水平井華北講課

水平井及特殊工藝井鉆井技術1目錄一.概況二.水平井設計與軌跡控制三.地質導向技術四.特殊工藝井技術五.水平井完井六.國內外最近發(fā)展簡況2一概況１、八十年代水平井在世界得到蓬勃發(fā)展定向井技術成為常規(guī)的鉆井技術，工藝成熟。關鍵工具---各種規(guī)格的井下動力鉆具能滿足所有常規(guī)鉆井中各種井眼尺寸和的造斜率需要。測量儀器---單多點發(fā)展到ＭＷＤ高效PDC鉆頭的應用提高了水平井的鉆速和時效70年代后期，由于原油價格的上漲，驅使世界上許多油公司開始重新關注水平井技術，希望通過水平井來開發(fā)低壓、低滲、薄油藏、稠油油藏及用常規(guī)技術難以取得經濟效益的油田3一概況２、水平井的分類、特點和應用類型造斜率優(yōu)點缺點主要應用范圍長半徑小于６°／３０米1.可達到的水平段和靶前位移最長2.可使用標準的鉆具及套管3.井眼曲率較小，與常規(guī)定向井接近或相當4.井眼及工具尺寸不受限制，5．完井方式不受限制1.井眼軌道控制段最長2.摩阻最大3．鉆井費用增加4.不適用于薄油層及淺油層多用于大位移水平井中半徑８°－２０°／３０米1.進入油層前的無效井段較短2.造斜段多用導向鉆井工藝，可控性好3.離構造控制點較近，控制段較短，摩阻較小4.井眼及工具尺寸不受限制5.完井方式不受限制井眼曲率高于常規(guī)定向井，不適于要求靶前位移較大的水平井多用于靶前位移不大的常規(guī)水平井4一概況類型造斜率優(yōu)點缺點主要應用范圍中短半徑２０°－７０°／３０米1.靶前位移較小，控制段短2.可用常規(guī)動力鉆具1.高井眼曲率，一般不能采用導向鉆井工藝，井眼軌跡控制難度較大2.能鉆達的水平段長度較短3.鉆具和儀器在高井眼曲率彎曲段的惡劣工況下，易發(fā)生事故和出現故障多用于靶前位移較小的老井側鉆水平井短半徑大于７０°／３０米井眼曲線段最短，造斜點與油層距離最小1.非常規(guī)的井下工具、設備和完井方法2.穿透油層段短3.施工難度大２、水平井的分類、特點和應用5一概況３、適應的油藏(1)開發(fā)薄油藏油田，提高單井產量。(2)開發(fā)低滲透油藏，提高采收率。(3)開發(fā)重油稠油油藏，有利于熱采。(4)開發(fā)以垂直裂縫為主的碳酸鹽巖油藏。鉆遇更多的垂直裂縫，提高單井產量。(5)開發(fā)底水和氣頂活躍的油藏。水平井可以減緩水錐、氣錐的推進速度，延長油井壽命。(6)在老油區(qū)，利用老井側鉆水平井或布置新水平井開采剩余油。(7)用水平井可鉆穿多層高地層傾角的產層，提高單井產量。(８)此外，用叢式水平井擴大控制面積，減少叢式井的平臺數量，有利于環(huán)境保護和海洋鉆井。6一概況４、國外發(fā)展簡況上世紀90年代全世界水平井的發(fā)展情況大致為：1990年，1290口，是1989年的5.2倍。1995年，2590口，比1990年增加1倍以上。在19901995年的6年中，共鉆成水平井12590口，是19841989的6年中所鉆水平井總數的近15倍。到2000年，全世界完鉆水平井有23385口。水平井技術的應用在油氣田的開發(fā)過程中產生了十分巨大的經濟效益，因此被譽為上世紀80年代石油工業(yè)發(fā)展過程中的一項重大突破，成為一項成熟的鉆井技術。7一概況５、我國發(fā)展簡況(1)“八五”國家重大科技攻關項目“石油水平井鉆井成套技術”水平井技術是涉及到地質、油藏、鉆井、采油等多學科的研究和在現場施工中各方面的密切配合和協調的一項系統工程。1990年，在國家計委和中國石油天然氣總公司的組織領導下，有6個油田和5所院校的762名科技人員參加攻關，在地質、油藏、鉆井和現場施工作業(yè)隊伍的協作和緊密配合下，歷經四年，全面和超額完成了攻關計劃任務。在我國10個油田先后鉆成長、中、短半徑科學實驗水平井和推廣應用水平井50余口，推動了我國水平井鉆井技術的進步，取得了很好的經濟效益，被評為國家科技進步一等獎。8一概況５、我國發(fā)展簡況(2)“九五”國家重大科技攻關項目“套管內側鉆水平井技術”

“九五”套管內側鉆水平井技術套管內側鉆水平井技術是“八五”水平井鉆井技術發(fā)展和延伸，其特點是井眼尺寸小（7?

、51/2?

），在鉆井方面，必須要選用有小尺寸的工具和儀器；另外，由于一般是在老油區(qū)打調整井，油藏的精細描述和剩余油分布規(guī)律的研究至關重要；靶前位移受原有的井網限制，只能用中短半徑水平井，造斜率高（一般在30o/30m左右）。因此，有許多新的問題需要解決?！熬盼濉逼陂g，有5個油田和5所院校參加攻關，中石油遼河油田先后在錦9l塊、靜17塊和茨13塊，完成試驗側鉆水平井１１口，造斜率達30°/30m左右。新疆油田共實施8口側鉆水平井，造斜率為8.35-16.22°/30m。取得很好的社會和經濟效益，獲中國石油天然氣集團公司2000年技術創(chuàng)新一等獎9一概況５、我國發(fā)展簡況(3)2000年以來的進展情況通過“八五”《水平井鉆井技術》和“九五”《側鉆水平井鉆井技術》兩個國家課題的攻關研究，我國陸上油田大都掌握了長、中、中短三種曲率半徑的水平井鉆井技術，這一技術已取得了非常顯著的經濟效益，但也還存在一些不足之處影響了這一技術的更為廣泛的應用和推廣，其關鍵是水平段在油藏中油層的鉆遇率。至2002年，我國陸上共完成各類水平井520口。近幾年，隨著國內各油田MWD儀器數量的大幅度增加，特別是LWD用于水平井地質導向，水平井數量迅猛增長，中石油水平井口數已由2003年的69口增至2004年的168口，2005年達到300口左右，近3年僅中石油水平井口數就超過了前12年國內水平井的總數。2006年，中石油大力推廣水平井技術，計劃水平井數達500口，并設立了“水平井、復雜結構井開采配套技術”專項課題進行科技攻關，成立了水平井科技攻關項目辦公室，在經費、組織管理上給予了有力的保證。10一概況6、中石油部分油田水平井完成情況統計遼河油田11一概況冀東油田12一概況塔里木油田到2004年共完成水平井：158口，平均井深5050m開窗側鉆水平井：7口（7”套管開窗水平井5口）位移超過1000米的水平井：3口雙臺階水平井：27口（超薄油層24口）欠平衡水平井：1口（JF128）最深的水平井：6452m（裸眼深度4950m）DH1-H1鉆井周期最短的水平井：29天（5127m）ST6-H2油層最薄的水平井：0.5-0.9米TZ111(油層鉆遇率71.5%）產量最高的水平井：SP1?23mm1063t/d2005年完成水平井32口，總數：190口13一概況新疆油田完成水平井總井數39口14二．水平井設計與軌跡控制

1、水平井開發(fā)技術適應性評價水平井開發(fā)技術適應性評價是通過對油藏地質條件、開發(fā)指標、經濟效益等方面進行初步評價，為深入開展水平井部署研究與決策提供依據評價的重點內容包括：油藏地質條件即油層厚度、分布范圍、儲層物性、油藏類型、驅動類型、油藏能量以及儲量，已開發(fā)油藏還要評價剩余油及其分布；開發(fā)指標即水平井單井控制可采儲量、單井產量、提高采收率與新增可采儲量；經濟評價即水平井的投入產出15二．水平井設計與軌跡控制

1、水平井開發(fā)技術適應性評價水平井開發(fā)適應性評價程序篩選合格結束水平井經濟評價目標油藏水平井初產計算產量遞減計算累計產量計算16二．水平井設計與軌跡控制

邊水油藏氣頂底水驅動氣頂驅動油藏底水驅動油藏Joshi公式

封閉油藏產能公式油藏類型不同油藏類型水平井產能公式17二．水平井設計與軌跡控制

各種類型油藏水平井產量與累計產量公式18二．水平井設計與軌跡控制2、水平井開發(fā)方案設計與水平段設計（1）水平井開發(fā)目的層的精細描述應用地震、地質、測井等技術資料和方法，來進行綜合的油藏描述，建立精細的水平井地質模型，必須綜合考慮油藏類型、油藏邊底水活躍程度、油柱高度、油水界面、夾層分布和儲層物性變化情況。（2）水平井水平段設計方位角設計裂縫性油藏與天然裂縫垂直需壓裂投產,方位沿應力場最小主應力方向剩余油藏選最佳剩余油方向19二．水平井設計與軌跡控制井斜角一般選擇油藏層面相平行一般情況居中氣頂和底水:油藏模擬計算出最佳位置稠油油藏:位于油層下部水平段長度設計限止條件鉆機能力及給鉆頭提供鉆壓限制油層污染井眼穩(wěn)定周期根據產量要求及效益分析提出合理的長度20二．水平井設計與軌跡控制３、水平井剖面設計和曲率半徑選擇曲率半徑選擇(1)長半徑（小于6度/30米）

特點：與常規(guī)定向井施工較接近，可用常規(guī)定向井技術加有線或MWD實現。總進尺及定向控制段最長，摩阻大。適用：要求有很長靶前位移的水平井；大位移水平井。21二．水平井設計與軌跡控制(2)中半徑（6度---20度/30米）特點：總進尺及定向控制段比長半徑少，摩阻比長半徑小。中靶精度比長半徑高。適用：常規(guī)水平井首選類型。22二．水平井設計與軌跡控制(3)中短半徑（30度---80度）

特點：造斜率高，水平段鉆井一般不開轉盤，水平段較短。造斜控制段短，調整余地小。中靶精度高。適用：套管開窗側鉆水平井。(4)短半徑（大于80度/30米）需特殊工具和儀器，目前國內尚無先例．23二．水平井設計與軌跡控制剖面類型選擇

(1)直井段＋造斜段＋水平段（三段制）主要適用于中短半徑側鉆水平井和中半徑水平井要求油藏埋深誤差小，即油藏埋深較確切的水平井總進尺和控制段最短，摩阻最小，費用相對低24二．水平井設計與軌跡控制靶前位移與曲率半徑變化的關系三段制曲率半徑先大后小靶點提前曲率半徑先小后大靶點滯后25二．水平井設計與軌跡控制(2)造斜段＋調整段的剖面設計直井段＋造斜段＋調整段（穩(wěn)斜）＋造斜段＋水平段（五段制）是以上三段制的一種變形，主要解決工具造斜率預測誤差。直井段＋造斜段＋調整段（穩(wěn)斜）＋造斜段＋穩(wěn)斜探油頂段＋造斜段＋水平段（七段制）主要用于油層埋深預測誤差較大和薄油層。26二．水平井設計與軌跡控制剖面示意圖五段制七段制R1R2R1R2R327二．水平井設計與軌跡控制探油井段和造斜段設計RLhH28二．水平井設計與軌跡控制油層厚度與探頂角關系８°／３０米１２°／３０米29二．水平井設計與軌跡控制(3)要求有很長的靶前位移水平井直井段+造斜段+長穩(wěn)斜段+第二造斜段+水平段用于大位移井及靶點與井位之間位移較大的水平井設計原則第一造斜段造斜率一般應小于3度/30米若位移允許,穩(wěn)斜角一般應小于45度第二造斜段一般應選中半徑造斜,以便提高鉆井效率30二．水平井設計與軌跡控制４、鉆柱設計

（1）理論研究簡介摩阻分析

BHA與井底接觸應力分析彎曲段鉆柱變形情況與接觸應力分析起鉆,下鉆,鉆進三種工況下的摩阻計算從下往上進行計算（柔性和剛性模型）受壓鉆柱的臨界載荷(屈曲變形)分析正弦屈曲模態(tài)(發(fā)生在井眼下部)螺旋屈曲模態(tài)(發(fā)生在整個井眼)彈簧形變形以正弦屈曲值為限偏安全31二．水平井設計與軌跡控制（2）鉆柱設計程序(倒裝鉆柱設計)大斜度段(一般井斜角大于70度)和水平段鉆柱優(yōu)化設計鉆壓、摩阻、屈曲求出鉆桿長度上接加重鉆桿斜井段內鉆柱設計為保證安全，彎曲段盡可能不用鉆鋌屈曲分析確定加重鉆桿長度直井段根據鉆壓需要確定鉆鋌長度32二．水平井設計與軌跡控制強度校核（接觸應力，彎曲應力，屈曲應力，拉壓應力，鉆井液液柱壓力）可提供的最大排量驗算（復合鉆柱設計）33二．水平井設計與軌跡控制５、鉆井參數和水力參數設計在螺桿鉆具限定的范圍內選鉆壓中半徑水平井開動轉盤時，盡量以低轉速鉆進水力參數設計井斜大于５０度，紊流井斜小于５０度，平板流，且提高YP/PV的值34二．水平井設計與軌跡控制６、水平井軌跡控制

（１）理論研究簡介井底鉆具組合(BHA)受力變形分析（鉆具組合和工具參數選擇）Lubinski(1953微分方程貝塞爾函數)Walker(1973能量法)Callas(1980有限差分法)Millheim(1978有限元法)白家祉(1977“縱橫法”

)

石油大學(1979加權余量法)35二．水平井設計與軌跡控制適用范圍：一維到三維井眼，曲率達2度/米各種轉盤鉆和螺桿鉆鉆具組合結論：各種方法所得結果很接近與現場結果吻合，可指導現場施工各種鉆具組合的造斜率預測（造斜工具選擇）

影響因素（BHA井身形狀地層鉆頭鉆井工藝參數）

平衡曲率法（鉆頭上側向力等于零時的井眼曲率）極限曲率法（ＫＣ法）三點定圓法各種方法所得結果很接近36二．水平井設計與軌跡控制井眼軌道測量誤差分析誤差來源（防碰和軌跡位置分析）參考方位誤差（儀器0點與實際方位）由于儀器扶正等約束不同引起儀器軸線變化鉆柱磁干擾陀螺框架誤差儀器軸線與井眼軸線（2個，井斜，方位）井身測量誤差儀器精度誤差（2個，井斜，方位）讀值誤差，（2個，井斜，方位）37二．水平井設計與軌跡控制求出概率橢球實例：斜井，井斜30度，方位90度，井身2000米誤差：(0.1，0.5，2，0，0.25，0.001，2，0.5，1，0.2)置信水平：0.95水平橢圓長短軸：48.42米，14.48米38二．水平井設計與軌跡控制（２）常規(guī)水平井軌道控制工藝以轉盤鉆為主的長半徑水平井控制技術（此種井型目前已很少用）中半徑水平井軌道控制技術（常用的井型）直井段打直導向螺桿＋ＭＷＤ完成水平段以上井段軌跡控制地質導向完成水平段控制中短半徑水平井軌道控制技術（多用于打側鉆水平井）39二．水平井設計與軌跡控制７、套管內側鉆水平井技術（1）井眼剖面選擇單增斜三段制剖面，進尺少，施工方便。通常都是三維設計

柱面法40二．水平井設計與軌跡控制三維空間曲線線法41二．水平井設計與軌跡控制（2）側鉆點的選擇側鉆點應盡量選得深一點。側鉆點以上的套管應完好、無變形、破裂和漏失，以確保施工順利。側鉆水平井開窗井段應選擇固井質量好，易定向造斜的井段，避開易塌、易漏等復雜地層。無論采用段銑或斜向器開窗，開窗點應選在套管中部，避開接箍和扶正器。（3）井眼曲率選擇中半徑設計剖面，即造斜率控制在8°/30米到20°/30米之間，只要條件許可，一般應選中半徑設計剖面42二．水平井設計與軌跡控制中短半徑水平井剖面，造斜率控制30°/30米到70°/30米之間，由于受原井網井距的限制，造斜點到水平段的靶前位移較小，一般為幾十米。（4）探油頂段設計（5）開窗工藝選擇段銑：優(yōu)點：工藝技術易掌握，成功率高；可用常規(guī)的測量儀器定向，磁干擾小，有利于井眼軌跡控制。缺點：段銑后需要打水泥塞，時間相對要長一些；若碰上硬地層，一開始側出新井眼較費勁。43二．水平井設計與軌跡控制斜向器開窗：優(yōu)點：如果磨銑工具能一次完成磨銑和將窗口擴大到要求的尺寸，則施工過程相對簡單，起下鉆次數少；側鉆點處的套管固井質量情況和地層的情況對側鉆的影響小缺點：需用陀螺定向；側出新井眼后，在定向過程中有磁干擾。施工的可靠性以及對開窗以后后續(xù)的鉆井過程的安全性差。斜向器開窗主要適用于淺井、地層較疏松的井、原井井下情況復雜、開窗部位存由多層套管和側鉆點處井斜較大的井。段銑開窗工藝技術易掌握，成功率高，因此，在“九五”期間，段銑開窗用得多一點。近年來，由于斜向器開窗工具和工藝的不斷改進和完善，已成為開窗側鉆的主要手段，例如冀東油田目前的側鉆水平井均采用斜向器開窗。44二．水平井設計與軌跡控制（6）側鉆水平井軌跡控制工藝大彎角高造斜率螺桿鉆具在套管內的通過度問題造斜段施工控制工藝，在側鉆工具造斜率的選擇時，一般采用寧高勿低的原則，將扭方位作業(yè)放在井斜較小的造斜初始井段，由于工具的造斜率高，井斜的測量值滯后，在螺桿鉆具的工具面擺放時一定要考慮這一因素。水平段施工控制工藝，由于井眼造斜率高，所以，一般來說不開動轉盤為好。以防產生鉆具事故和損壞昂貴的MWD測斜儀。對于鉆屑床問題，可采用短起下和適當地以低轉速轉動轉盤鉆井，以破壞鉆屑床。451.地質導向的定義2.鉆井技術特征3.作用與特點4.國外簡況5.我國自行研制的CGDS-1地質導向系統6.地質導向在油田的應用實例三.地質導向技術46一般意義上的定義：用隨鉆測量到的地質參數來控制井眼軌跡的走向使用的測量儀器：LWD和帶近鉆頭測量和傳輸的地質導向測量儀器。目前國內的地質導向幾乎全部都是這種形式較為確切的定義用近鉆頭地質、工程參數測量和隨鉆控制手段來保證實際井眼穿過儲層并取得最佳位置。

(特征/手段/

方法

/目的)使用的測量儀器：帶近鉆頭測量和傳輸的地質導向測量儀器。1.地質導向的定義472.地質導向鉆井技術特征把鉆井技術、測井技術及油藏工程技術融合為一體，形成帶有近鉆頭地質參數(伽瑪、電阻率)、近鉆頭鉆井參數(井斜角)及其他輔助參數的短節(jié)用無線信號(電磁波)短傳方式把上述近鉆頭參數傳至MWD，再傳至地面控制系統用地面軟件系統(含地層構造模型、參數解釋和鉆井設計控制三個主要模塊)適時做出解釋與決策，實施隨鉆控制483.作用與特點具有隨鉆辨識油氣層、導向功能強的特點是一項直接服務于地質勘探的隨鉆技術，提高探井鉆遇率(增儲)適合于復雜地層、薄油層鉆進的開發(fā)井，提高產量和采收率494.國外簡況目前國外僅有Schlumberger和BakerHughes公司擁有此項技術。國際第三大石油技術服務公司Halliburton目前也不掌握此項尖端技術，但正在積極進行開發(fā)。50有資料表明，地質導向鉆井系統問世后，在19931995年的3年中，已被13家公司用于歐洲和非洲6個國家的近50口井，累計進尺超過20英里(32187m)，取得了顯著技術效果和重大經濟效益。IDEAL系統已在北海獲得了成功應用，鉆成幾口復雜的水平井在墨西哥灣的某一油田，先前所鉆8口井的總產量僅為923桶/天；后來，Anadrill公司應用地質導向技術在該油田鉆成一口高質量的水平井，日產原油達1793桶，使這一枯竭的油田得以重新復活4.國外簡況514．國外簡況

Schlumberger的地質導向系統簡介(2)GeoSteering–GST實時近鉆頭測量(離鉆頭<2米)

伽馬，電阻率，井斜實時鉆頭電阻率(測量鉆頭前方電阻率)實時方位性測量(測量井眼上下方)伽馬，電阻率IntegratedDrillingEvaluationandLogging（1）IDEAL系統總體52GeoSteering–GST

實時近鉆頭測量(離鉆頭<2米)

伽馬，電阻率，井斜實時鉆頭電阻率(測量鉆頭前方電阻率)實時方位性測量(測量井眼上下方)伽馬，電阻率只限于8?“井眼只適用于水性泥漿53GeoSteering–GST

高油藏鉆遇率(>90%)

增加有效瀉油面積，提高水平井產量

井眼軌跡位于油藏最佳位置井身定位于物性較好的油藏部分井眼軌跡保持在油水界面安全距離之上進一步提高水平井產量

井眼軌跡平滑過大的起伏會影響生產和可能帶來完井和水錐等問題54常規(guī)LWD導向工具面臨的挑戰(zhàn)

應該向哪個方向鉆進?

是否已鉆達目的層?

是否在目的層內鉆進?與常規(guī)LWD的區(qū)別與聯系15~22m向上?繼續(xù)?向下

?常規(guī)LWD導向工具測量點通常位于鉆頭之后較遠的位置，很難保證鉆頭始終在薄油層中鉆進。55與常規(guī)LWD的區(qū)別與聯系鉆頭電阻率鉆頭電阻率鉆頭電阻率鉆頭電阻率鉆頭電阻率方位電阻率,方位伽馬,井斜,工具面方位電阻率,方位伽馬,井斜,工具面方位電阻率,方位伽馬,井斜,工具面方位電阻率,方位伽馬,井斜,工具面方位電阻率,方位伽馬,井斜,工具面56及時發(fā)現斷層57及時發(fā)現地層傾角變化58常規(guī)測量的局限性ScenarioAScenarioB??59隨鉆方位性測量60近鉆頭實時井斜測量更能精確的控制

和優(yōu)化井眼軌跡61GeoSteering

應用成果

PhilipsChina2002Jan1.5m薄沙層鉆前設計實際結果斷層傾角變化62CGDS-I近鉆頭地質導向鉆井系統由3個子系統組成：1.CGMWD

新型正脈沖無線隨鉆測斜儀2.CAIMS＋WLRS

測傳馬達及無線接收系統3.CFDS

地面信息處理與決策系統5CGDS-I近鉆頭地質導向鉆井系統構成地面系統CFDSCGMWD數據連接總成馬達地面可調彎外殼近鉆頭自然伽馬鉆頭電阻率接收線圈下穩(wěn)定器鉆頭井下無線短傳方位電阻率發(fā)射線圈上穩(wěn)定器短傳接收線圈近鉆頭井斜傳感器CAIMSWLRS63CGDS-I與國外同類產品的技術比較

1.CGDS-I與6-3/4NaviGator對比對比項目CGDS-I6-3/4

NaviGator工具外徑mm

165(最大處190)171.45適用井眼mm216244216251BHA類型彎殼體導向測傳馬達彎殼體導向測傳馬達馬達類型

AKO

AKO馬達轉速r/m10017890220馬達排量L/S11.528/47.33356.7輸出轉矩Nm32003650馬達壓降MPa3.23.2彎角范圍()02.5

造斜率/30m011(15)08(15)64(1)CGDS-I與6-3/4NaviGator對比對比項目CGDS-I6-3/4

NaviGator脈沖發(fā)生器正脈沖正脈沖近鉆頭傳感器

、G、R

、G、R信號傳輸方式電磁波有線(因AKO在下)離鉆頭距離

2.3

4.06G離鉆頭距離

2.15

4.36R離鉆頭距離

1.5

4.76下穩(wěn)定器離鉆頭距離m

0.945

1.16最高工作溫度，C

125(150)

125(150)彎馬達總長m

8.33約1314彎點離鉆頭距離m

3.33約2.34CGDS-I與國外同類產品的技術比較65CGDS-I與國外同類產品的技術比較0.0m1.5鉆頭電阻率1.97方位電阻率2.3井斜/工具面自然伽馬2.153.33

AKO(02.5)

(2)CGDS-I與GeoVISION6對比66對比結論:近鉆頭參數傳感器到鉆頭的距離指標，CGDS-I和Schlumber公司的GeoVISION6基本相當CGDS-I與國外同類產品的技術比較67CGDS-I系統的整體性能及現場應用

CGDS-I近鉆頭地質導向鉆井系統總體技術指標項目指標外徑

165mm最大外徑190mm井眼尺寸216244mm(8-1/29-5/8)造斜能力

中、長半徑傳輸深度大于4500m最高工作溫度

125C脈沖發(fā)生器類型泥漿正脈沖上傳傳輸速率

5bit/s短傳數據率

200bit/s連續(xù)工作時間

200h(1)CGDS-I系統的整體性能

68

CGDS-I近鉆頭地質導向鉆井系統總體技術指標(續(xù))項目指標近鉆頭測量參數鉆頭電阻率，方位電阻率，

方位伽馬，井斜角，工具面角最高耐壓

140MPa最大允許沖擊

10000m/s2(0.2ms,1/2sin)最大允許振動

150m/s2(10200Hz)馬達流量

1628L/s馬達壓降

3.2Mpa鉆頭轉速

100178r/min馬達工作扭矩

3200Nm馬達最大扭矩

5600Nm推薦鉆壓

80kNCGDS-I系統的整體性能及現場應用(1)CGDS-I系統的整體性能

69

CGDS-I近鉆頭地質導向鉆井系統總體技術指標(續(xù))項目指標最大鉆壓

180kN馬達輸出功率

33.559kW鉆頭電阻率傳感器位置距馬達底面距離

1.23m方位電阻率傳感器位置距馬達底面距離

1.7m方位伽馬傳感器位置距馬達底面距離

1.88m井斜與工具面?zhèn)鞲衅魑恢镁囫R達底面距離

2.02mCAIMS長度

8.33mWLRS長度

1.94mCGMWD長度

7.83mCGDS-I總長度

18.1mCGDS-I系統的整體性能及現場應用(1)CGDS-I系統的整體性能

70CGMWD測量參數與性能指標項目測量范圍精度方位角0360井斜角6時±1；

井斜角36時±1.5；井斜角03時±2井斜角0180±0.15°工具面角0360井斜角6時±1.5；

井斜角36時±2.5；井斜角03時±3溫度01502.5C抗震動200m/s2

隨機51000Hz抗沖擊4900m/s21ms半正弦最高耐壓140MPa最大工作溫度125C最大含砂量1%最大狗腿度10/30m(旋轉)，20/30m(滑動)最大鉆頭壓降不限CGDS-I系統的整體性能及現場應用(1)CGDS-I系統的整體性能

71鉆頭電阻率技術指標水基泥漿測量范圍

0.22000-m測量精度

0.1-m(電阻率≤2-m)

8%FS(2-m<電阻率≤200-m)

15%FS(電阻率>200-m)垂直分辨率典型值1.8m(6ft)探測深度

0.45m(18in)工作溫度

125C工作壓力

140MPa油基泥漿測量范圍

0.22000-m測量精度

0.1-m(電阻率≤2-m)

7%FS(2-m<電阻率≤200-m)

12%FS(電阻率>200-m)CGDS-I系統的整體性能及現場應用(1)CGDS-I系統的整體性能

72方位電阻率技術指標水基泥漿測量范圍

0.2200-m測量精度

±0.1-m(電阻率≤2-m)

±8%FS(電阻率>2-m)垂直分辨率典型值0.1m(4in)探測深度

0.3m(12in)工作溫度

125C工作壓力

140MPaCGDS-I系統的整體性能及現場應用(1)CGDS-I系統的整體性能

73自然伽馬測量技術指標項目精度測量范圍

0250API精度最大值的±3%靈敏度不劣于4API/cps最高測量速度

30m/h分層能力

20cm統計起伏(100API地層，鉆速為60ft/h)

±3API近鉆頭井斜、工具面技術指標項目范圍精度工具面角測量0360±0.4井斜角測量0180±0.4CGDS-I系統的整體性能及現場應用(1)CGDS-I系統的整體性能

742004年，3只脈沖發(fā)生器進行了30余口井的應用平均每只脈沖發(fā)生器下10口井；平均累計工作時間800h/只；平均無故障累計工作時間約為160h；

無故障最長累計工作時間約為500h；

最短的工作時間約為4h。2005年，5只脈沖發(fā)生器進行了20余口井的應用平均每只脈沖發(fā)生器下4口井；平均無故障累計工作時間約為400h；

無故障最長累計工作時間約為550h以上。正脈沖發(fā)生器2年來在油田50余口，應用舉例(2)CGDS-I系統的現場應用

1)CGMWD正脈沖無線隨鉆測量系統現場應用75實驗結果：取得了鉆頭電阻率、側向電阻率、自然伽瑪、近鉆頭處鉆柱內壓力和儀器艙體溫度5條隨鉆測井曲線壓力和艙體溫度曲線性能優(yōu)異鉆頭電阻率和側向電阻率曲線與該井的測井曲線符合程度非常高，同時表現出一些電纜測井儀器所不具備的性能2)近鉆頭電阻率現場實驗(2)CGDS-I系統的現場應用76實驗目的：系統功能性實驗實驗時間：2005.12.29~2006.1.9實驗井位：冀東油田高3102平臺高59-51井實驗井隊：華北油田鉆井二公司50521隊實驗井段：1542m~1592m，

復合鉆進和滑動定向造斜井段實鉆進尺：50m工作時間：25h鉆進時間：11.5小時3)CGDS-I系統第1次現場實驗簡況(2)CGDS-I系統的現場應用77實驗結果

(1)在實驗的鉆進過程中，近鉆頭地質參數(鉆頭電阻率、方位電阻率、自然伽馬)和近鉆頭工程參數(井斜、工具面)經無線電磁波發(fā)射方式成功短傳至測傳馬達上部的數據接收短節(jié)，進一步經CGMWD上傳至地面，同時上傳的MWD參數有井斜、方位、工具面和井下溫度等參數，并實現成功的解碼和正確的數據處理。實驗取得成功。

(2)

隨鉆測量數據與實驗井電纜測井數據對比，隨鉆測量數據比較理想。

(3)

測傳馬達的實鉆造斜率(3.46/30m)與設計值(3-4/30m)非常吻合。3)CGDS-I系統第1次現場實驗簡況(2)CGDS-I系統的現場應用7879實驗目的：A.進一步考核系統的功能B.系統性能綜合測試C.用戶技術人員參與現場實驗，熟悉系統的操作，為下一步的產品移交和培訓奠定基礎實驗時間：2006.04.10~2006.04.15實驗井位：冀東油田高29-15井實驗井隊：中原油田鉆井四公司32612井隊3)CGDS-I系統第2次現場實驗簡況(2)CGDS-I系統的現場應用

80實驗概況系統共下井2次從井深1705m處開始鉆進，至1916m處實驗結束復合鉆進穩(wěn)斜井段211m系統工作時間58h入井工作47h鉆進時間18.5h3)CGDS-I系統第2次現場實驗簡況(2)CGDS-I系統的現場應用

81實驗結果和認識A.工程參數(井斜、方位、工具面等)測量穩(wěn)定、可靠，與定向服務單位的有線隨鉆測量數據一致性很高B.實時上傳的數據所顯示的可能為儲層井段，與氣測結果具有油氣顯示的井段吻合較好C.回放的近鉆頭電阻率、方位電阻率和方位自然伽馬數據曲線穩(wěn)定，且有良好的對應關系3)CGDS-I系統第2次現場實驗簡況(2)CGDS-I系統的現場應用

82實驗結果和認識D.回放數據曲線所反映的儲層井段，與氣測結果具有油氣顯示的井段基本一致E.螺桿馬達的工作性能良好，最高鉆速可達2m/minF.近鉆頭隨鉆測量的優(yōu)越性得到充分體現3)CGDS-I系統第2次現場實驗簡況(2)CGDS-I系統的現場應用

83地質監(jiān)督提供的信息：兩口鄰井顯示，在井深1907m左右層位，有2m厚的油層。其中一口井射孔后，日產油100t；另一口為G29-14井，與該實驗井(G29-15井)井口相距5m，該井還未采油在該層位氣測無顯示，電纜測井為疑似點，無法解釋，希望通過我們的近鉆頭測量提供進一步的信息回放曲線顯示：在井深1907m附近2m厚的井段，近鉆頭電阻率和方位電阻率明顯升高，方位自然伽馬明顯降低，而且數據對應得很好對該層位的定論，有待以后同該井的地質監(jiān)督和相關測井技術人員討論決定3)CGDS-I系統第2次現場實驗簡況(2)CGDS-I系統的現場應用

84對曲線的說明:鉆頭電阻率測點距鉆頭底面約為0.75m；方位電阻率和伽馬的測點距鉆頭底面約為2m；曲線沒有進行精確的深度對準操作。

鉆頭電阻率

方位電阻率

方位自然伽馬在井深1907m附近的數據曲線85實驗結果和認識G.通過與電纜測井曲線的對比，得到以下結論隨鉆方位電阻率探測深度與電纜測井雙側向相當隨鉆方位電阻率分辨率與電纜測井微球聚焦接近在砂巖層隨鉆方位電阻率測量值高于雙側向，在泥巖中與雙側向一致隨鉆自然伽馬測量值與電纜測井吻合3)CGDS-I系統第2次現場實驗簡況(2)CGDS-I系統的現場應用

86－深側向－淺側向－微球聚焦－鉆頭電阻率－方位電阻率－濾波后方位電阻率－電纜測量自然伽馬－隨鉆自然伽馬－濾波后隨鉆自然伽馬87－深側向－淺側向－微球聚焦－鉆頭電阻率－方位電阻率－濾波后方位電阻率－電纜測量自然伽馬－隨鉆自然伽馬－濾波后隨鉆自然伽馬88－深側向－淺側向－微球聚焦－鉆頭電阻率－方位電阻率－濾波后方位電阻率－電纜測量自然伽馬－隨鉆自然伽馬－濾波后隨鉆自然伽馬89實驗結論A.本次實驗取得成功B.進一步考核了系統的功能C.在系統性能實驗方面取得了突破性進展3)CGDS-I系統第2次現場實驗簡況(2)CGDS-I系統的現場應用

906.地質導向在油田的應用實例

近鉆頭方位地質導向GeoSteering技術實時近鉆頭測量(離鉆頭<2米)：伽馬，電阻率，井斜實時鉆頭電阻率(測量鉆頭前方電阻率)實時方位性測量

(測量井眼上下方)：伽馬，電阻率實時方位密度和中子

(測量井眼上下左右方)：實時確認井眼軌跡和地層的關系實時地層傾角計算和更新只限于8?“井眼只適用于水性泥漿91實鉆井眼軌跡設計井眼軌跡塔中40-H7實例分析92塔中40-H7實例分析93下方密度上方密度井眼軌跡密度成像滑動鉆進井深4700m上下方密度顯示井眼軌跡已碰油層底邊,調整井眼軌跡造斜鉆進,更新INFORM地質導向模型慢速碰底快速離開塔中40-H7實例分析94碰頂碰底碰頂井深4900m上下方密度顯示井眼軌跡靠油層頂邊,井深4940m靠油層底邊,井深4970m再靠油層頂邊–油層變薄?夾層?塔中40-H7實例分析95油層油層干層塔中40-H7實例分析油層鉆遇率87.5%96塔中40-H7地質導向應用成果水平段長570m,有效油層鉆遇498m,鉆遇率達87.5%方位密度在水平段多個點清楚的辨認油層界面,為INFORM模型實時地層傾角更新提供更準確的信息,使達到追蹤油層鉆進的目的利用方位密度鉆遇約400m的優(yōu)質油層(低密度高孔隙度)純鉆時間75.5小時，平均機械鉆速7.22米小時,單日最多進尺達148m完鉆垂深和設計垂深對比大于5m(4313.5mvs4319.15m)971230.6-1.2m1.5-1.7m哈得4油田薄砂層油藏，埋深大于5000.0m98井身結構：2層軌跡控制：FEWD地質導向系統鉆井液：聚磺混油完井方式：主要以篩管完井初期產油：94噸/天FEWD應用實例：HD1-1H井哈得4油田塔里木水平井應用情況99中子空隙度曲線電阻率曲線機械鉆速曲線油層水層井眼軌跡利用FEWD進行地質導向，可以控制井眼軌跡在超薄油層的最佳位置鉆進FEWD與電纜測井曲線相當吻合FEWD應用實例：HD1-1H井哈得油田塔里木水平井應用情況100引進FEWD地質導向系統，完成了先導實驗井HD1-1井（2000年）作業(yè)，取得成功采用井網優(yōu)化技術，布雙臺階水平井14口，用FEWD作業(yè)6口不斷實踐、總結，形成了具有塔里木特色常規(guī)條件下的地質導向技術，完成雙臺階水平井15口伴隨著東河砂巖的水平井開發(fā)，目前共完成各類水平井69口，其中雙臺階水平井30口2000年2001年2002年2003－2004年技術發(fā)展歷程哈得油田塔里木水平井應用情況101造斜點以下定向井段使用MWD+導向鉆具進行井眼軌跡監(jiān)測

與控制探油頂段以下井段使用LWD+導向鉆具進行井眼軌跡監(jiān)測控

制和地質導向井眼軌跡控制技術冀東油田水平井全部用LWD實現地質導向102采用LWD+導向鉆具，利用LWD的伽瑪和電阻率曲線，結合巖屑、氣測和熒光定量分析錄井資料，及時發(fā)現地層變化，及時調整井眼軌跡，及時發(fā)現油層，準確順利著陸。油頂油頂LWD隨鉆測井曲線圖水平段著陸控制103著陸后，仍采用LWD+導向鉆具，利用LWD的伽瑪和電阻率曲線，時時研究地層變化，采用短井段、勤調整、小調整的措施及時調整井眼軌跡，追蹤油層。進目的層深淺重合距層面2米以上開始靠近層面水平段控制104

1、水平井初期單井產量為常規(guī)定向井的2.1-4.2倍，水平井已累計新建原油生產能力45×104t以上，成為油田開發(fā)主導技術之一。

2、水平井生產井數僅占油田生產總井數的13.6%，而日產油量一度占油田日產量的三分之一，2005年10月為24％。冀東油區(qū)投產水平井數、產量變化曲線105四.特殊工藝井技術

1、大位移井鉆井技術

2、分支水平井技術簡介106

大位移井的定義大位移井的極限國際上大位移井發(fā)展概況、指標和效益大位移井的工藝特點、難點與對工具、裝備的要求大位移井特殊工具簡介大港趙東合作區(qū)2005年兩口大位移井大港某區(qū)塊大位移井開發(fā)方案設計簡介大位移井鉆井技術1071.大位移井的定義已鉆大位移井包絡線圖H

/

V=1=3=5=2水平位移(H)/垂直深度(V)＞2大位移井鉆井技術108按有關大位移井包絡線圖理解：水垂比在1—2之間最多，大于4575米無大位移井垂深1525米內（淺），位移在4575米以內較多垂深3050米內（中深），位移在7625米以內較多垂深4575米內（深），位移在6100米以內從原定義，垂深超過3050米，即無大位移井從施工的角度看，隨垂深的增加，特別是超過3000米，許多水垂比在1—2的井已具有大位移井的特點大位移井鉆井技術1092.大位移井的極限大位移井的限制因素工程方面頂驅扭矩最大立管壓力鉆柱強度其他（泵，屈曲，套管磨損…），屬于設計和施工中要考慮的地質方面油藏特性鉆遇地層的特性3個壓力井眼穩(wěn)定大位移井鉆井技術1102.大位移井的極限前提

鉆機鉆桿

鉆機最大地面扭矩（kft.lb）最高泵壓（psi）普通455000大657500外徑規(guī)格緊扣扭矩（kft.lb）屈服值（klb）65/8

?S-13544.288100051/2

?S-13546.56787000大位移井鉆井技術1112.大位移井的極限1525米（5000ft）淺大位移井KOP30米，造斜率3.5/30米133/8?

表套下到垂深701米（2300ft）95/8

?

套管下到垂深1464米（4800ft）7?尾管下到垂深1525米（5000ft）121/4?

和81/2?

井眼用油基鉆井液,摩租系數選取如下：作業(yè)套管內裸眼121/4?旋轉鉆井0.170.15121/4?滑動鉆井0.100.17下95/8?套管0.30.2881/2?旋轉鉆井0.2681/2?滑動鉆井0.180.11下7?尾管0.180.31122.大位移井的極限從上表可看出，對淺大位移井用普通鉆機，受滑動方式鉆井模式的制約，用常規(guī)大位移井鉆井技術所能鉆達的最大位移是6720米（22000ft）用大鉆機且采用旋轉方式鉆井，受最大扭矩和超提100klb鉆柱屈服強度的制約，僅從工具和設備的能力考慮，所能鉆達的最大位移為14335米（47000ft）作業(yè)限制條件能鉆達的極限米（ft）121/4?滑動鉆井鉆柱重量=07015（23000）81/2?滑動鉆井鉆柱重量=06710（22000）下95/8?

套管鉆柱重量=07015（23000）下7?

尾管鉆柱重量=07625（25000）121/4?旋轉鉆井扭矩=45（kftlb）12200（40000）121/4?旋轉鉆井壓力=5000psi11285（37000）121/4?旋轉鉆井鉆柱重量=018300（60000）81/2?旋轉鉆井扭矩=45（kftlb）10370（34000）81/2?旋轉鉆井壓力=5000psi13420（44000）81/2?旋轉鉆井扭矩=65（kftlb）14335（47000）81/2?旋轉鉆井壓力=7500psi15250（50000）121/4?井口超提100kib屈服值=80%17690（58000）81/2?井口超提100kib屈服值=80%14335（47000）1132.大位移井的極限3050米（10000ft）中深大位移井KOP450米，造斜率2.5/30米133/8?

表套下到垂深1525米（5000ft）95/8

?

套管下到垂深2745米（9000ft）7?尾管下到垂深3050米（10000ft）作業(yè)套管內裸眼121/4?旋轉鉆井0.270.13121/4?滑動鉆井0.130.17下95/8?套管0.240.4081/2?旋轉鉆井0.1881/2?滑動鉆井0.130.16下7?尾管0.230.31142.大位移井的極限作業(yè)限制條件能鉆達的極限米（ft）121/4?滑動鉆井鉆柱重量=010980（36000）81/2?滑動鉆井鉆柱重量=014945（49000）下95/8?

套管鉆柱重量=08235（27000）下7?

尾管鉆柱重量=012200（40000）121/4?旋轉鉆井扭矩=45（kftlb）7625（25000）121/4?旋轉鉆井壓力=5000psi14335（47000）121/4?旋轉鉆井扭矩=65（kftlb）13420（44000）81/2?旋轉鉆井扭矩=45（kftlb）12200（40000）81/2?旋轉鉆井壓力=5000psi9760（32000）121/4?井口超提100kib屈服值=80%13115（43000）81/2?井口超提100kib屈服值=80%16165（53000）從上表可看出

對普通鉆機而言，12??井眼旋轉鉆井受扭矩限制，最大位移為7625米，此時，下套管也較困難選用大鉆機可達13115米，此時121/4?井口超提100kib時，鉆柱的強度極限成為制約因素1152.大位移井的極限4575米（15000ft）深大位移井KOP390米，造斜率2/30米133/8?

表套下到垂深1982米（6500ft）95/8

?

套管下到垂深3355米（11000ft）7?尾管下到垂深4575米（15000ft）作業(yè)121/4?

套管內裸眼121/4?旋轉鉆井0.170.21121/4?滑動鉆井0.170.21下95/8?套管0.170.2181/2?旋轉鉆井0.170.2181/2?滑動鉆井0.170.21下7?尾管0.170.211162.大位移井的極限作業(yè)限制條件能鉆達的極限米（ft）121/4?滑動鉆井鉆柱重量=011895（39000）81/2?滑動鉆井鉆柱重量=016165（53000）下95/8?

套管鉆柱重量=017385（57000）121/4?旋轉鉆井扭矩=45（kftlb）9150（30000）121/4?旋轉鉆井壓力=5000psi8845（29000）121/4?旋轉鉆井扭矩=65（kftlb）14030（46000）121/4?旋轉鉆井壓力=7500psi14640（48000）81/2?旋轉鉆井扭矩=45（kftlb）8845（29000）81/2?旋轉鉆井壓力=5000psi8540（28000）81/2?旋轉鉆井扭矩=65（kftlb）15555（51000）81/2?旋轉鉆井壓力=7500psi14945（49000）121/4?井口超提100kib屈服值=80%16775（55000）81/2?井口超提100kib屈服值=80%4270（14000）從上表可看出

對普通鉆機而言，在深大位移井中，由于鉆柱拉力的增加，受81/2?超提100klb時鉆桿屈服強度的限制，最大位移僅為4270米選用大鉆機可達14030米，此時受121/4

?鉆井過程中扭矩的限制，如預期的那樣，滑動鉆井時的摩阻和下套管時的阻力已不象淺大位移井中那么嚴重1172.大位移井的極限隨井深增加，制約因素由滑動摩阻轉為鉆柱強度98年和2003年4575米（15000ft）以上大位移井統計在下一步，開展減摩、井眼清潔、井下實時情況分析等方面的研究、改進和實踐，提高可靠性使10000米位移的大位移井成為一種常規(guī)技術下一個目標是15000米的大位移井位移4575-6100米15000-20000ft6100-7625米20000-25000ft7625-9150米25000-30000ft9150米以上30000ft以上到1998711451（10728M米）到20037817103（10728米

10583米

10728米）118

3.國際上大位移井發(fā)展概況、指標和效益用大位移井擴大控油面積，提高效益：(1)大位移井的作用

節(jié)省平臺，減少井數

開發(fā)主油田群附近的小油田

海油陸采(探)，減少人工島或平臺，保護環(huán)境119節(jié)省平臺，減少井數8公里3.2公里3.2公里120開發(fā)主油田群附近的小油田西江24-3西江24-1121海油陸采(探)，減少人工島或平臺，保護環(huán)境122

3.國際上大位移井發(fā)展概況、指標和效益(2)國際領先水平和發(fā)展趨勢（到2003年）完成時間水平位移(m)測量深度（m）垂深（m）位移/垂深比值作業(yè)者井名(地區(qū))19905006620026981.86Statoil33/9C10

(挪威北海)19916086725026962.26Statoil33/9C3

(挪威北海)19937290871627882.6Statoil33/9C-2

(挪威北海)19947853932727602.85Statoil30/6C-26A

(挪威北海)19958035871516075BPM5(英國WytchFarm)19978063923829862.7Phillips24-3-A14(中國南海西江)1998101141065616506.13BPM-11(英國WytchFarm)大位移井國際領先水平123(3)我國自營鉆井技術的情況

油田名稱水平位移(m)位移/垂深比值完成時間QK18-1-4DS2669*0.82

QK18-1-4D25400.75

QK18-1-P426240.84

大港油田張17-1井22790.761991大港油田趙東F-1井26150.791996大港油田紅9-1井16681.461997冀東樂8×1井20001.231997

冀東BX-3×1井3056.91.252002.6

3.國際上大位移井發(fā)展概況、指標和效益124

3.國際上大位移井發(fā)展概況、指標和效益(3)我國自營鉆井技術的情況油田名稱水平位移(m)位移/垂深比值完成時間勝利油田樁斜314井2000

0.76

1998P3036971.82

1999P3135211.69

P32H36371.95P3336531.78QHD32-6-A25H22512.03QHD32-6-A26H29902.01125

3.國際上大位移井發(fā)展概況、指標和效益(4)大位移井效益舉例

地區(qū)原開發(fā)方案大位移井方案經濟效益時間美國加州

Pedernales

油田在lrene平臺西北3.2km建第二個平臺節(jié)省1億美元1991挪威Statfjord

油田北塊水下開發(fā)費用為1.5億美元三口大位移井，節(jié)省4.5千萬美元1993挪威Oseberg

油田兩個平臺間距15km，水下方案2.7千萬美元節(jié)省3.2百萬美元，采收率提高到64%1995英國南部

WytchFarm

油田建人工島海油陸采，節(jié)省1.5億美元，提前3年投產1996126QK17-2油田節(jié)省工程費用近４000萬歧口17-2油田東區(qū)實例:3km2，油488萬噸4口大位移井，1.59億6口定向井+1個平臺，1.99億127從1999.6.252000.2.28止，累計產油83831噸，產氣919萬m3，估算折合人民幣12077萬元，8個月收回該油田成本15971萬的75%原計劃平均日產213噸(年產6.4萬噸)，由于采用大位移水平井開發(fā)，現平均日產419噸(可達年產12.57萬噸)，比計劃增長96%采用大位移水平井開發(fā)，油井產量提高近一倍QK17-2油田投產情況128

由此引發(fā)突出的重力效應(核心問題)和一系列工藝難點，也導致了一系列特殊井下工具、儀器與地面裝備。

井斜角大(max一般在70以上)

井段長(尤其是穩(wěn)斜段長)

很顯然，大位移井有兩個基本特點：4.大位移井的工藝特點、難點與對工具、裝備的要求129大位移井大井斜長井段重力效應大大摩阻套管磨損大滑動鉆進困難加鉆壓困難鉆速慢巖屑堆積井下事故鉆時長井壁垮坍長穩(wěn)斜裸眼段下套管困難軌跡測量難控制困難井身質量差ECD增加，泥漿密度窗口變窄130

對裝備的要求，選好鉆機和頂驅，提高處理井下復雜情況的能力選好鉆井泵，確保安全施工固控系統，保證達到相應的鉆井液設計要求合理的鉆柱選擇，以滿足強度、給鉆頭加壓、水力參數、提高井眼凈化等方面的要求4.大位移井的工藝特點、難點與對工具、裝備的要求1314.大位移井的工藝特點、難點與對工具、裝備的要求對井下工具、儀器選好井下工具，保證鉆頭加上足夠鉆壓，減少摩阻與套管磨損，實現快速鉆進選好鉆井液，減少摩擦，增大攜屑能力根據井眼情況和對數據的要求，選擇相應的測量儀器和相應的下入方法132（1）.變徑穩(wěn)定器（2）.旋轉導向系統（3）.減摩接頭5.大位移井特殊工具簡介133通過遙控(或井下自控)方式，調整穩(wěn)定器的外徑，從而調整BHA的力學特性，達到不起下鉆調整井斜角的目的，節(jié)約輔助時間。(1)功能（1）.變徑穩(wěn)定器(遙控/閉環(huán))134（2）.旋轉導向鉆井系統是一個井下閉環(huán)變徑穩(wěn)定器與測量傳輸儀器(MWD/LWD)聯合組成的工具系統，以旋轉鉆進方式，可以自動調節(jié)井斜和方位，造斜能力一般為8/30m以下(長半徑范圍)，特別適合用來鉆大位移井的長穩(wěn)斜段。(1)功能135（2）.旋轉導向鉆井系統BakerHughes：AutoTrack(RCLS)RotaryClosedLoopDrillingSystemShlumberger：PowerDriveSystemSppery-Sun:Geopilot(2)典型產品介紹136（2）.旋轉導向鉆井系統以旋轉方式鉆進，減少滑動摩阻，提高鉆深能力井眼光滑，減少事故因素穩(wěn)定器的活塞按程序交替引縮，可較好地控制井眼方向適合于鉆大位移井穩(wěn)斜段，鉆速較快不適于鉆中曲率井段及應急調整導向特性和優(yōu)點(以AutoTrak為例)在滑動方式達到大位移井的極限時，可利用該技術更大實現更大位移的大位移井137（３）.減摩接頭(1)功能接入鉆柱串中，使鉆柱在其中旋轉，而接頭與套管無相對轉動，避免了鉆柱對套管的直接磨損，保護了套管和鉆柱。由于大位移井摩阻大，井段長，作業(yè)時間長，磨損問題十分突出。138（３）.減摩接頭(2)典型產品非旋轉鉆桿護箍(NRDPP)鉆桿軸承短節(jié)(DPBS)低扭矩短節(jié)低扭矩鉆桿DSTR短節(jié)ROTOTECFRICTIONREDUCERS139（３）.減摩接頭(3)應用效果(以NRDPP為例)要安裝在彎曲井段的側向接觸點處，形成新支點合理選型，工具接頭外徑要大于鉆桿接頭外徑。如5DP(接頭6-5/8)，應選7-1/4(NRDPP)套裝在距鉆桿公扣0.61m處實際溫度限制＜350F(176.7C)標準側向載荷＜2000lb(8.9kN)可使摩擦扭矩減少10~30%，減少套管/鉆柱磨損減少鉆柱振動(裝10%護箍，減少鉆桿渦動10%)140C39設計與實際對比數據設計鉆井周期開鉆時間設計井深造斜點水垂比25.10d7/17/20054092/1356.30m90m2.62實際鉆井周期開鉆時間實際井深造斜點水垂比16.83d7/17/20054193/1357.99m90m2.656、大港趙東合作區(qū)2005年兩口大位移井1416、大港趙東合作區(qū)2005年兩口大位移井142C42-ERD鉆井數據日期時間作業(yè)內容用時備注2005年8月18日0:00-8月19日24:00開始作業(yè)到一開作業(yè)完畢2天注水井9月3日22:00-9月13日2:00二開作業(yè)完10天4小時9月13日20:00-9月16日0:00三開作業(yè)完3天井深/垂深（m）井斜（°）水平位移（m）水垂比鉆井周期/建井周期4620/138886.339752.86:115天2小時/19天井身結構程序鉆頭鉆深(m)套管下深(m)一開17-1/2″75313-3/8″748二開12-1/4″32039-5/8″3199三開8-1/2″46207″(尾管)3107-4609.906、大港趙東合作區(qū)2005年兩口大位移井143

6、大港趙東合作區(qū)2005年兩口