塔河油田侧钻井提速提效关键技术

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塔河油田“S”形侧钻定向井钻井技术

２１０１年第９期
西ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ 探矿工程
７３
塔河油田“ ＂侧钻定向井钻井技术Ｓ形
李强，学峰，红伟刘赵
（新疆克拉玛依市采丰实业有限责任公司，新疆克拉玛依８４０）３０８
摘要：对塔河油田无产能老井，者因受地面条件限制而无法实施直井开发的井，用 “ ” 侧针或运Ｓ形
用和完善提供一点有益的经验。
关键词：河油田；Ｓ形井眼；管开窗；钻定向井；井技术塔 “” 套侧钻中图分类号：２３文献标识码：文章编号：Ｏ４５１（０１０一Ｏ７一ＯＴＥ４Ｂ１０— ７６２１）９Ｏ３３近年来，随着定向井、平井钻井工艺技术的发展水分布规律影响最大。２ “” Ｓ形侧钻定向井钻井技术难点
２３轨迹控制的井段过长，．机械钻速低，工周期长，施发生井下复杂和事故的几率增大
从侧钻造斜到完钻，整个轨迹控制井段长达１０ｍ６０左右，而塔河油田三叠系和石炭系地层多以泥岩为主，
田开发的资金投入，而且能够迅速恢复油气井的正常生产，到开发剩余油气的目的。达１适合“ ” Ｓ形侧钻定向井钻井的地质条件 “” Ｓ形侧钻定向井井位或者侧钻方位的选择应建立在精细油臧描述、质研究、维建模以及油藏模拟地三的基础之上，确地定位剩余油藏的平面富集区域和纵准向富集区域，认清油层的储层特性和油水运动规律。并（）１地质资料详尽、准确，油藏处于油气相对发育的部位。实钻资料和地质综合研究证实岩溶残丘、溶斜岩坡和断裂附近是多组裂缝较发育和溶洞发育几率较大的区域。如ＴＫ７Ｘ井钻至目的层奥陶系时，现放４１出空、涌和井漏现象，井完井投产后，高产油气流。获（）２水平渗透率与垂向渗透率之比较大的均质油藏，采用 “ ” 侧钻定向井技术开发，般可取得较好Ｓ形一

塔河12区优快钻井液技术探讨

塔河12区优快钻井液技术探讨发布时间：2023-02-13T02:24:39.124Z 来源：《中国科技信息》2022年9月第17期作者：厉明伟[导读] 水平井一直是勘探油气资源的重要技术手段之一。

厉明伟中石化胜利石油工程有限公司钻井液技术服务中心，山东省东营市 257000摘要：水平井一直是勘探油气资源的重要技术手段之一。

近年来，我国水平井钻井技术发展迅速，为难采储层的开发提供了技术条件。

西北油田的难采储层含有的油气储量是老油区稳产的主要部分，水平井在高效开发低品位储层方面显得尤为重要。

但在一些复杂地层施工时，钻井液漏失、井壁塌陷、气侵和井涌等成为钻井过程中不得不面对的问题。

复杂的地质情况导致机械钻速大幅下降、钻井作业成本迅速增加，因此如何优化施工工艺，减少复杂成为钻井液提速的关键。

本文通过室内实验结合优化现场工艺，实现了12区阶段提速要求。

关键词：塔河12区；钻井液；优快钻井技术一、现状与存在问题塔河12区为西北油田的主要老油区位于南疆油区东北部，地层隆起，上部地层普遍较深，目前施工井主要采用新三级井深结构，井深不到7000米，12区主要面临2大难点：一是二开大井眼快速钻井减少井壁不稳定阻卡，二是主要目的层为奥陶系一间房组，尽可能实现一间房组长裸眼串珠，面临严重井漏、井塌、油气侵、井涌、小钻具摩阻阻大等风险。

如何低成本安全实现钻井提速是本区块的重点难点。

本文将从二开如何提速和三开减少井漏，结合施工井进行钻井液技术探讨。

二、地质情况和工程情况简介2.1地质情况：主要施工地层为第四系、新近系、古近系、白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系、泥盆系、奥陶系，上部地层相对完整，下部地层存在部分缺失。

上部为疏松地层，中部为砂泥岩互层，二叠系含有凝灰岩和英安岩特殊岩性，奥陶系目的为钻遇断层串珠。

2.2工程情况：表1 新三级井深结构三、室内配方研究上部钻进中常出现的复杂为表层垮塌，如果采用粘切过高，经常造成糊井眼，造成短期下阻卡，特殊井段的井壁不稳定问题，需要整体思考，从体系出发，建立体系思维，因此对比分析合适的体系配方对于性能控制非常必要。

塔河油田T759-1井侧钻井技术的应用

＊收稿日期：０１０ —９修回日期：０１０— １２１ —１２２１—１３作者简介：仓有军（９０）男（１７－，汉族）河南中牟人，，助理工程师，现从事石油工程技术及管理工作。
２１０１年第７期
３２二开井段（０．０２４０ｍ）．８３０￣４７．０技术难点
９ห้องสมุดไป่ตู้ ２
西部探矿工程
２１０１年第７期
塔河油田Ｔ５ —１井侧钻井技术的应用７９
仓有军
（北石油局西部工程公司生产技术部，疆轮台４６０）华新１００
摘要：塔河油田白垩系舒善河组，储集和构造条件复杂，有相当部分直井钻成后无产能，有的直井产量递减快，需要重新改造利用。因此侧钻井技术，对此类井的改造，可以节约钻井成本，高单井产提量。针对该类型井的技术难点，采取了有效的对策，缩短了钻井周期，降低了采油成本，老油田挖潜是
的有效途径。
关键词：河油田；井技术；钻井；塔钻侧白垩系舒善河组；ＭＷＤ无线随钻中图分类号：２３文献标识码：文章编号：Ｏ４５１（０１Ｏ一Ｏ９一ＯＴＥ４Ｂ１Ｏ— ７６２１）７Ｏ２３随着老油田的常年开采，井产量逐年下降，使单为了
ＨＰ根＋５Ｐ开孔轻压吊打，ＷＤＸ１５ ” ；Ｄ确保开直，认真处理导管鞋处的水泥环，防止下套管时脱落，造成卡套管。泥浆必须保证有足够的携岩能力和稳定井壁能力，

塔河油田盐层钻井技术

塔河油田盐层钻井技术摘要：塔河油田共有三套盐层，其中以志留系盐层发育最好，该文从承压堵漏技术、钻井液体系转换维护处理技术、盐层水力扩眼技术详细的介绍了在该油田的应用情况。

关键词：承压钻井液扩眼钻井技术塔河油田1承压堵漏技术塔河油田在石炭系巴楚组钻遇70-260米厚度不等的盐膏层，主要以碳酸盐岩→石膏岩→盐岩为主夹泥质岩薄层的一套蒸发岩，盐岩较纯。

盐岩在高温高压下产生塑性蠕变，给钻井和完井造成极大风险。

同时也存在井眼坍塌、剥落掉块，致使井径很不规则及其带来的不稳定因素。

为了控制盐膏层的蠕变速度，提高钻井液密度是有效方法之一。

根据过去已钻几口井情况分析，钻井液密度控制在1.65-1.70g/cm3范围较为理想。

而盐上裸眼井段（3000-5100米）地层压力当量密度小于1.20 g/cm3，为了满足钻盐膏层的要求，对盐上裸眼井段必须作地层承压堵漏试验。

1.1承压堵漏层位依据地质录井资料确定最有可能发生井漏的井段，大致可分为上白垩统（3000-3700米）、三叠系：4300-4500米的中细砂岩和砾状砂岩，4600-4700米细砂岩和地层不整合接触。

5100米左右为双峰灰岩。

实践证明，揭开双峰灰岩再进行地层承压堵漏试验比较理想，因为承压堵漏试验完成后，即进行泥浆转型工作，高密度钻井液对盐上机械钻速有较大影响。

1.2钻井液配方1# 井浆+1.5～2.5%PB-1+1.5～2.5%云母（中）+2～2.5%SQD-98或2～2.5%LD-93+0.05～0.1%AT-1，用于封堵双峰灰岩上下井段。

2# 井浆+1.5～2.5%PB-1+2.5～3.5%CXD或 1.0～1.5%DF-1+2～2.5%云母（中）+25～3.5%LD-93或 2.5～3.5%SQD-98+0.05～0.1%AT-1，用于封堵三叠系井段。

3# 井浆+1.5～2%PB-1+1.5～ 2.5%CXD或1～1.5%DF-1+0.05～0.1%AT-1，用于封堵套管鞋以下井段。

提高稠油区块侧钻井生产效果配套技术

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。

提高稠油区块侧钻井生产效果配套技术

提高稠油区块侧钻井生产效果配套技术摘要：稠油区块侧钻井是一项非常有效的科技，可以提高油田的采油效率。

然而，由于稠油的粘度高、井壁稳定性差等地质条件，侧钻井的生产效果不容易得到保障。

因此，针对这一难点，本文阐述了提高稠油区块侧钻井生产效果的相关技术，包括：稠油薄层剖面改善技术、侧钻井优化设计技术、完井与增产技术。

这些技术可以提高稠油区块侧钻井的采油效率，降低成本，为油田开发提供技术保障。

关键词：稠油区块、侧钻井、生产效果、剖面改善技术、优化设计技术、完井与增产技术Introduction一、稠油薄层剖面改善技术稠油薄层的开发是一个难点。

通常情况下，在稠油薄层开发过程中，要考虑到稠油层的厚度、储量、产能、采收率等因素。

此外，稠油薄层的开发需要用到侧钻井技术。

然而，稠油的粘度高，易造成孔隙度下降，导致开采难度增加。

针对这一问题，可以采用稠油薄层剖面改善技术。

稠油薄层剖面改善技术是指采用改善稠油薄层物性的方法，提高稠油薄层的渗透率，从而降低开采难度，提高采收率，提高侧钻井的生产效果。

常见的稠油薄层剖面改善技术包括：酸化处理、油相渗透剂处理、生物降解剂处理等。

这些技术可以有效减少稠油的粘度，促进稠油的注入和排出，从而提高生产效果。

二、侧钻井优化设计技术侧钻井的优化设计是提高侧钻生产效果的关键技术之一。

通常情况下，侧钻井的设计要考虑多个因素，包括：侧钻井位、侧钻角度、侧钻井长度、完井形式等等。

其中，侧钻井位的选择是非常重要的，选择合适的位置可以在保证钻井质量的情况下，提高侧钻井的采收率。

在选择侧钻井位时，需要考虑油层的各项参数，并进行综合分析，以确保侧钻井的生产效果。

此外，侧钻角度和侧钻井长度的选择也影响着侧钻井的生产效果。

一般来说，侧钻角度和侧钻井长度越大，可开采油的体积越多，生产效果也越好。

然而，侧钻角度和侧钻井长度过大也会影响侧钻井的稳定性，导致油田产量下降。

因此，在选择侧钻角度和侧钻井长度时，需要进行综合评估，确保侧钻井的生产效果。

塔河油田深侧钻井防塌钻井液技术

第４４卷第２期２０１６年３月
石油钻探技术ＰＥＴＲＯＬＥＵＭＤＲＩＬＬＩＮＧＴＥＣＨＮＩＱＵＥＳ
Ｖｏｌ．４４Ｎｏ．２，Ｍａｒ．２０１６
钻井完井
：／ｏｉ１０．１１９１１ｓｚｔｓ．２０１６０２００９ｄｙｊ
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
ＡＳｎｔｉｌｏｕｈｉｎＤｒｉｌｌｉｎＦｌｕｉｄＴｅｃｈｎｏｌｏｆｏｒＤｅｅＳｉｄｅｔｒａｃｋｉｎ－ｇｇｇｇｙｐｇＷｅｌｌｓｉｎｔｈｅＴａｈｅＯｉｌｆｉｅｌｄ
１２２２３１，，，，，ＨＮＳＺＹＩＵＡＮＧＷｅｉａｎＩＵＸｉａｏＨＥＮｉｎｕｎＨＯＵＷｅｉＡＮＧＳｈｉｃｈａｏＵＺｈｅｎｓｏｎＱＱｇｙｇｇ（，ＳｏＰＥＣＵｏＰＨＱＳ１．ｃｈｏｏｌｅｔｒｏｌｅｕｍｎｉｎｅｅｒｉｎｈｉｎａｎｉｖｅｒｓｉｔｅｔｒｏｌｅｕｍ（ｕａｄｏｎｉｎｄａｏ，ｈａｎ－ｆｆｇｇ，ｙｇ）ｇｄＣＥａＴＲＩＳＮＯＣ２２．ｏｎ６６５８０，ｈｉｎａ；ｎｉｎｅｅｒｉｎｎｄｅｃｈｎｏｌｏｅｓｅａｒｃｈｎｓｔｉｔｕｔｅ，ｉｎｏｅｃｏｒｔｈｗｅｓｔｉｌｉｅｌｄｏｍ－ｇ，ｇｇｇｙｐｆＵＸＣＤＥＴＣＳＳ８３．ａｎｒｕｍｉ，ｉｎｉａｎ３００１１，ｈｉｎａ；ｒｉｌｌｉｎｎｉｎｅｅｒｉｎｅｃｈｎｏｌｏｏｍａｎｉｎｏｅｃｈｅｎｌｉｐｙ，ｑｊｇ，ｇｇｇｇｙｐｙ，ｐｇＳＣＤＳＣ２Ｏｉｌｉｅｌｄｅｒｖｉｃｅｏｒｏｒａｔｉｏｎ，ｏｎｉｎｈａｎｄｏｎ５７０６４，ｈｉｎａ）ｆｐｇｙｇ，ｇ，：ＡｂｓｔｒａｃｔＴｈｅｄｅｅＢａｃｈｕａｎｄＳａｎｔａｍｕＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｎｔｈｅＴａｈｅＯｉｌｆｉｅｌｄａｒｅｃｏｍｏｓｅｄｏｆａｎｉｌｌｉｔｅ－ｐｇｐｍｏｎｔｍｏｒｉｌｌｏｎｉｔｅｍｉｘｅｄｌａｅｒｏｒｈａｒｄｂｒｉｔｔｌｅｓｈａｌｅｆｏｒｍａｔｉｏｎｓｄｏｍｉｎａｔｅｄｂｉｌｌｉｔｅｗｉｔｈｓｔｒｏｎｗａｔｅｒｄｉｓｅｒ－ｙｙｇｐ，ｓｆｉｏｎａｎｄｄｅｖｅｌｏｍｅｎｔｏｆｍｉｃｒｏｒａｃｔｕｒｅｓ．Ｄｕｒｉｎｄｒｉｌｌｉｎｏｅｒａｔｉｏｎｓｗｅｌｌｂｏｒｅｉｎｓｔａｂｉｌｉｔｃａｎｂｅｅｎｃｏｕｎｔｅｒｅｄ－ｐｇｇｐｙ，ｃｒｏｂｌｅｍｓａｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｄａｎｔｉｒｏｒａｍｗｉｔｈｔｈｒｅｅｅｌｅｄｕｅｔｏｓｈａｌｅｈｄｒａｔｉｏｎ．Ｔｏｅｌｉｍｉｎａｔｅｔｈｅｓｅｏｌｌａｓｅ－－ｐｐｇｙｐ：，ｍｒｏｖｉｄｉｎｔｈｅｅｎｔｓｗａｓｄｅｖｅｌｏｅｄｓｅａｌｉｎａｎｄｃｏｎｓｏｌｉｄａｔｉｎｔｈｅｓｉｄｅｗｅｌｌｉｎｈｉｂｉｔｉｎｓｕｒｆａｃｅｈｄｒａｔｉｏｎａｎｄｐｇｐｇｇｇｙ，ｃｅｆｆｅｃｔｉｖｅｓｔｒｅｓｓｓｕｏｒｔｂｒｅａｓｏｎａｂｌｅｄｒｉｌｌｉｎｆｌｕｉｄｄｅｎｓｉｔ．Ｉｎａｄｄｉｔｉｏｎａｎｔｉｏｌｌａｓｉｎｄｒｉｌｌｉｎｆｌｕｉｄｓｗｅｒｅ－ｐｐｙｇｙｐｇｇｅｃｄｅｖｅｌｏｅｄ．Ｔｈｅｅｖａｌｕａｔｉｏｎｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｅｄｔｈａｔｔｈｅｎｅｗｌｄｅｖｅｌｏｅｄｔｈｒｅｅｌｅｍｅｎｔａｎｔｉｏｌｌａｓｅｄｒｉｌｌｉｎｆｌｕｉｄ－－ｙｐｐｐｇ，１％Ｃｈａｄａｔｅｍｅｒａｔｕｒｅｔｏｌｅｒａｎｃｅｏｆ１７０ ℃，ｒｅｆｅｒａｂｌｅｃｏｎｔａｍｉｎａｔｉｏｎｒｅｓｉｓｔｉｂｉｌｉｔ５％ＮａＣｌ０．５％－ａＣｌｐｐｙ（２，）ｃａｎｄ８％ｐｏｏｒｃｌａｓｔｒｏｎａｎｔｉｏｌｌａｓｉｎｃａａｃｉｔ５．０５％ｏｆｓｈａｌｅｓｗｅｌｌｉｎｒａｔｉｏａｎｄ９１．３３％ｒｏｌｌｉｎｒｅ－－ｙｇｐｇｐｙ（ｇｇ）ｃｓｂｏｖｅｒｒａｔｅａｎｄｆａｖｏｒａｂｌｅｗｅｌｌｅａｌｉｎｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｓ（４ＭＰａｏｆｅａｒｉｎｃａａｃｉｔｆｏｒ４００μ ｍｓｉｍｕｒｅｓｓｕｒｅ－－－ｙｇｐｐｇｐｙ）ｌａｔｅｄｆｒａｃｔｕｒｅｓ．ＳｕｃｃｅｓｓｆｕｌｆｉｅｌｄａｌｉｃａｔｉｏｎｓｗｅｒｅｃａｒｒｉｅｄｏｕｔｉｎｔｈｅＴａｈｅＯｉｌｆｉｅｌｄｍｏｒｅｔｈａｎ２０ｗｅｌｌｓ．ｐｐＴｈｅｒｅｗｅｒｅｎｏｄｏｗｎｈｏｌｅｒｏｂｌｅｍｓｉｎｄｕｃｅｄｂｗｅｌｌｂｏｒｅｉｎｓｔａｂｉｌｉｔ．Ｔｈｅａｖｅｒａｅｅｘａｎｓｉｏｎｒａｔｅｗａｓｒｅｄｕｃｅｄｐｙｙｇｐｂ６３．４％ｃｏｍａｒｅｄｗｉｔｈｃｏｍｌｅｔｅｄａｄａｃｅｎｔｗｅｌｌｓｉｎｔｈｅｓａｍｅｂｌｏｃｋ．Ｔｈｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｅｒｉｏｄｗａｓｓｈｏｒｔｅｄｙｐｐｊｐｂ４．３ｄ．ＲｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｅｄｔｈａｔｔｈｅｗｅｌｌｂｏｒｅｉｎｓｔａｂｉｌｉｔｒｏｂｌｅｍｓｏｆｄｅｅｓｉｄｅｔｒａｃｋｉｎｗｅｌｌｓｉｎｔｈｅＴａｈｅＯｉｌ－ｙｙｐｐｇｆｅｃｉｅｌｄｃａｎｂｅｏｖｅｒｃｏｍｅｔｈｒｏｕｈｔｈｅｅｆｆｅｃｔｉｖｅｄｅｌｏｍｅｎｔｏｆａｔｈｒｅｅｌｅｍｅｎｔａｎｔｉｏｌｌａｓｅｄｒｉｌｌｉｎｆｌｕｉｄｔｅｃｈ－－－ｇｐｙｐｇｎｏｌｏ．ｇｙ：；；；；ｓＫｅｗｏｒｄｓｄｅｅｗｅｌｌｓｉｄｅｔｒａｃｋｉｎｈｏｌｅｓｓｔａｂｉｌｉｚａｔｉｏｎａｎｔｉｌｏｕｈｉｎｄｒｉｌｌｉｎｆｌｕｉｄｄｒｉｌｌｉｎｆｌｕｉｄｒｏ－－ｐｇｇｇｇｇｐｐｙ；ｅｒｔＴａｈｅＯｉｌｆｉｅｌｄｙ

35MPa高压喷射钻井技术在塔河油田的试验

35MPa高压喷射钻井技术在塔河油田的试验我国从60年代初期开始研究喷射钻井理论，70年代初期开始现场应用，成效显著。

1978年全国各油田大力推广喷射钻井技术，在相同地层和参数条件下，喷射钻井比普通钻井速度提高一倍以上。

2001年，中原油田开展了35MPa地面高压喷射钻井尝试试验，与邻井相比钻速提高2倍以上。

由于受当时机泵条件的限制，高压喷射钻井不能连续长时间作业，设备维修等非钻进时间较高，出现高钻速、低时效的局面。

[1]经过多年的探索和装备更新改造，中原油田在西部工区上部地层开展了高压喷射钻井提速试验，泵压25MPa，取得了明显的提速效果。

为了进一步延长高压喷射井段，中原油田自2009年以来开展了35MPa高压喷射钻井技术先导试验，在塔河油田现场试验2口井，提速提效效果显著。

一、高压喷射钻井装备配套及改造技术制约高压喷射钻井的关键因素是钻井装备，尤其是钻井泵。

目前钻机配备的钻井泵基本以1300型和1600型为主，不能完全满足35MPa以上压力的高压喷射钻井的需求。

随着我国钻井装备技术的发展，目前已经具备了开展35MPa以上压力的高压喷射钻井的条件，为此对现有装备进行了升级配套。

优选为70D全电动钻机（井队为70172ZY），配置了2台宝鸡石油机械厂生产F-2200HL钻井泵2台，额定压力为52MPa、额定功率为2200马力；购买了耐压70MPa 的水龙头和水龙带；配备了耐压70MPa的地面管线及高压阀门组，高压立管采用双立管等。

对电传动控制系统的可控硅进行了扩容，直流输出电流由0~1800A扩大到0~2400A。

试验中用到的泵房监控系统、仪表系统采用井队现有设备。

这些装备的配套为35MPa高压喷射钻井技术先导试验的实施提供了保障。

图1给出了配套的部分装备照片。

图1 配套的部分装备照片二、35MPa高压喷射钻井技术参数优化为了进一步发挥钻头的水功率，利用开发的软件对试验所用钻具组合、喷嘴组合和水力参数进行了优化。

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塔河油田侧钻井提速提效关键技术
摘要：为了加快西北油田分公司油气开发进度，保障油气产量。

且受投资总
额影响，塔河工区大力实施老井侧钻钻井工程，挖潜增效，能够达到减少大额投
资的同时提高老井产能。

受到经济大环境影响，老井侧钻工程施工周期及投资每
年按照不同比例缩减，加快施工工序，查找典型问题并提出有效预防和处理措施，实现提速提效，成为科学缩短老井侧钻施工周期、降本增效的主要途径。

关键字：侧钻井，塔河，提速提效，模拟通井。

随着经济市场大环境影响，投资逐年降低，考核要求越来越高，效益下降明显。

为了加快施工进度，切实做好提速提效提质工作，科学缩短施工周期，增加
效益。

通过总结前期施工经验，查找典型问题，提出有效解决办法，并对下步提
速措施提出科学建议和意见。

（一）存在的问题
（1）50175HB钻井队AT1-19H井侏罗系下统地层含砾，149.2-165.1（原野HSP5131）扩孔钻头，井段4083-4426m，机钻1.10m/h，随钻扩孔整体机械钻速
较低。

（1）处理井漏、溢流、简化钻具组合强钻及待指令，影响钻井周期及时效。

50407HB钻井队TK763CH井循环降密度至1.18g/cm3、处理井漏共计用时0.95d；
起钻至套管内备浆完后下钻到底强钻共计用时0.41天；起钻至井深5380m（套管内），静止观察、监测液面、备浆，得到采油二厂指令后起钻共计用时0.40d。

50842HB钻井队TH123109CX于2022年1月23日13:39钻进至井深6483.01m发
生失返性井漏，汇报采油二厂后，接通知起钻更换常规钻具组合强钻，共计用时125.35h，扣除起钻时间16h，强钻时间10.05h，产生额外工作量共计用时4.14d。

70861HB钻井队TP266CH多次处理溢流压井甲方签订额外工作量14.63d。

（2）定向仪器故障及侧钻螺杆选择不合理起钻等服务方因素导致的时效延误。

50407HB钻井队TH123106CX井定向仪器故障无信号起钻更换仪器共计2次，合计用时4.84d。

70861HB钻井队TP266CH侧钻至井深6271.79m时钻压逐渐上升至24T，侧钻至井深6274.94m时下放钻压35T，最高下压至50T，立压无变化，上提钻具无显示，下放钻具至6270后钻压持续上涨，无法正常侧钻钻进，鉴于以上情况现场初步判断为螺杆扶正器（直径142mm）产生阻托现象，导致第一趟钻侧钻失败，甲方承认周期3.46d。

（二）解决方案
（1）调整钻井参数，提高扩孔钻头效率。

（2）按照指令降低钻井液密度、随钻堵漏、简化钻具组合强钻。

（3）起钻更换定向仪器和螺杆。

（三）技术对策
（1）克服磁干扰方面。

以陀螺测斜和老井数据为主，制定侧钻思路；优先偏向于保证侧钻成功，再按设计轨迹定向钻进，不得过早转高边。

（2）加强与定向服务方沟通，合理选择螺杆度数，保障造斜率，同时加强定向仪器管理，保障仪器入井使用正常。

（3）克服73mm钻具柔性强方面。

复合钻进期间，需要密切注意回压、扭矩和立压变化情况，若出现钻压不回或立压、扭矩减小现象，可能钻具在井壁螺旋弯曲，钻头未接触井底。

建议上提下放活动钻具，对比前期记录上提下放摩阻，上下划眼顺畅后再轻接触井底钻进。

若定向钻进，极易出现钻具瞬间释放、憋泵现象，上下活动井眼顺畅后，在离井底50cm开始控制下放速度，提前摆好工具面定向、探底。

钻压选定方面，需要现场结合井下情况，试探出钻头接触井底合适螺杆压差。

（4）巴楚组泥岩井径扩大率小，高度数螺杆弯方与井眼方位不一致，容易造成上提下放遇阻。

井眼不畅及时与定向队沟通，划眼顺畅后再钻进；使用牙轮
钻头钻进此遇阻现象有所缓解。

卡拉沙依组下部存在含铁矿硬质泥岩、易出现异
常慢钻时，高钻压、慢钻时钻进容易出现堵水眼或钻头泥包现象。

使用16mm复
合片相对13mm复合片机钻较高，优选水眼、控制正常排量钻头压降在1MPa以上，能保证钻头冲洗效果。

针对非目的层钻进，老浆整体施工效果较差，建议使用新
浆钻进，整体施工效果较好。

（5）防漏方面，结合设计和实钻井眼轨迹，明确风险井深（断层、储油层、裂缝发育层），结合实钻工程参数变化，合理规划短起下钻井深，减少不必要短
起下钻，提高纯钻利用率。

风险井深提前20m短起下钻，验证、处理好上部井段，短起下钻到底钻进前充分循环，保证井眼清洁，以便紧急情况能安全抢提钻具至
套管内。

风险井段小钻压控时钻进，防止瞬间释放卡入裂缝。

开泵方式和钻具下
放速度需缓慢，防止人为憋漏地层。

（6）井漏失返强钻期间，积极联系协作单位储备现场泥浆，根据现场情况
确定合适的排量，保证施工作业连续，防止因备浆影响时效。

同时加强操作，进
三退二，保障上部井眼稳定，控制参数，避免井下复杂。

（7）针对无接箍或小接箍套管，且裸眼段井斜较大、井段较长时，要做好
下套管前的封井工作，调整好泥浆性能，加入适量塑料小球，同时要做好针对性
的下套管技术措施，加强配合，尽量缩短套管在裸眼段的静止时间，若裸眼段较
短出套管前灌满水眼后到底再灌满水眼，灌浆期间注意活动套管，到底循环时注
意小排量顶通后缓慢提排量。

结论：
（1）掌控老井侧钻各施工工序典型问题，分析原因，识别风险，做好预防，出现问题有效解决，将提速提效措施落到实处。

（2）要系统考虑、全局把控，做好老井侧钻全井生命周期超前谋划，关键
环节重点把关，系统性、全局性推进各工序衔接，优化施工程序，加强各协作方
配合，切实缩短施工周期，将增产创效落到实处。