1、截止2007年底， 中国石化完成水平气井58口，主要分布在西北、华北、西南、胜利等分公司。华北分公司裸眼水平井系列完井液技术：DF2、DP3井两口水平井取得了较好的自然产能，打破了大牛地气田多年来将改造作为唯一投产建产手段的历史；西南分公司水平气井分段压裂技术：采用遇油膨胀式封隔器进行水平气井分段压裂，效果良好。,七、水平气井完井技术,特殊结构井完井技术,华北分公司开发了裸眼水平井系列完井液技术，应用效果良好：DP1井采用了氧化解堵完井液DP351采用了酸洗完井液DF2井生物解堵完井液,华北分公司裸眼水平井系列完井液技术,特殊结构井完井技术-水平气井,典型井例DF2井采用生物解堵完井液,生物解
2、堵完井液解决了煤层（41m）井壁稳定、长水平段（900.2m）保护油气层的难题。 配方：35%聚合醇+23%KCOOH+35%MS-1+58%MS-2+56%SUNC生物解堵液；加入的表面活性剂，由于其活性高，能有效地降低界面张力，解决不合适的入井液体水锁伤害难题；加入的生物酶通过有效消除聚合物钻井液中聚合物残渣，分解钻井液在井壁周围形成的滤饼等。,特殊结构井完井技术-水平气井,典型井例DF2井采用生物解堵完井液,结束了大牛地气田多年来“井井有气不出气”、以储层改造作为惟一投产建产手段的历史，初步攻克了大牛地气田自然建产的技术瓶颈，为解放气田2/3尚未动用的低品位探明储量展示了良好前景。,特殊
3、结构井完井技术-水平气井,典型井例DF2与临井生产情况对比,特殊结构井完井技术-水平气井,新沙2H井采用了水平井泥浆全过程欠平衡钻井完井技术，钻井液密度由设计1.83降至1.46g/cm3。该井创造了两个第一：西南分公司第一口实施水平井全过程欠平衡钻井完井工艺；第一次实现气井欠平衡点火钻井、下衬管完井。 西南局新沙2H井酸化效果不明显，采用遇油膨胀式封隔器分段压裂，替入柴油100m3后经长时间成功坐封后，在最上段加入陶粒120.4m3压裂，增产显著，在套压14MPa下获得产量约10104m3/d。,西南分公司水平气井分段压裂技术,特殊结构井完井技术-水平气井,20世纪80年代后期，中国石化胜利
4、、河南等油田攻克了大位移井完井施工中，由于大位移井延伸段长造成的套管下入等技术难题。目前采取的主要采用了套管漂浮技术和套管下入加压装置，大大延伸了套管所能达到的位移。相继完成了埕21-平1井、楼平2井、高平1井等大位移水平井的完井施工，创造了多项施工纪录。,八、大位移水平井完井技术,特殊结构井完井技术,完钻井深2888.86m，井底垂深1186.40m，井底水平位移2073.46m，位移垂深比1.75。,垦东405平1井：海油陆采大位移水平井,特殊结构井完井技术-大位移水平井,目前最新指标高平1井，完钻井深4535.0m，水平段长：1636.43m，垂深948.88m，井底水平位移3814.3
5、2m，位移垂深比4.02。,峰值日产油达到35.6t，是直井的3-4倍,楼平油田四口超稠油藏浅层水平井,楼平1、楼平2、楼平3、楼平4创中石化水平井钻井三项新纪录:垂深最浅（159.88m）;造斜点最浅（20m）;位垂比最大（2.59）。,特殊结构井完井技术-大位移水平井,关键技术： 漂浮接箍工具，实现套管顺利下入,增加了漂浮接箍以下部分套管柱的浮力，实现下部套管串在下套管过程中处于漂浮状态，降低了下套管时的阻力，并且，由于漂浮接箍以上部分的套管柱内充满了钻井液，从而增加了把套管柱推入井眼内的压力，实现套管顺利下入。,特殊结构井完井技术-水平井固井技术,偏心引鞋在下套管前接在套管的最底部，在下
6、套管的过程中，如果出现“负载荷”或遇卡，可以通过上下活动，慢速旋转套管，调整偏芯角度，引导套管的安全顺利下入。,特殊结构井完井技术-水平井固井技术,随着水平井应用规模的不断加大，应用油藏类型不断增多，以及油田开发阶段的变化，对于地层砂分选性差、泥质含量高的砂岩油藏，往往造成滤砂管堵塞或出砂。为此，胜利油田研发了水平井裸眼砾石充填防砂完井技术。,九、水平井裸眼砾石充填防砂完井技术,特殊结构井完井技术,水平段采用环空充填，工艺简便，安全性高； 双精度结构的防砂筛管，可抗堵塞、挡砂性能好； 压差式阻流装置，可实现分段连续充填，提高充填效率。,技术特点,特殊结构井完井技术-水平井裸眼砾石充填防砂,20
7、07年，胜利油田分别在现河草27平1井，草109平2、草109平5井、郑411-平9井，中16-平422等9口井实施了裸眼-砾石充填防砂完井，取得了初步效果。,应用情况,特殊结构井完井技术-水平井裸眼砾石充填防砂,1 现代完井工程简介 2 特殊结构井完井技术 3 膨胀管技术 4 面临的问题与挑战,提 纲,一、 引 言膨胀管技术就是将套管下入技术套管内，用驱动头以液压力或机械力的方法使管材永久形变，用特殊工具和工艺将下入的套管膨胀至与上层技术套管内壁紧贴，从而达到增大采油管柱或井眼内径的目的。该技术被认为是21世纪石油钻采行业的核心技术之一。,膨胀管技术,膨胀管主要分为膨胀套管、膨胀波纹管、膨胀
8、筛管等。,波纹管 膨胀筛管,膨胀套管,膨胀管技术-引言,总部设在海牙的皇家荷兰壳牌公司在1993年左右最先进行了实体膨胀管实验。实验使用了几节焊在一起的钢管，钢管初始直径是4“，膨胀率约22%。1998年7月，壳牌公司与Grant Prideco公司合作，该公司是制造各类油田管材的专业化公司，开发了可膨胀螺纹连接，能够在膨胀过程中保持机械和水力完整性，这是一个重大的技术进步。,二、国内外发展现状,膨胀管技术,1999年11月哈里伯顿能源服务公司为雪佛龙美国开采公司在路易斯安那州率先使用了实体膨胀管系统。,膨胀管技术-国内外现状,裸眼井膨胀尾管系统,主要解决漏失问题和复杂地层，例如盐岩塑性地层层
9、及地层孔隙压力、压力梯度复杂的地层。,膨胀管技术-国内外现状,套管井膨胀衬管系统,该系统可以用于老井的修复，可修复数千英尺的套管。该技术结构相对简单，技术要求较低，可进行单根或多根套管的补贴。,膨胀管技术-国内外现状,膨胀尾管悬挂器系统,数据表明，传统的尾管系统45%至60%的会产生漏失。为了解决这一问题需要挤水泥或下尾管悬挂封隔器，或者两者都需要，以保持其水力完整性。膨胀尾管悬挂器可有效解决这一问题，并同时保持比尾管更大的内径。,膨胀管技术-国内外现状,可膨胀管用作尾管悬挂器，比常规尾管悬挂器和尾管上封隔器更简单、更经济。其心轴不是让整个尾管膨胀，而仅仅膨胀一小段尾管来形成尾管悬挂器，这一小
10、段尾管又充当尾管上封隔器，可膨胀尾管悬挂器系统集尾管悬挂器和尾管上密封件的功能于一身，因而可最大限度地减少尾管顶部的挤水泥作业。与常规尾管悬挂器和尾管上封隔器相比，这种可膨胀尾管悬挂器系统可延长平均故障间隔时间，减少维修费用。,膨胀管技术-国内外现状,随着国外膨胀管技术应用的增多，国内三大石油公司都加快了研究开发步伐，中石油和中海油都把膨胀管技术的研究作为“十一五”的重点攻关项目，计划投资数千万进行研究。目前，进展较快的有：中石油勘探研究院、西南石油学院、长庆油田及中海油。其中中石油勘探研究院完成了单根膨胀管的地面和井下试验、从今年开始对联接螺纹进行研发；西南石油学院主要从事理论方面的研究；中
11、海油主要利用膨胀技术在分支井上的应用研究。,膨胀管技术-国内外现状,但技术处于遥遥领先的是中石化胜利钻井院！目前承担着国家唯一的两个膨胀管研究项目：1、国家“863”重大项目膨胀管钻井技术项目长：沈琛 首席专家：何育荣2、国家“863”项目膨胀防砂管关键技术研究 项目长：何育荣,膨胀管技术-国内外现状,创立的几项全国记录 1、2005年9月，王70-63井，国内首次带有膨胀螺纹的井下现场试验； 2、2006年7月，梁38-1井，国内首次突破100米膨胀套管补贴应用； 3、2006年11月，孤南7-61井，国内首次完成177.8mm套管内膨胀套管补贴应用； 4、2008年5月，林3-侧更11井，
12、完成国内首次侧钻井膨胀套管完井现场应用，同时创膨胀套管应用最长施工纪录（243.25m）； 5、2009年5月，商23-31井，创国内膨胀套管补贴修套技术最长施工纪录（284.72m）； 6、2009年7月，国内首次侧钻井膨胀尾管悬挂器技术现场应用，利用118108膨胀式尾管悬挂器悬挂95mm尾管总长度901.67m； 7、2009年8月，永3-侧斜104井，创国内侧钻井膨胀套管完井新纪录（486.5m）； 8、2009年9月，永66-侧2井，再次打破侧钻井膨胀套管完井纪录（520.17m）； 9、2009年9月，义11-47井，完成国内首次膨胀悬挂小套管修套技术现场应用。 10、2010年4
13、月，南萨里布拉克区块-C58井国产膨胀管首次在国外套管损坏井中应用。,膨胀管技术-国内外现状,三、实体膨胀管的主要用途,实体膨胀管技术具有重要的意义，一是可以简便有效地解决复杂井段的井壁稳定问题，二是可以减少上部井眼的尺寸和套管层数，甚至在几年内实现从井口到井底以同一尺寸钻井，这样可以钻更深的直井和大位移井，三是可以修复老井被损坏的套管，四是可以大大降低钻井成本，五是代替常规尾管悬挂器及管外封隔器的膨胀尾管悬挂器可增大悬挂器内径及密封性。,膨胀管技术-实体膨胀管,膨胀套管用于井身结构优化，可以减小井眼锥度、提高建井效率、减少建井成本。,井身结构对比,膨胀管技术-实体膨胀管,传统套管程序与膨胀套
14、管程序对比,膨胀管技术-实体膨胀管,利用膨胀套管封堵复杂地层。,13-3/811-3/49-5/8（膨胀至11-3/4后内径10） 9-5/8 7-5/8（膨胀至9-5/8后内径为7.935） 7,封隔地层,钻遇复杂地层时，在不增大开眼直径和不减小完井套管直径的条件下，可多下数层膨胀套管来封隔复杂地层，以利安全钻井。,膨胀管技术-实体膨胀管,改变深水钻井井身结构, 解决低速钻进问题的有效技术。 与较小钻机配合，可为深水钻井提供一种经济有效的解决方案。,超深水传统井身与可膨胀套管井身对比,膨胀管技术-实体膨胀管,膨胀套管用于套管补贴,套管补贴,可进行长井段的补贴，补贴的同时加固了老井套管，提高了
15、套管的抗外挤强度；密封橡胶件具有耐压、耐高温、耐腐蚀等特性，密封效果好。还可以用于封堵炮眼、老井加深及修复钻井过程中的套管损坏。,膨胀管技术-实体膨胀管,老井侧钻,膨胀套管用于老井侧钻。,可以提高固井质量、增大侧钻井段的套管内径。,膨胀管技术-实体膨胀管,胜利钻井院膨胀管技术指标,膨胀管技术-实体膨胀管,2008年在林3-侧更11及商23-侧27井成功应用，有效增大了完井井眼尺寸，完井套管内径尺寸达到104.5mm，可用73mm的油管进行作业，为后期采油和作业提供了空间。,林3-侧更11为国内自主膨胀管技术在侧钻井完井中的首次成功应用，累计膨胀109mm可膨胀套管25根，总长235.9m。 2
16、009年8月7日完成永3-侧斜104井，大幅刷新了我院创造的国产膨胀管施工长度纪录（284.72m），超出201.78m。,膨胀管技术-实体膨胀管,胜利钻井院实体膨胀管应用情况,四、膨胀防砂管(ESS)完井技术,膨胀管技术,膨胀筛管是近年来发展起来的完井防砂新技术。其防砂效果好，无论是用于直井防砂还是应用于水平井防砂，都能简化井下作业的施工工艺，并减少大量的费用开支 ，因此具有极好的应用前景。,膨胀过程：,膨胀式防砂管与井壁接触 结果： 支撑地层砂岩,A = B + 5%,膨胀过程动画,膨胀工具动画,膨胀管技术-膨胀防砂管,筛管 下入下变扣接头 下筛管,井下模拟试验,膨胀管技术-膨胀防砂管,筛
17、管对扣 上销钉 包筛网 滑动保护套,滑动保护套到预定位置 点焊固定保护套,膨胀管技术-膨胀防砂管,膨胀式防砂管的10大优势：,膨胀管技术-膨胀防砂管,砂粒在环空中流动导致筛管冲蚀,常规筛管,膨胀式防砂管,防止井壁坍塌为修井作业创造较大内径的井筒工作环境,井壁坍塌造成砂粒堵塞供液井段,膨胀式防砂管与常规筛管应用对比,膨胀管技术-膨胀防砂管,膨胀式防砂管,均匀供液,常规筛管造成不均匀供液及冲蚀,常规筛管,膨胀防砂管与常规筛管对比冲蚀,膨胀管技术-膨胀防砂管,膨胀管技术-膨胀防砂管,7英寸套管,常规筛管,膨胀式防砂管,故障处理,打捞/更换筛管或侧钻,仍有4英寸的内径，可在膨胀式防砂管中下入膨胀式防砂
18、管,当出现故障时,膨胀管技术-膨胀防砂管,与井壁贴合能有效地进行 分层作业和生产测井,因环空存在液流不能有效地进行 分层作业和生产测井,常规筛管,膨胀式防砂管,分层作业,膨胀管技术-膨胀防砂管,3 7/8” 4 1/2”,5 7/8” 6 1/4”,8 3/8” 9 1/8”,膨胀后外径,5 1/2”膨胀式防砂管,4”膨胀式防砂管,2 7/8” 膨胀式防砂管,膨胀管技术-膨胀防砂管,五、膨胀式尾管悬挂器,数据表明，传统的尾管系统45%至60%的会产生漏失。为了解决这一问题需要挤水泥或下尾管悬挂封隔器，或者两者都需要，以保持其水力完整性。 膨胀尾管悬挂器可有效解决这一问题，并同时保持比尾管更大的
19、内径。,膨胀管技术,膨胀式尾管悬挂器优越性在于： （1）在水泥浆上返过程中，可将完井尾管进行旋转，从而大幅度提高水泥浆顶替效率和固井质量，解决套管偏心、环空窜流通道造成的固井质量问题。 （2）具备良好的密封悬挂功能，完全解决侧钻井窗口以上大套管与小套管重叠段的密封问题，同时小套管和大套管之间的重叠段可以小于10m，大幅度减少常规完井小套管使用量，从而节约套管成本。过流面积和通道更大，可适应于更小的环空间隙； （3）由于良好的密封及悬挂性能，使裸眼尾管与大套管形成一个完整的整体。在窗口位置选择时可以最大程度的降低开窗点附近水层对窗口的影响，从而大幅度减少裸眼井段的长度，降低钻井成本及完井套管费用
20、。,膨胀管技术-膨胀尾管悬挂器,膨胀式尾管悬挂器优越性在于：（4）消除了常规悬挂器卡瓦对上层套管造成的损伤，并可提供更大的悬挂力和具有更高的可靠性。 （5）内通径远大于配套使用的套管，膨胀旋转尾管悬挂器采用一体式结构，没有中心管、卡瓦等机构，可有效提高悬挂器的整体强度，并保证其它管内作业的顺畅。 （6）膨胀式可旋转尾管悬挂器可以达到双向悬挂的效果，无论上提或者下放，均无法使尾管柱产生移动。 （7）在尾管下入过程中遇阻，旋转尾管悬挂器可以转动管串，将有助于克服阻力，使尾管顺利下入到位，。 密封压力55MPa。,膨胀管技术-膨胀尾管悬挂器,目前已开发出177.8mm127mm（114.3）、139
21、.7mm95.25mm两种规格产品。自2009年7月20日王102-侧54井第一口膨胀悬挂器施工，已成功完井近十口井，有效提高了悬挂部位的密封质量。,膨胀管技术-膨胀尾管悬挂器,01,02,03,膨胀工艺相对简单，作业周期短 成本低，可以节省大量的经济成本,在钻井、完井或修井施工过程中，将波纹管管柱下入井内，以液力和机械力的方式使管柱永久形变为圆管，实现封堵复杂地层和修补已损套管，其后仍保持原井眼尺寸的一种新型技术。,特点,示意图,六.膨胀波纹管技术,膨胀管技术,模拟施工过程,膨胀管技术-膨胀波纹管,前苏联在上世纪七十年代已利用膨胀波纹管技术来封隔漏层，解决井漏问题。鞑靼石油研究设计院在可膨胀
22、波纹管技术方面居领先地位。目前俄罗斯（含前苏联）共完成了400多口封堵复杂地层的施工，补贴套管600多口井，取得俄罗斯联邦以及国外专利50多项。,中国石油勘探开发研究院 中国石油大学（北京） 中石化石油工程技术研究院,1.膨胀波纹管技术现状,膨胀管技术-膨胀波纹管,尺寸规格：,裸眼井复杂层段膨胀封隔技术,裸眼井尾管膨胀技术,套管修补膨胀技术,可在132mm215.9mm井眼中实施封堵 可在146mm245mm的套管中实施修补作业,1）国外研究现状,主要形成以下三种技术：,膨胀管技术-膨胀波纹管,初步优选出了波纹管材料,取得的成果,进行了膨胀前后力学变化理论分析,确定了波纹管成型工艺方法,制造出
23、了膨胀波纹管,确定了焊接连接方式及焊接材料的优选,形成了膨胀波纹管膨胀施工工艺技术,初步形成了215.9mm、241.3mm、311.15mm井眼的膨胀波纹堵漏技术，拥有自主知识产权，申报了3项国家发明专利，其性能指标达到：,2）中石化工程院研究现状,膨胀管技术-膨胀波纹管,33MPa时215.9mm膨胀波纹管膨胀情况,20MPa时241.3mm膨胀波纹管膨胀情况（动画）,18MPa时311.2mm膨胀波纹管膨胀情况,215.9mm波纹管：开始膨胀压力为3MPa，至22MPa波纹管基本胀圆； 241.3mm波纹管：开始膨胀压力为2MPa，至20MPa波纹管基本胀圆； 311.2mm波纹管：开始
24、膨胀压力为2MPa，至18MPa波纹管基本胀圆,1)膨胀性能,2.膨胀波纹管的性能,膨胀管技术-膨胀波纹管,爆破试验,抗外挤试验,2)最大抗内压/抗外挤,膨胀管技术-膨胀波纹管,3)抗拉性,试验结果,在拉拔机上轴向拉力达到100t，试件没有损坏； 推算膨胀波纹管在30MPa膨胀压力下，焊接、过渡接头无问题。,膨胀管技术-膨胀波纹管,过渡接头与上堵头连接结构,液压卸扣机上模拟倒扣,4)倒扣及摩擦力,试验结果：,膨胀后在液压卸扣机上模拟倒扣作业，最大倒扣扭矩8KNm； 求得摩擦力25KN/m。,膨胀管技术-膨胀波纹管,井眼准备,波纹管串准备.,波纹管膨胀施工.,膨 胀 施 工 工 艺,扩眼,双井径
25、测井,双井径测井,井眼准备流程图,1)井眼准备,4.膨胀施工工艺,膨胀管技术-膨胀波纹管,2006年9月20日22日，在韦15-19井进行了膨胀波纹管技术封堵漏层试验。韦15-19井的基本信息为：-井型：定向井-设计井深：1633.24m-造斜点深：700m-最大井斜角：19.25度-试验前井深：601m-地层：玄武岩（其长度为150270m）-井径：215.9mm-主漏失层深度：204208m-钻进中漏速为80m3/h，经过堵漏处理后漏速为3m3/h,2、韦15-9井现场试验情况,1）韦15-9井基本情况,膨胀管技术-膨胀波纹管,膨胀波纹管技术试验实施封堵主漏层试验：-扩眼井段：190225
26、m-漏速：10m3/h-波纹管下入井段：192212m,2、韦15-9井现场试验情况,9月20日8：00开始进行扩眼和地面波纹管连接准备，经过波纹管下入、水力膨胀、上提下放钻具倒扣、机械膨胀、通径等工序，于9月22日20：00成功的封堵了该主漏失层,完成了全部施工作业。膨胀施工后测井显示，波纹管内径219220m，波纹管位置稳定在192212m处。,1）韦15-9井基本情况,膨胀管技术-膨胀波纹管,设计井深1633m， 当前井深600m。 钻进中漏失80m3/h， 漏失位置在206m处， 玄武岩，扩眼前平均井径为：218mm。,2、韦15-9井现场试验情况,2）扩眼前测井,膨胀管技术-膨胀波纹
27、管,扩眼井段为玄武岩，扩眼井段为191221m。 优选的扩眼器为工具面选为237mm，能满足需要。,2、韦15-9井现场试验情况,3）扩眼,膨胀管技术-膨胀波纹管,扩眼后最小井径245mm。选择上下井径在245mm处为安放封隔器位置，即191-211m。,2、韦15-9井现场试验情况,4）扩眼后井径测井,膨胀管技术-膨胀波纹管,2、韦15-9井现场试验情况,5）波纹管下入,膨胀管技术-膨胀波纹管,2、韦15-9井现场试验情况,6）水力膨胀、摩擦力求取、倒扣,膨胀管技术-膨胀波纹管,2、韦15-9井现场试验情况,7）机械胀管,膨胀管技术-膨胀波纹管,2、韦15-9井现场试验情况,8）波纹管施工后
28、测井曲线,膨胀管技术-膨胀波纹管,（1）试验井况,波纹管封堵位置,波纹管下入前井径曲线,3、恳东411-斜4井现场试验情况,膨胀管技术-膨胀波纹管,确定在375m419.55m进行波纹管膨胀作业。波纹管串长44.55 m，钻台直焊1个焊接口。,3、恳东411-斜4井现场试验情况,（2）膨胀波纹管准备,膨胀管技术-膨胀波纹管,（3）水力膨胀,（4）倒 扣,打压到20MPa，稳压5min。,下压80KN， 上提160KN， 正转20圈。,3、恳东411-斜4井现场试验情况,膨胀管技术-膨胀波纹管,（5）机械膨胀,（6）通 井,3、恳东411-斜4井现场试验情况,膨胀管技术-膨胀波纹管,1 现代完井
29、工程简介 2 特殊结构井完井技术 3 膨胀管完井技术 4 面临的问题与挑战,提 纲,面临问题与挑战,1. 水平井完井方式如何应对高含水的问题,2007年中国石化投产的338口水平井中，低效井有45口，关井29口，因高含水关井13口。高含水已经严重制约水平井高效生产，急需攻关水平井找堵水配套技术。已实施的筛管完井中，大部分没有进行有效分段，一旦水淹，后期措施难度大。,面临问题与挑战,截止2009年6月，中国石化油气藏在用水平井中低产低效和停产井合计413口，占目前水平井总数的22.8%。,1)水平井低产低效及停产井所占比例较高,面临问题与挑战-水平井高含水,油气藏低产低效与停产水平井各油田分布,
30、1）水平井低产低效及停产井所占比例较高,面临问题与挑战-水平井高含水,1）水平井低产低效及停产井生产状况较差,面临问题与挑战-水平井高含水,1）水平井低产低效及停产井原因分析,面临问题与挑战-水平井高含水,1）水平井低产低效及停产井原因分析,中国石化油藏停产水平井原因分类与所占比例,面临问题与挑战-水平井高含水,设计或者钻井不到位造成高含水 非选择性完井方式造成无法堵水,1)水平井低产低效及停产井五大原因,生产过程高含水 统计达216口,水平井套损检测技术满足不了要求 水平井套损治理技术满足不了要求,套损和井筒故障 统计有47口,低渗油气藏储层改造应用少58口,储层保护技术不能够满足要求 分段
31、压裂技术是关键也是瓶颈,注汽质量、防砂效果不好等,管理不到位、技术选择不当,主要原因,重要原因,部分原因,面临问题与挑战-水平井高含水,未采用分段完井工艺，后期难以实施卡堵水措施,没有采用控水完井,采用控水完井,面临问题与挑战-水平井高含水,裸眼或筛管完井不均匀排液演示,面临问题与挑战-水平井高含水,下入水平段采油管柱,面临问题与挑战-水平井高含水,2）对于已经完成的裸眼水平井的高含水如何控制？,加封隔器封堵,面临问题与挑战-水平井高含水,对低含水层改造,面临问题与挑战-水平井高含水,问题的提出,非均质油藏,均质油藏,如何控水，如何提高油藏采收率,3）水平井控流完井技术,面临问题与挑战-水平井
32、高含水,(1) 变密度射孔,费用高，固井质量差，效果不理想,面临问题与挑战-水平井高含水,优化射孔水平井平均产量49.5t/d，同比平均产量47t/d提高5.3%。 在一区三叠取得了延缓底水锥进10-57天的显著效果。,面临问题与挑战-水平井高含水,塔河TK904H井工艺参数优化结果,面临问题与挑战-水平井高含水,(2) 节流阀控流,(3)分段完井+变密度控流防砂筛管,面临问题与挑战-水平井高含水,水平井控流完井技术：通过筛管孔密、盲筛管比例、光管段分段封隔或下入中心油管来调节生产压差，使水平井井筒中生产压差均衡分布。,面临问题与挑战-水平井高含水,面临问题与挑战-水平井高含水,2. 水平井完
33、井方式优选问题,目前中国石化水平井已经应用到多种油藏类型，开采效果不尽相同，需要重新对水平井完井方式做进一步的研究，以使各类油藏合理且经济有效的开发，提高油藏最终采收率。,对不同油藏类型水平井展开完井方式适应性研究，其中包括不同开采方式水平井完井方式优选和不同油藏类型水平井完井方式经济评价； 对于疏松砂岩油藏需要进行水平井防砂方式优化和工艺经济评价。,面临问题与挑战,不同完井方式对产能有一定影响,面临问题与挑战-水平井方式选择,3. 高级别分支井完井问题,随着分支水平井的广泛应用，目前的IV级完井已经不能满足复杂断块及潜山油藏高效开发的需要。,国外情况：目前世界共钻分支井8500余口，其中采用
34、3-6级完井的井数超过1200口。国外现已研制成功了近20套多分支井系统。其中斯仑贝谢的Rapidx已经达到级。,面临问题与挑战,分支井与国外完井技术差距大，国外TAML6级；国内TAML4级，中石油正在开展TAML6级技术攻关。,面临问题与挑战-水平井方式选择,鱼骨状水平井分支井眼缺乏多样化的完井手段，分支井眼出水导致全井水淹的局面亟待解决,通过窗口位置的数据采集存储器的打捞、解码，分析出各个分支井眼的生产情况，确定分支井眼采用合采还是分采方式生产。,面临问题与挑战-水平井方式选择,4. 水平井裸眼砾石充填问题,水平井裸眼砾石充填防砂完井技术在部分热采井中，遇到了诸如充填效果不佳、套管错断等
35、问题，阻碍了该技术的进一步推广和应用 。,国外情况：国外在钻井过程中，进行水平井轨迹优化研究，并优选钻井泥浆体系，提高水平井井眼质量，减小井眼扩大率，提高固井质量。为下步的裸眼砾石充填成功打下了良好的基础。,面临问题与挑战,5. 非常规油气井的完井问题？,目前，总部加快了煤层气及页岩气开发，但其完井方式与常规油气井的完井方式完全不同，其研究也处于空白。,国外情况：国外水平井分段完井加分段压裂技术已经非常成熟，一次作业分段压裂10多段，最高产量可达近百万方。,面临问题与挑战,连续油管滑套式水力喷射分段压裂技术：一趟管柱压裂施工多段的压裂工艺技术。管柱主要由喷枪和滑套组成。比如压裂三层，就在一趟管柱上把三层所需要的喷枪和滑套连接下到位，第一层采用普通水力喷射压裂，后两层采用滑套水力喷射压裂，压完第一层后打开上一层的滑套喷枪压上层，实现分层压裂。,面临问题与挑战-非常规油气井完井,定点分段多级封隔器分段改造技术：既可以用于裸眼井，也可以用于水泥完井。封隔器是遇烃膨胀封隔器。喷砂器使用的是滑套喷砂器。比如压裂四层，就在一趟管柱上把四层所需要的封隔器（8套）连接下到位，第一层采用普通喷砂器，后三层采用滑套喷砂器，压完第一层后打开上一层的滑套喷砂器压上层，实现分层压裂。最多可以对10 个层进行不动管柱的分压处理。,面临问题与挑战-非常规油气井完井,谢 谢,
