石油钻井行业TK450C小井眼侧钻短半径水平井钻井技术.docx

资源描述

石油钻井行业TK450C小井眼侧钻短半径水平井钻井技术.docx

《石油钻井行业TK450C小井眼侧钻短半径水平井钻井技术.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《石油钻井行业TK450C小井眼侧钻短半径水平井钻井技术.docx（14页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。

石油钻井行业TK450C小井眼侧钻短半径水平井钻井技术.docx

石油钻井行业TK450C小井眼侧钻短半径水平井钻井技术

TK450C小井眼侧钻短半径水平井钻井技术

摘要：

前言

TK450井位于艾协克2号构造西南部，与TK454、TK444、和TK633井相邻。

该井于2001年11月30日完钻，完钻井深5707m，钻遇奥陶系统顶深：

5499.5m，揭示下奥陶统207.5m.奥陶系裸眼射孔酸压完井，7"管鞋下深：

5495m，7"悬挂器顶深：

3754.42m.

由于该井完钻后不能直接投产,对奥陶系5560.2m-5610m裸眼井段（针对5566m-5586m、5599m-5611m的II、Ш类储层）进行射孔酸压施工.由酸压、自喷排液和抽吸情况显示该井筒附近在井深5560.2-5610m储层较不发育,未能建产.随后上返对奥陶系5499.5m-5539m裸眼井段（针对测井解释的5512m-5523.5m的‖类储层）进行第二次射孔酸压施工，抽吸后仍未建。

综合TK450井的实钻、酸压、抽吸及临井储层发育情况，为使该井建产，西北分公司勘探开发规划设计研究院组织人员对本井资料进行了认真细致的分析研究，认为该井向北东方向侧钻，建产的可能较大，工程上也能满足侧钻短半径水平井的要求。

根据西北分公司2002年9月24日《关于T302等4口井侧钻方案论证会议纪要》中有关TK450C井侧钻井位的落实情况，及《新疆塔里木盆地塔河油田TK450C井侧钻短半径水平井论证》，编写TK450C井钻井地质设计。

靶区选择依据

综合TK450井的实钻、酸压、抽吸和邻井资料，认为该井向北东63°31'12″方向侧钻，钻遇储层发育带、建产的可能性较大。

其依据如下：

塔和油田四区TK450井区目的层地层对比表

井名

层位

T444（实钻）

TK45井（实钻）

TK454井（实钻）

井深m

厚度m

井深m

厚度m

井深m

厚度m

T1K底

4875

4890

4912.5

C1K1

砂泥互层

5378

503

5382

492

5366.5

453

上泥岩段

5442

5443.5

61.5

5427.5

C1B

双峰灰岩

5459.5

17.5

5460

16.5

5444

16.5

下泥岩段

5505.5

5499.5

39.5

5489.5

45.5

5641

135.5

5707

207.5

5683

193.5

备注：

深度值从钻台面起算

TK450直井基本数据

TK450井是塔河油田T444-T607井区的一口开发井，其基本资料见表。

TK450井基本数据表

井名

TK450

钻井性质

开发井

施工单位

河南油田70119井队

录井单位

胜利录井公司

地理位置

位于T444井南西107m，s75井南东2552m处.

构造位置

艾协克2号构造西南部

井口坐标

X=4577320.035

Y=15238513.540

H=940.704m+9.0m

开钻日期

2001.11.30

尾管下深

5495

酸压与否

二次

完钻日期

2002.3.9

奥陶系顶深

5499.5

射孔与否

二次

完钻井深

5707

裸露长度

C1b

4.5m

四开测井

测

设计井深

5707

揭开长度

207.5m

初投产日期

未建产

人工井底

第一次5610m/第二次5539.m

完井方式

裸眼射孔酸压

完钻依据

按地质设计要求揭开奥陶系地层207.5m，钻至5707m完钻。

TK450井各开开钻情况

开钻次序

开钻时间

钻头尺寸*深度（mm*m）

套管尺寸*下深（mm*m）

固井质量

打导管

660*56

508*55.10

一开

2001.11.30

444.5*508

339.9*506.86

差

二开

2001.12.9

311.15*3900

244.5*3894.92

差-好-中

三开

2002.1.5

215.9*5502

177.8*5495

好-中

四开

2002.3.3

149.2*5707

裸眼

注：

7″套管悬挂器位置：

3754.42。

钻机选择

1）最大施工深度:

6000m

2）最大起升重量:

320T

3）转盘面高度：

6.7m

TK450C井设计基本数据

TK450C是目前国内造斜点最深（5515m）;完钻井深最深（5967m）；实际水平井段最长（342.97m）的一口小井眼侧钻短半径水平井。

设计造斜点5515m；方位63°53'；靶前位移70m；A、B点垂深5583m;B点水平位移401.55m;剖面类型“直-增-稳”；最大井斜90°。

TK450C井施工情况简介

一、第一次侧钻（井段5515m-5529m）

该井于2003年01月06日下午打完水泥塞，于2003年01月12日17：

00下入井下动力钻具侧钻。

1、钻具组合

149.2mm钻头*0.18m+120mm（3°）导向马达*3.89m+3-1/2″REG-PIN-3-1/2″REG-BOX*0.36m+88.9mm无磁钻杆*9.5m+88.9mm斜坡钻杆*86.15m+88.9mm加重钻杆*275.93m+88.9mm斜坡钻杆*1976.89m+3-1/2″IF-PIN-3-1/2″IF-BOX*0.5m+127mm钻杆

2、钻井参数

钻压5kn、排量10l/s

3、效果分析

2003年01月12日22：

30开始侧钻施工，仪器测得井深5515m井斜1.1°、方位240°。

前3m采用每米2-3小时/m控制钻时侧钻，从返出的岩屑看到，侧钻到5518m处时已有70-80%的地层灰岩，又继续保持每米2小时/m侧钻到5522m后，采用10-20KN钻压钻进，从仪器测得井斜1.1°、方位240°-250°，返出的岩屑已基本全部为地层灰岩，又继续侧钻至井深5527.23m，井斜、方位仍无变化，当即采取了以下措施：

1）、出仪器检查探管，没发现问题，换探管后下井测得数据与前一只一样。

2）、起钻检查定向直接头及马达：

2003年01月14日6：

00起钻完，检查定向直接头及马达没发现问题。

2003年01月14日21：

40下入原钻具到底，继续控制钻时侧钻至01月15日19：

00，井深5529m,测得井斜、方位无变化。

考虑到垂深被吃掉14m，如果继续钻进，一是不能保证侧出去，二是即使侧出去，下部造斜率将很高（37°/30m），对井眼轨迹的控制十分不利，为此，宣告侧钻失败，分析原因如下：

第一：

侧钻前探塞面为5363.49m，扫塞时钻压20KN，每钻进一个单根只需10分钟左右，说明水泥塞强度不够。

第二：

由于水泥塞质量不好，侧钻施工时不能给马达弯点以强有力的支撑。

第三：

老井经过几次酸压，对原井壁产生了一定的影响。

综和以上原因，结果造成钻头一直沿着水泥塞与老井眼间的井壁下滑。

4、下部措施如下：

1、重新打塞，并要求固井方必须保证水泥塞质量。

2、侧钻点上移10m，既在5515m开始侧钻，目的在于在设计造斜点的前10m内形成一个向外的斜面，当钻到5515m时利于钻头顺利地吃入地层。

二、第二次侧钻（井段5510m-5518.5m）

2003年01月17日23：

00打塞结束，18日23：

00下钻扫塞钻压30-40KN，每打一单根30-40分钟。

21日04：

00下入井下动力钻具侧钻。

1、钻具组合

2、钻井参数

钻压5kn、排量10l/s

3、效果分析

返出岩屑100%，井斜由1.1°升至2°，方位由240°变为62°，由于井下动力钻具出现故障，被迫起钻。

三、造斜（井段5518.5m-5624.03m）

1、钻具组合

149.2mm钻头*0.18m+120mm（2.75°）导向马达*3.89m+3-1/2″REG-PIN-3-1/2″REG-BOX*0.36m+88.9mm无磁钻杆*9.5m+88.9mm斜坡钻杆（随着斜井段延深而增加）+88.9mm加重钻杆*275.93m+88.9mm斜坡钻杆+3-1/2″IF-PIN-3-1/2″IF-BOX*0.5m+127mm钻杆

2、钻井参数

钻压20-40kn、排量10l/s

3、效果分析

造斜至A点，井斜85.3°,闭合方位65.1°

四、水平段（井段5624.03m-5967m）

1、钻具组合

149.2mm钻头*0.18m+120mm（1°）导向马达*3.89m+3-1/2″REG-PIN-3-1/2″REG-BOX*0.36m+88.9mm无磁钻杆*9.5m+88.9mm斜坡钻杆+88.9mm加重钻杆+随钻震击器+88.9mm加重钻杆+88.9mm斜坡钻杆+3-1/2″IF-PIN-3-1/2″IF-BOX*0.5m+127mm钻杆

2、钻井参数

钻压40-60kn、排量10l/s

3、效果分析

五、通井作业（共二次）

第一次，2003年01月23日造斜至井深5535.35m起钻换马达及钻头时，进行通井作业，井段：

5535.35m-5545.37m

1、钻具组合

149.2mm钻头*0.18m+147mm稳定器*1.08m+3-1/2″REG-PIN-3-1/2″REG-BOX*0.36m+88.9mm无磁钻杆*9.5m+88.9mm斜坡钻杆*86.15m+88.9mm加重钻杆*275.93m+88.9mm斜坡钻杆*1976.89m+3-1/2″IF-PIN-3-1/2″IF-BOX*0.5m+127mm钻杆

2、钻井参数

钻压40kn、排量17-18l/s、转速60转/分

3、目的

通井和调整轨迹；由于造斜率较高，而2.75°导向马达在井下不能启动钻盘用来造斜率。

第二次，2003年01月28日利用起钻换钻头时，进行通井作业，井段：

5589m-5590.06m

1、钻具组合

149.2mm钻头*0.18m+147mm稳定器*1.08m+3-1/2″REG-PIN-3-1/2″REG-BOX*0.36m+88.9mm无磁钻杆*9.5m+88.9mm斜坡钻杆+88.9mm加重钻杆+120mm震击器+88.9mm加重钻杆+88.9mm斜坡钻杆+3-1/2″IF-PIN-3-1/2″IF-BOX*0.5m+127mm钻杆

2、钻井参数

钻压40kn、排量17-18l/s、转速60转/分

3、目的

通井和调整轨迹；由于造斜率较高，而2.75°导向马达在井下不能启动钻盘用来造斜率。

经验、体会及教训：

1、直井段上部控制产生了反向位移，位移为8m多，闭合方位与设计方位相反，给井身轨迹的控制、提高剖面符合率增加了一定的难度。

2、及时测斜、准确计算、跟踪作图，是保证井身轨迹的关键。

使用有线随钻测斜仪，能够及时准确掌握井身轨迹的变化趋势，保证了井眼轨迹地控制，提高了剖面符合率及中靶精度。

3、在钻进过程中，通过随时注意观察扭矩、泵压的变化，发现问题及时分析、解决；变换钻压来调整钻具受力情况；每钻进完单根划眼2～3次，以保证井眼平滑、及时清除井底岩屑；定期进行短起下钻、通井等措施，保证了斜井段的顺利钻进。

4、根据导向马达的使用特性和钻井要求，确保马达的排量和使用要求。

按照马达的水力推力和钻压平衡图，选择最优的钻压，以确保马达在平衡状态下工作，从而使上、下推力轴承的磨损量最小，在满足快速钻进的前提下，延长井下动力马达的使用寿命。

5、在全井的施工中全部使用柔性钻具组合，以加重钻杆替代钻铤，在大斜度井段采用了倒装钻具组合，使钻具与井壁的接触面积减少，避免了大斜度井极易出现的粘附及键槽卡钻的井下事故。

6、在起下钻过程中，通过认真仔细检查钻具，发现坏钻具及时更换，定期倒换井下钻具顺序，定期进行钻具探伤等措施，避免了在大斜度井段钻进过程中发生钻具事故。

7、在该井的钻进过程中，良好的钻井液性能,是打好该井的首要条件。

8、在水平井段尽量采用导向钻井加单稳定器转盘钻进方式，有利于提高机械钻速及保障井下安全。

9、水平井是一系统工程，对钻井、定向、泥浆等方面都有严格要求，任何一方出现问题，都会影响整个钻井进程。

这就要求各方要密切配合，通力合作，这样才能保证水平井的安全、优质、快速的完成。

10、TK450C井是大港定向井技术服务公司，在西北市场承钻的第一口侧钻短半径水平井。

大港定向井技术服务公司在仪器、设备、人员等方面都做了精心的准备，在施工过程中不断学习、总结经验，同时调整井下工具以满足施工要求。

总之，TK450C侧钻短半径水平井的完成是和西北局各位领导、5010钻井队全体干部职工及各方的密切配合分不开的，在此代表大港定向井技术服务公司及施工组的全体成员向他们表示衷心的感谢。

大港定向井技术服务公司TK450C侧钻短半径水平井施工组

二00三年0二月十九日

泥浆技术总结

本井采用聚磺混油体系钻井液，该泥浆具有高的动塑比、低剪切速率、粘度高等，具有良好的流变性，并且性能稳定、比重低、保护油气层、维护简单、润滑性好、环境可接受等优点。

该体系完全满足塔河油田侧钻水平井的施工需要，是TK450C井成功保障之一。

本井2003年1月12日22：

30分开始侧钻施工，由于水泥塞硬度不足（质量不好），侧钻过程中，不能给马达以强有力的支点，老井经过几次酸压对原井壁造成了一定的影响。

结果造成第一次侧钻失败。

增斜段：

该井由于设计造斜率高，采用以下原则配制和维护泥浆，从侧钻到目的层，除部分井段含有少量灰质泥岩充填物外，均系灰岩，不存在井塌、缩径之优点。

1、提供优质的钻井液，提高泥浆的悬浮能力，保证泥浆的润滑性。

2、尽可能提高携带岩宵的能力，保障井眼清洁。

3、提高低剪切力速率粘度，保持高的泵排量。

4、提高泥浆的动塑比。

5、使用好固控设备。

该井段泥浆维护，主要以配制胶液补充为主，直接处理为辅，侧钻前在泥浆中加入足量的润滑材料。

用KPAm、SJ-1、SPAN、AT-2、SMP-2、搬土、纯碱、烧碱来提高粘度，控制失水和改善泥饼质量。

典型胶液配制如下：

（1方淡水中加入）

搬土：

40-50kg烧碱:

3.4kg纯碱:

3.8kgkpam:

6.6kg

sj-1:

6.6kgAT-2:

3.3KgspaN:

6.6Kgsmp-2:

6.6kg

混入百分之八原油，控制井下摩阻。

增斜段钻井液典型性能

日期2003年1月

井深（m）

5507

5535

5545

5589

5590

5603

5607

密度g/cm3

1.07

1.06

1.07

1.06

1.07

1.06

漏斗粘度sec/gt

塑性粘度mpa.s

屈服值pa

10.5

8.5

9.5

静切力pa（10"/10'）

3/6

2/3,5

2/5

3/6

AI失水Mi（30'）

摩阻系数

0.02

泥饼mm

0.5

固相含量%

油水含量%

7/86

7/85

含砂量%

0.1

PH值

9.5

泥浆碱度pm

0.7

0.5

0.6

0.5

滤液碱度pf/mf

0.8/0.4

0.6/0.2

0.7/0.3

0.6/0.3

滤液ci-（mg/I）

2800

2785

3785

3780

4780

滤液ca++（mI）

180

187

180

179

178

182

Ф600/Ф300

55/37

59/39

56/35

59/35

59/39

Ф200/Ф100

20/15

28/18

28/19

28/18

Ф6/Ф3

8/4

6/5

8/5

9/7

8/6

水平段：

该段裸眼长、井斜角大，易形成砂床，且钻具受力复杂。

考虑到上部

9″套管内钻井液的携砂困难，采用了以下原则配制和维护泥浆：

1、保证足够的携砂和悬浮能力。

2、粘切控制在范围内。

3、保证钻井液的润滑性和清洁，保持井壁的稳定性。

4、控制泥浆密度，防止液柱压力过大引起井漏。

5、保持一定范围的动塑比。

6、使用好固控设备。

该井段泥浆维护，主要以配制胶液补充为主，直接处理为辅，控制失水和改善泥饼，用原油、润滑剂降低摩阻。

1方淡水中加入搬土:

80-100kg、纯碱：

3.3kg

1方井场水中加入kpam胶液10kg,原油含量达到9-10%

1方泥浆中加入碳酸钙30-40kg

水平段钻井液典型性能

日期2003年2月

井深（m）

5616

5686

5715

5815

5868

5890

5967

密度g/cm3

1.07

1.08

1.07

1.06

1.07

1.09

漏斗粘度sec/gt

塑性粘度mpa.s

屈服值pa

8.5

9.5

8.5

9.5

静切力pa（10"/10'）

3/6

4/7

4/8

4/7

4/8

5/9

AI失水Mi（30'）

摩阻系数

0.03

0.02

泥饼mm

0.5

固相含量%

油水含量%

7/85

8/85

9/83

含砂量%

0.1

PH值

9.5

泥浆碱度pm

0.5

0.6

0.5

滤液碱度pf/mf

0.6/0.3

0.4/0.2

0.5/0.3

0.4/0.2

滤液ci-（mg/I）

4800

4785

4800

11746

滤液ca++（mI）

185

178

180

190

185

190

Ф600/Ф300

56/35

48/31

55/37

51/35

48/31

55/37

51/35

Ф200/Ф100

28/19

19/13

24/15

29/20

19/13

20/15

29/20

Ф6/Ф3

9/7

8/4

10/7

9/7

8/4

10/7

固相控制：

正常钻进时充分使用好固控设备，清除有害固相，主要以振动筛、除砂器为主，间断使用离心机。

在不跑泥浆的情况下尽可能用细目筛布。

泥浆体系评价：

该体系流变性独特，且稳定。

表观粘度低、动塑比高、低剪切速率、粘度高、悬浮携砂能力强、泥饼薄、润滑性好、抑制性强，这些优良的性都能在TK450C井中体现出来。

1、反出的岩宵颗粒均匀。

2、起下钻均正常。

3、起下钻摩阻小，钻进时扭矩小。

4、不污染储层。

展开阅读全文