工具。为先进的开窗工具。 随钻定向技术随钻定向技术 随钻定向技术是为了定随钻定向技术是为了定向钻井引进的一套成熟技术，向钻井引进的一套成熟技术，广泛应用于小井眼开窗侧钻。广泛应用于小井眼开窗侧钻。中原油田因断块多且小，还有中原油田因断块多且小，还有层间层内矛盾干扰，几乎所有层间层内矛盾干扰，几乎所有侧钻井都定量的限制了侧钻方侧钻井都定量的限制了侧钻方位和位移位和位移, ,保证了完井后

18、油井保证了完井后油井的效果。随钻测斜技术引用到的效果。随钻测斜技术引用到小井眼侧钻之中是很有必要的，小井眼侧钻之中是很有必要的，在裸眼钻进过程采取了严格的在裸眼钻进过程采取了严格的随钻和点测监斜措施，使开窗随钻和点测监斜措施，使开窗侧钻中靶率达到侧钻中靶率达到100%100%。 测井测井 用直径70mm组合测井仪测井。 延迟固井技术延迟固井技术 为了保证套管居中,提高固井质量,每根4无接箍套管外加焊两组钢性扶正块,每组三块,径向均匀分布,扶正块的轴线方向与套管轴向成8-10夹角,水泥浆返至悬挂器。固井时，为了防止胶塞碰泵失效，严格遵守双计量制度，即仪表计量和标准池人工计量相互参考。用于延迟固井

19、的水泥浆，必须具备较长的初始稠化时间，以后胶结速度快，稳定性、流变性能好，以满足小井眼高泵压固井和套管丢手的需要。根据工艺要求，经反复研究论证，完成了10套室内实验，取得了比较适合施工要求的高密度水泥浆，初始稠化时间达到180240分钟。 近几年共完成小井眼侧钻固井32口，经测井检验，固井质量良好。裸眼井段内固井质量优良井段达到93%，固井质量完全能达到合格的水平。 (6)(6)、投产（投注）、投产（投注）用2 1/2+2油管替浆试压合格，用73-B射孔枪射孔，投产、投注。44套管研制套管研制 中原油田由于地应力异常高，在小井眼侧钻中不能使用3 1/2 油管替代4套管，1998年我们与上海宝钢

20、合作研制生产4套管，生产出价廉物美的钢级为N80的4套管。宝钢的4无接箍套管采用非标准偏梯扣以提高螺纹连接强度，而4有接箍套管则采用了石油行业非常普遍的API长圆扣，保证了套管质量。根据套管的使用情况，宝钢的套管比较好，有质量保证。为了适应中原油田地应力异常高的特点和较深井侧钻的需要，又与宝钢联合研制了钢级为Q125抗外挤强度为167Mpa的高抗挤套管（常用4套管技术参数见表二）。表二表二 国内常用国内常用4套管主要技术参数套管主要技术参数钢级本体外径mm内径mm单位质量kg/m抗挤强度Mpa抗压强度Mpa接头外径mm螺纹最低抗脱K.N螺纹连接强度K.N生产厂家备注N80102.086.019

21、.060.464.0104.014901078辽河无接箍N80102.086.019.060.464.0110.014901078辽河整体接箍J55101.688.316.444.842.9101.6565414世特佳无接箍N80101.688.316.459.862.4101.6757615世特佳无接箍N80101.686.018.08180104.01315宝钢无接箍N80101.686.018.08180112.01535宝钢普通接箍Q125104.886.0167104.8宝钢无接箍泥浆应用技术泥浆应用技术 在裸眼钻进中工作液所发挥的作用基本同钻在裸眼钻进中工作液所发挥的作用基本同钻井

22、工程中钻直井一样，具有六大功能，即：防喷、井工程中钻直井一样，具有六大功能，即：防喷、清洗井底、携带岩屑、冷却钻头、造壁防塌、保清洗井底、携带岩屑、冷却钻头、造壁防塌、保护油层。另外，小井眼开窗侧钻对泥浆的要求，护油层。另外，小井眼开窗侧钻对泥浆的要求，在某些方面要求更高，比如流动度和触变性要好，在某些方面要求更高，比如流动度和触变性要好，以降低循环泥浆的泵压，平衡地层压力，保持不以降低循环泥浆的泵压，平衡地层压力，保持不漏不垮，安全钻进。在小井眼侧钻过程中，泥浆漏不垮，安全钻进。在小井眼侧钻过程中，泥浆工程师住在现场，对泥浆使用实行全方位服务，工程师住在现场，对泥浆使用实行全方位服务，根据地

23、层情况，适时监测并调整泥浆性能，以达根据地层情况，适时监测并调整泥浆性能，以达到正常钻进的需要。总结出了侧钻工作液使用方到正常钻进的需要。总结出了侧钻工作液使用方法：泥浆必须在现场配制和调整，使用专用工作法：泥浆必须在现场配制和调整，使用专用工作铁池，铁池可分为返回沉降池、过滤池、调整循铁池，铁池可分为返回沉降池、过滤池、调整循环再用池、清水储备池环再用池、清水储备池4 4只只 。 表三侧钻泥浆基本技术性能项目密度粘度s泥饼mm失水ml/3L初切Pa终切PapH值参数1 . 1 -1.34 0 -552-40.40-10307-9l斜向器的重要作用是导斜，使开窗铣锥能在套管侧面开出斜向器的重要

24、作用是导斜，使开窗铣锥能在套管侧面开出有利于组合测井和完井套管下入的窗口，因此斜向器如何有利于组合测井和完井套管下入的窗口，因此斜向器如何被送入预定位置及怎样固定住，使之稳定不转动不窜动，被送入预定位置及怎样固定住，使之稳定不转动不窜动，是侧钻工作中技术关键。有双卡瓦封隔器固定法及先期和是侧钻工作中技术关键。有双卡瓦封隔器固定法及先期和后期注水泥法两种，我们一般采用后期注水泥固定法（常后期注水泥法两种，我们一般采用后期注水泥固定法（常用斜向器与送斜器结构如附图用斜向器与送斜器结构如附图1 1所示），此方法简单可靠，所示），此方法简单可靠，也是国内外普遍采用的方法。也是国内外普遍采用的方法。 附

25、图1斜向器与送斜器基本结构示意图开窗与修窗是侧钻的又一关键技术，窗口长度、宽度的规则与否，开窗与修窗是侧钻的又一关键技术，窗口长度、宽度的规则与否，和光滑程度将对以后的裸眼钻进、钻具起下、测井、下套管等有重和光滑程度将对以后的裸眼钻进、钻具起下、测井、下套管等有重大影响，因此必须开好窗修好窗。正确选择开窗工具和掌握好磨铣大影响，因此必须开好窗修好窗。正确选择开窗工具和掌握好磨铣钻与三参数（钻压、转数、排量）合理配合是关键。目前常用的钻钻与三参数（钻压、转数、排量）合理配合是关键。目前常用的钻铰式开窗铣锥，可以一次完成开窗、修窗和加长窗口的工作。铰式开窗铣锥，可以一次完成开窗、修窗和加长窗口的工

26、作。附图2复式钻铰式开窗铣锥示图1-上接头；2-上段；3-中段；4-下段；5-尾段l悬挂器与安全固井、完井休戚相关，必须把好关。目前使用悬挂器，可在井筒内随时上下抽拉和转动管柱，安全系数高。l. .我们我们与上海宝钢联合开发了非标小钻杆，接箍最大外径76.2mm，本体60.3 mm，下深3500 m，解决了4套管内修井难题。 l拔套侧钻的目的和选井拔套侧钻的目的和选井原则：原则：l由于中原油田是一个极由于中原油田是一个极复杂断块油田，井深、复杂断块油田，井深、高温、高压、高矿化度，高温、高压、高矿化度，腐蚀十分严重，油水井腐蚀十分严重，油水井主要在主要在“自由段自由段”，长，长井段腐蚀穿孔井段

27、腐蚀穿孔 例文例文10-110-1井井投产投产7 7年，在年，在0-0-10001000米套管内有米套管内有9090处穿孔，对这处穿孔，对这些老井上部套管些老井上部套管无法利用的严重无法利用的严重套损井，其它大套损井，其它大修手段无法修复，修手段无法修复，必须实施拔套侧必须实施拔套侧钻。钻。1.套管严重错断、变形或极复杂落物，而上部套管腐蚀穿孔，一般大修手段无法修复。2.井网、层系、注采关系调整，地质上需要的侧钻井。拔套侧钻井比调整井少占地，节约投产费用，具有定方向、定位移钻遇剩余油层系，增加可采储量、产量，完善井网、搞好注采关系，保持油田稳产的重要意义。 拔套侧钻主要施工工拔套侧钻主要施工工

28、艺流程类似于定向井施工艺流程类似于定向井施工工艺流程，主要包括以下工艺流程，主要包括以下几方面工作：几方面工作：1.1.钻井设备准备与搬迁钻井设备准备与搬迁安装安装 拔套侧钻所需钻井设拔套侧钻所需钻井设备同开发井钻井装备一样，备同开发井钻井装备一样，通常有大庆通常有大庆130130型型(型、型、型型) )、ZJ45JZJ45J型钻机，和型钻机，和部分修井钻机（部分修井钻机（ZJ20ZJ20、ZJ30ZJ30），配套有泥浆泵等），配套有泥浆泵等地面循环系统、井控装备地面循环系统、井控装备系统。满足各种井下施工系统。满足各种井下施工要求。要求。2.2.切割套管、拔套施工切割套管、拔套施工 包括切割

29、套管前进行声幅测井，掌包括切割套管前进行声幅测井，掌握水泥封固段的准确位置，而后确定切握水泥封固段的准确位置，而后确定切割套管方案，一般根据侧钻设计造斜点割套管方案，一般根据侧钻设计造斜点确定切割位置，同时保证在自由套管段确定切割位置，同时保证在自由套管段切割套管。套管割切工具分为套管内割切割套管。套管割切工具分为套管内割刀及套管外割刀两种，套管割刀下到预刀及套管外割刀两种，套管割刀下到预定位置后开始切割，切断套管后，开始定位置后开始切割，切断套管后，开始拔套施工，将井内套管取出，做好侧钻拔套施工，将井内套管取出，做好侧钻准备。准备。3.3.打水泥塞或座打水泥塞或座斜向器斜向器 拔出套管拔出套

30、管后，在造斜点后，在造斜点处打水塞或预处打水塞或预置斜向器，造置斜向器，造人工井底，为人工井底，为造斜钻进做准造斜钻进做准备。备。4.4.组合钻具、下钻造斜组合钻具、下钻造斜钻进，钻进， 一般用弯螺杆钻进，一般用弯螺杆钻进，同时配有同时配有MWDMWD随钻仪，随钻仪，进行井眼轨迹控制，进行井眼轨迹控制，满足设计要求。满足设计要求。5.5.稳斜钻进（正常钻进稳斜钻进（正常钻进） 一般采用一般采用PDCPDC钻头，钻头，配大功率螺杆配大功率螺杆+ +转盘钻转盘钻进，机械钻速高，生进，机械钻速高，生产周期短。而且减少产周期短。而且减少起下钻作业。起下钻作业。6.6.完井施工完井施工 一般要求按复杂井

31、钻井一般要求按复杂井钻井完井要求施工，要求泥浆完井要求施工，要求泥浆性能和质量要好（优质泥性能和质量要好（优质泥浆）。再是固井要用特殊浆）。再是固井要用特殊水泥浆体系，控制失水，水泥浆体系，控制失水，初凝时间合理，同时井眼初凝时间合理，同时井眼畅通无复杂情况发生。固畅通无复杂情况发生。固井装备采用井装备采用HallibutonHallibuton高高压固井水泥车，满足高压压固井水泥车，满足高压施工要求。施工要求。 拔套侧钻关键技术包括以下拔套侧钻关键技术包括以下几方面：几方面：1.1.切割工具包括套管内割刀、切割工具包括套管内割刀、套管外割刀。套管外割刀。 根据套管尺寸选择割刀，进根据套管尺寸

32、选择割刀，进行切割套管，目前较先进的行切割套管，目前较先进的切割工具是切割捞套一条龙切割工具是切割捞套一条龙作业、作业效率高，成功率作业、作业效率高，成功率达达100%100%。可以满足各种井深。可以满足各种井深的要求。的要求。2.2.弯螺杆造斜定向技术弯螺杆造斜定向技术 取代了过去弯接头造斜定向取代了过去弯接头造斜定向方式，节约了起下钻换接头方式，节约了起下钻换接头时间，定向精度高，生产时时间，定向精度高，生产时效高。效高。3.3.大功率螺杆大功率螺杆+ +转盘驱动复合钻进技术转盘驱动复合钻进技术 在稳斜段（正常钻进）采用螺杆在稳斜段（正常钻进）采用螺杆+ +转盘复合钻进技术，钻进速度更快，

33、转盘复合钻进技术，钻进速度更快，又节约了起下钻换钻头时间，新型又节约了起下钻换钻头时间，新型PDCPDC钻头、单牙轮钻头的应用，可以钻头、单牙轮钻头的应用，可以使单只钻头进尺超千米。使单只钻头进尺超千米。4.MWD4.MWD随钻测量技术随钻测量技术 MWDMWD随钻仪的应用，使井眼轨迹控随钻仪的应用，使井眼轨迹控制可以严格按设计运行，克服了方制可以严格按设计运行，克服了方位不准，多靶控制难、位移小、靶位不准，多靶控制难、位移小、靶心半径小的定向困难。提高轨迹控心半径小的定向困难。提高轨迹控制精度和定向井成功率。钻井周期制精度和定向井成功率。钻井周期大大缩短，节约了钻井成本。大大缩短，节约了钻井

34、成本。主要通过以下途径控制钻井成本主要通过以下途径控制钻井成本1.1.中原油田侧钻工程，井深，钻遇多套膏盐层，老区挖潜中原油田侧钻工程，井深，钻遇多套膏盐层，老区挖潜必须随钻定向，因此较其它油田投入大。但是我们通过必须随钻定向，因此较其它油田投入大。但是我们通过科技创新和缩短钻井周期，使拔套侧钻单井平均费用控科技创新和缩短钻井周期，使拔套侧钻单井平均费用控制在新钻井的制在新钻井的97%97%以内，即以内，即586.8586.8万元；开窗侧钻井控制万元；开窗侧钻井控制在新钻井费用的在新钻井费用的1/31/3以内，即单井费用以内，即单井费用130130万元。万元。2.2.开发推广新技术，通过采用开

35、发推广新技术，通过采用PDCPDC钻头、单牙轮钻头钻头、单牙轮钻头+ +大功大功率螺杆率螺杆+ +转盘钻进，配合转盘钻进，配合MWDMWD随钻仪等先进技术，提高钻随钻仪等先进技术，提高钻井效益。井效益。3.3.钻井设计方面钻井设计方面优化钻井设计，搞好一井两靶或多靶技术，造斜点尽可能优化钻井设计，搞好一井两靶或多靶技术，造斜点尽可能接近目的层，减少钻井进尺成本。接近目的层，减少钻井进尺成本。4.4.利用好老井眼，对老井套管完好的部分套管尽可能利用，利用好老井眼，对老井套管完好的部分套管尽可能利用，节约套管费用和地面成本。节约套管费用和地面成本。1、井眼小、钻井速度慢、钻井周期长。其、井眼小、钻

36、井速度慢、钻井周期长。其主要原因，井眼只能用主要原因，井眼只能用2 7/8钻杆，钮距钻杆，钮距传递慢，钻头对岩性适应性差，目前传递慢，钻头对岩性适应性差，目前2m/h左右，完井周期左右，完井周期48天左右；天左右；2、特别是深井：裸眼段井径井眼小，泵压、特别是深井：裸眼段井径井眼小，泵压高，不利于正常钻进和提高固井质量；高，不利于正常钻进和提高固井质量；3、斜向器固定周期长，需要解决快速锚定、斜向器固定周期长，需要解决快速锚定斜向器。斜向器。 1.1.提高钻井速度，在优选钻头的基础上提高转速，就提高钻井速度，在优选钻头的基础上提高转速，就是转盘加螺杆技术，达到是转盘加螺杆技术，达到4 m/h4

37、 m/h目标；目标；2.2.研究快速扩眼钻头扩大井径，降低施工泵压，提高研究快速扩眼钻头扩大井径，降低施工泵压，提高固井质量；固井质量；3.3.研究研究“双向卡瓦封隔器与斜向器一体化双向卡瓦封隔器与斜向器一体化”快速安全快速安全锚定造斜工具；锚定造斜工具；4.4.井筒准备有专业化小修队伍负责，大修队伍负责开井筒准备有专业化小修队伍负责，大修队伍负责开窗、钻进、完井，压缩侧钻成本；窗、钻进、完井，压缩侧钻成本；5.5.大修队、钻井队（大修队、钻井队（32003200井架、井架、25002500井架）可参与开井架）可参与开窗侧钻井。窗侧钻井。 根据分公司开发座谈会议精神和油田整体降本根据分公司开发

38、座谈会议精神和油田整体降本增效需要，本着少投入多产出的原则，计划在老增效需要，本着少投入多产出的原则，计划在老油区进行开窗侧钻井油区进行开窗侧钻井100100口。开窗侧钻井单井费按口。开窗侧钻井单井费按130130万元计，总投资约万元计，总投资约1.31.3亿元。亿元。 侧钻井实行专款专用，采油厂进行地质设计，侧钻井实行专款专用，采油厂进行地质设计，分公司审批，大修侧钻小组负责实施、生产协调分公司审批，大修侧钻小组负责实施、生产协调和成本控制，合格后交采油厂投产（投注），单和成本控制，合格后交采油厂投产（投注），单井核算。井核算。 年侧钻年侧钻100100口需要口需要1212个侧钻队，目前装备还个侧钻队，目前装备还需进一步配套完善。需进一步配套完善。