江汉油田分支井先导试验.ppt

　　 （1）随时调整待钻井眼轨迹，避免出现较大曲率波动。 （2）避免大幅度变动钻具结构、尺寸和钻进参数。 （3）注意机械钻速变化，防止出现井眼台肩。 （4）轨迹复杂时采用旋转导向和地质导向钻井技术。 （5）尽可能减少对窗口的磨损，保证窗口尺寸和形状。 （6）通井或短程起下钻。 平滑控制技术 （2)轨迹控制技术 三、建35-支平1井先导试验 4、建35支平1井现场施工技术 采用前进式悬空侧钻方式，首先施工分支井CD段，再从C点沿主井眼走向侧钻，完成第二分支EF段后再完成主井眼的施工。 （3）钻进方式的选择 优点： 能迅速实现主—分支井眼分离，增加分支井眼的有效进尺； 后期完井相对主动，能取得最佳的开发效果。 三、建35-支平1井先导试验 4、建35支平1井现场施工技术 采用塔式钟摆钻具，防斜打直。 斜井段 直井段 上部井段 下部井段 “钻头+单弯动力钻具+LWD+MWD+…” —地质导向钻井系统 分支水平段 地质导向钻井系统 （4)优选钻具组合 4、建35支平1井现场施工技术 三、建35-支平1井先导试验 井壁稳定方案 井眼清洁方案 润滑防卡方案 降摩减扭方案 油层保护方案 (1)主井眼钻井液体系 (2)分支井眼钻井液体系 体 系 方 案 目 标 满足分支井钻井完井的需要 5、钻井液体系优选与处理维护技术 三、建35-支平1井先导试验 技 术 路 线 （1）聚磺润滑防塌钻井液体系对泥页岩的抑制能力表 序号 聚合物体系 线膨胀率(%) 滚动回收率(%) 2 h 4 h 20目 60目 0 基浆 19.8 29.2 22.0 24.20 1 基浆+0.2%FA-367+0.1%XY-27 3.0 13.6 64.75 75.25 2 基浆+0.2%80A51+0.030%XB-40 6.7 18.4 58.75 59.25 3 基浆+0.1%SK-1+0.030%SK-3 8.4 20.0 55.55 55.75 4 基浆+0.2%PAC-141+0.10%PAC-142 3.5 14.2 72.00 73.00 5 基浆+0.2%PAC-141+0.1%PAC142+3%多元醇 2.8 14 78.65 80.35 6 基浆+0.2%FA-367+0.1%XY-27+3%多元醇 2.0 13.2 80.75 82.65 三、建35-支平1井先导试验 5、钻井液体系优选与处理维护技术 （2)降失水剂的优选试验表 配方 FLAPI（ml） FLHTHP（ml） PV（mPa.S） YP（Pa） 基浆 7.5 24.6 10 5 基浆+1%MG-1 5.0 21.8 12 7.5 基浆+2%M-1 4.8 18 15 10 基浆+3%MG-1 3.5 16 20 13 基浆+1%SMP 5.5 18 12 6.5 基浆+2%SMP 4.5 16 13 6.5 基浆+3%SMP 4.3 14.5 14 7.0 基浆+1%SPNH 6.0 17.6 13 7.5 基浆+2%SPNH 5.4 16.5 13.5 8.0 基浆+3%SPNH 4.7 15.0 14 8.0 基浆+2%SPNH+2%SMP 4.0 10.5 15 8.0 三、建35-支平1井先导试验 5、钻井液体系优选与处理维护技术 （3）油气层保护暂堵实验和恢复实验表 岩心 编号 K前 (×10-3μm2) K后 (×10-3μm2) 截长 (cm) K截 (×10-3μm2) 暂堵条件 钻井液体系 渗透率恢复值 (%) △P (MPa) γ s-1 T ℃ t h 5 7.03 0.25 1.51 4.78 3.5 180 130 1 ① 68.00 10 3.22 0.16 2.55 2.45 3.5 180 130 1 76.20 8 6.72 0.23 2.78 5.02 3.5 180 130 1 ② 74.72 8-2 4.53 0.18 1.67 3.19 3.5 180 130 1 70.40 10-2 3.30 0 1.97 2.64 3.5 180 130 1 ③ 80.00 12 6.27 0. 1.84 5.24 3.5 180 130 1 83.60 三、建35-支平1井先导试验 5、钻井液体系优选与处理维护技术 固井的主要技术难点 钻井液窜槽问题 重晶石沉淀。 钻井液流变性能：钻井液屈服值和静切力适当提高， 以防固相沉淀影响顶替效率。 井眼倾角：井斜角越小，窜槽程度也越小。 水窜槽问题:水窜槽的程度随井斜角的增大而变大。 套管不居中问题：套管不居中是影响固井质量的原因之一。 三、建35-支平1井先导试验 6、分支井完井工艺技术 固井水泥浆体系选择 最佳选择“乳胶水泥浆体系”