长庆油田老井侧钻井固井技术研究与应用
石油钻探固井技术
固井质量难以保障。
天然裂缝和断层
03
天然裂缝和断层可能导致水泥浆漏失，降低固井质量，甚至引
发安全事故。
高温高压环境下的固井挑战
水泥浆性能下降
高温环境下，水泥浆易稠化、失水，导致性能下降，难以满足固 井要求。
环空压力控制
高温高压环境下，环空压力控制难度大，易出现压力失衡问题。
套管损坏风险增加
高温高压环境对套管材料性能要求高，套管损坏风险增加。
钻井与固井一体化技术
随着钻井技术的不断发展，未来有望实现钻井与固井的一体化，即在 钻井过程中同步完成固井作业，提高作业效率和质量。
谢谢
THANKS
针对深海高压低温环境，采用高性能 固井材料和工艺，提高井筒稳定性和 密封性。
特殊地质条件下的石油钻探
1 2
高温高压油气藏钻探
在高温高压油气藏中，采用耐高温高压的固井材 料和工艺，确保井筒稳定性和密封性。
含硫油气藏钻探
针对含硫油气藏，采用抗硫固井材料和工艺，防 止硫化氢等腐蚀性气体对井筒的破坏。
3
盐膏层油气藏钻探
深水区域的固井挑战
深水低温
深水区域温度低，水泥浆易凝固，影响固井质量。
海底不稳定
海底地质条件复杂，可能存在淤泥、流沙等不稳 定因素，增加固井难度。
深水压力
深水区域压力大，对固井设备和材料性能要求高。
针对挑战的解决方案
复杂地质条件下
采用高性能水泥浆体系，提高水泥浆的适应性和稳定性； 采用先进的固井工艺和技术，如分级注水泥、尾管固井等， 提高固井质量。
对未来发展趋势的展望
智能化固井技术
随着人工智能和大数据技术的发展，未来固井技术将更加智能化，实 现实时数据监测、智能决策和远程控制，提高固井质量和效率。
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。
韧性水泥浆在长庆储气库固井中的研究与应用
收 稿 日期 ： ２ ０ １ ５ ～ ０ 卜２ ８ 修 回 日期 ： ２ ０ １ ５ — ０ 卜２ ８
问的颗粒级配作用 ， 提高水泥石致 密性 ， 从而实现水 泥石“ 低 弹 性 模 量一 高 强度 ” 的 目标 。
终处于反 复交变载荷的变化过程 中， 因此水泥石完整 性易发生破坏 ， 产生微裂缝 ， 破坏水泥石的层 间封隔作 用， 缩短储气库井的使用寿命 ， 而储气库需要满足 ５ ０ 年 的使 用 要 求 ， 这些 对 水 泥 浆 固井技 术 提 出 了非 常高 的
要 求嘲 。
间封隔及保证水泥环的密封完整性能。该韧性水泥浆
为解 决 上 述 问题 ， 在 常规 水 泥 浆 中掺 人 增韧 材 料 以改 善水 泥 石韧 性性 能 （ 弹 性模 量） 、 抗压 强度 及 加入 相 应 的 添加 剂 形 成 一 种 具 有 极低 失 水 、 良好 抗 冲击 韧 性 和 流变 性 的韧 性水 泥 浆 ， 可有 效 地消 除水 泥 环在 射孔 、 压 裂及 注采 过 程 中交 变应 力 引起 的裂缝 和膨 胀一 收缩 引 起 的界 面封 隔失 效 ， 可提 高水 泥 环 对 射 孔 等作 业 的
料本 体 的低 弹性模 量特 性 ， 通 过在水 泥浆 中加人 颗
粒 状 韧 性 材 料 降 低 外 界 作 用 力 的传 递 系 数 ， 实 现 对
水 泥 石 的韧 性 改 造 ； 此外 ， 利 用 不 同粒 径水 泥 外 掺 料
抗破坏能力 ， 延长油井寿命 。研究表明Ｈ ］ ， 韧性水泥浆 较 常规 水 泥 浆 抗 冲击 韧性 增 加 ２ Ｏ ％， 弹 性 模 量 降低 约
长庆固井简介
川庆钻探工程有限公司 工程技术研究院
二．正注返挤固井技术.
正注返挤固井技术作为平衡压力固井技术的补充，在长庆 气田的南部应用，用于地层承压能力过低，使用低密度水 泥浆仍不能保证水泥返高，严重漏失的特殊天然气井固井。
主要工艺技术特点： （1）必须用于漏失井，且准确掌握漏层； （2）正规固井，水泥浆返高设计一般为漏层以上200米左
川庆钻探工程有限公司 工程技术研究院一、平衡 Nhomakorabea力固井技术
为防止漏失，采用多凝水泥浆体系，多级固井， 平衡压力固井技术，具体：(1)确定漏失层位及 漏失当量密度；(2)分级箍位置的确定；(3)分级 箍上下位置水泥浆体系密度、稠化时间等性能 确定及优选。每年长庆气井80%应用平衡压力 技术封固。
在固井前进行泥浆加压堵漏，提高地层承压能 力。
川庆钻探工程有限公司 工程技术研究院
三.抗高温抗盐水泥浆体系
依托土库曼斯坦固井技术服务,完成4口含盐膏层及高压 气层的天然气井固井:
水泥浆性能指标: 密度：1.90g/cm3—2.60g/cm3； 水泥石抗压强度：盐膏层≥10MPa/48h/110℃；
高压气层≥18MPa/24/140℃ 稠化时间：满足固井安全施工要求 失水量：≤100ml/7MPa/30min/140℃。
三.水平井固井水泥浆体系：
到目前为至，工程技术研究院共完成气井水平井10多口的 固井设计及现场施工任务。根据水平井固井难点，研究开 发了适合水平井固井的水泥浆体系，其具有低失水，（失 水量小于50ml）零自由水，水泥浆稳定性好，稠化时间可 调等特点。现场施工顺利，固井合格率100%。
水泥浆性能： 密度： 1.89g/cm3 自由水：0(倾斜45度) 稳定性：密度差0.03g/cm3 失水量：32ml(7Mpa) 抗压强度：20.0Mpa(24h/80℃)
老油田套损井治理实践与技术研究
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
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。
长庆气体钻井技术研究与实践
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
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。