大港油田水平井钻井技术

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1、大港油田水平井钻井技术大港油田集团钻井工程公司二〇〇六年三月三十日10大港油田水平井钻井技术自1992年以来，大港油田先后完成了长、中、短半径水平井37口，其中：常规水平井33口；侧钻水平井2口；分支水平井2口。较好地完成了国家级长、中、短半径水平井的技术攻关任务，并获得了石油天然气总公司第五次科技大会重大科技进步奖。一、大港油田水平井的发展阶段油田水平井经历了“八五”技术攻关、“九五”推广应用和提高完善三个阶段。“八五”期间，主要进行了长、中、短半径水平井工艺技术的攻关，并在灰岩和低渗透砂岩油气藏的开发上进行了4口井的尝试。“九五”期间，利用

2、水平井技术完成了17口层状砂岩、低渗砂岩、高凝稠油、枯竭式开采、底水油气藏等五种类型油气藏的开发井。2003年以来，通过开展油气藏精细描述和优化完井工艺设计，采用钻井新工艺新技术提高入窗与油层钻遇率，完成了16口水平井，并取得了良好的开发效果。三个阶段水平井实施效果对比如下：产量为常规井3倍以上产量为常规井1倍以下产量为常规井1倍以上10产量为常规井3倍以上产量为常规井1倍以下产量为常规井1倍以上二、“八五”与“九五”期间水平井的主要技术（一）“八五”期间水平井钻井技术1992-1996年，应用MWD长、中、短半径轨迹控制技术；倒装钻具钻压传递

3、技术；混油硅基钻井液井眼润滑、稳定、清洁技术；屏蔽暂堵保护油气层技术；套（尾）管固井射孔、割缝筛管完井技术及钻杆输送测井技术等六项技术完成了4口水平井（主要技术指标见表1），其中：1992年完成的女MH1井是当时我国陆地上最深的水平井；1996年完成的官H2井是当时国内第一口短半径水平井。表1井号完井方式完钻井深（m）最大井斜角(°)水平段长(m)钻机月速(m/台月)机械钻速(m/h)备注女MH1尾管固井362392.12733603.31长半径官H1套管固井234893.42129677.53中半径官H2筛管悬挂1857956374512.9

4、9短半径官H3尾管固井32189312913816.29短半径（二）“九五”期间水平钻井技术1997年—1998年，在“八五”水平井技术攻关的基础上，通过10对层状砂岩、低渗砂岩、高凝稠油、枯竭式开采、底水油气藏等五种气油藏和井位的筛选与优化等地质方面的研究，推广应用水平井钻井技术完成了17口井（见表2）。表2井号完井方式完钻井深(m)水平段长(m)钻机月速(m/台月)机械钻速(m/h)歧H1射孔3108.3185.85112.92女MH2尾管349028411014.86风H1筛管3488250.7713335.13官H4尾管23191888

5、257.66女MH3尾管2813337.1616029.38官50-9KH尾管1970138.7817329.61风H2尾管2698144.4912045.62风H3射孔294726915597.33官H88-44地质报废349015011224.59板H1筛管3560.6351.279164.16歧H2射孔3168.8168.2513486.43官H27-65射孔33921874273.38房H1尾管3713276.7710405.51官H88-50尾管3356.4239.298955.65官H962-4筛管1955210.39105115.

6、4小H1射孔35082826113.97家H1射孔2491314.2315469.58三、“八五”及“九五”期间水平井存在的主要问题虽然“八五”技术攻关和“九五”推广应用，在一定程度上取得了成果，但总体效果并不理想，主要体现在以下几个方面：1、水平井入窗技术落后，存在着没有充分钻遇油层的可能（1）入窗过程：打导眼探油层确定入窗点回填侧钻定向增斜入窗水平段钻进。（2）油层是否钻遇：“八五”和“九五”期间的水平井钻头只能按照预先设定的几何轨迹运行,即钻头跟着设计走！从几何轨迹上10看，虽然入窗了，但这一窗口是否准确位于油层位置、水平段是否偏离油层均

7、难以实时掌握（见图1和图2）。图1图22、油层保护针对性不强，存在着油层被污染的可能10传统屏蔽暂堵保护油气层技术在计算储层平均孔喉直径时是将储层所有孔喉都参加了计算，计算的平均孔喉直径小于储层实际流动的平均孔喉直径，根据这样的计算结果选择的油层保护剂其封堵效果较差，起不到堵塞主要流通孔道的作用，见图3。图33、油层浸泡时间长，不可避免地损害了油层由于必须进行钻杆输送测井、通井、下套管、固井等作业，延长了水平井完井时间，导致油层长时间浸泡损害。四、发展中的水平井钻井技术随着国内外水平井钻井工艺技术与管理的发展，为提高水平井的开发效果，在总结“八

8、五”与“九五”经验与教训的基础上，完成的16口水平井（见表3）推行了以下方面的举措：（一）优化了水平井工作程序在加强组织领导，强化系统论证和整体优化，