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玉门油田侧钻井主要技术指标
平均井深
690m
最大井深
1452m 370m 12° ° 50m 34d
平均单井裸眼进尺 170m 最大单井裸眼进尺 平均井斜 平均位移 平均开窗时间 6° ° 35m 32h 最大井斜 最大位移 平均建井周期
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新疆油田侧钻井井深一般为500~1000m，最大 井深2115m；裸眼长度一般为30~150m，最大300m， 井斜一般4~10°，最大井斜23° 45ˊ，单井施工时间 一般15~25天，成功率达90％以上。 1993年完成了国内第一口套管开窗侧钻水平 井，从开窗到完钻共用了65天的时间，水平位移 175m。
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技术优势
a)能使死井复活，老井更新，保持和完善原有的井网结构； a)能使死井复活，老井更新，保持和完善原有的井网结构； 能使死井复活 b)能强化Байду номын сангаас油，延长油藏开采年限，提高最终原油采收率； b)能强化采油，延长油藏开采年限，提高最终原油采收率； 能强化采油 c)可以充分利用老井上部井眼，大幅度降低钻井成本； c)可以充分利用老井上部井眼，大幅度降低钻井成本； 可以充分利用老井上部井眼 d)可以充分利用老井场和地面设施，节约建设投资，保护环境； d)可以充分利用老井场和地面设施，节约建设投资，保护环境； 可以充分利用老井场和地面设施 e)可以获得新的地质资料，为重新认识油层提供依据。 e)可以获得新的地质资料，为重新认识油层提供依据。 可以获得新的地质资料
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•前苏联的水平井大部分是侧钻水平井和侧 钻分支水平井 ，初步统计，在苏联单是侧 钻水平井水平段长在80－300米的这类井就 有几百口，至于水平长度仅为30－50米的井 难以计数。 •目前国外最深的侧钻水平井为美国怀俄明 州Swblette county完成的一口井，该井在 7751m处开窗侧钻成功。
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侧钻井设计关键技术 套管开窗侧钻施工的关键技术
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1>侧钻井设计注意事项 1>侧钻井设计注意事项
对于一般侧钻井的窗口位置设计，应遵循如下的原则： 对于一般侧钻井的窗口位置设计，应遵循如下的原则： (1)开窗位置应满足井眼轨迹控制的要求； (1)开窗位置应满足井眼轨迹控制的要求； 开窗位置应满足井眼轨迹控制的要求 (2)开窗位置应避开原井套管接箍和套管外扶正器， (2)开窗位置应避开原井套管接箍和套管外扶正器，选在完 开窗位置应避开原井套管接箍和套管外扶正器 好的套管本体上； 好的套管本体上； (3)开窗位置应避开原井事故井段和套管损坏井段； (3)开窗位置应避开原井事故井段和套管损坏井段； 开窗位置应避开原井事故井段和套管损坏井段 (4)开窗位置应选在固井质量良好， (4)开窗位置应选在固井质量良好，地层易钻进且较稳定性 开窗位置应选在固井质量良好 好的井段； 好的井段； (5)开窗位置还可以选在不含水胶结良好沙岩井段。 (5)开窗位置还可以选在不含水胶结良好沙岩井段。 开窗位置还可以选在不含水胶结良好沙岩井段
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建井周期从1999年的45d减少至2002年的23d，钻井成功率由 88%提高到100%，钻井中靶率达98%，靶心半径小于10m。 虽然胜利油田在侧钻井技术方面处于国内领先水平，但与国外 相比仍有较大差距。为尽早赶上国际先进水平，胜利油田对侧 钻井新技术仍在进行不断地研究，正在研究的项目有地质导向 钻井技术、旋转导向钻井技术、扩眼技术与膨胀管技术等。
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开窗侧钻常用钻机
修井机 小型钻机 连续油管作业机
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国内侧钻井发展概况
国内从50年代末、60年代初开始试验研究套管侧 钻钻井技术。经历了非定向侧钻、定向侧钻到侧钻水 平井三个发展阶段。
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•玉门油田开窗侧钻技术发展概况 玉门油田开窗侧钻技术发展概况 玉门油田于1957年开始开窗侧钻技术。 1988年配套了工具、仪器装备和工艺技术， 重新开始侧钻技术，并逐步完善。主要采用复式 铣锥开窗、单式铣锥修窗和加长窗口的方法来完 成开窗过程。 近几年共完成开窗侧钻井110余口，各项指 标均达到了较高的水平。
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胜利油田现状
胜利油田经过40多年的开发，现有各类报废井4600多口， 胜利油田经过40多年的开发，现有各类报废井4600多口，套管开窗侧钻技术 40多年的开发 4600多口 大有用武之地。 大有用武之地。 胜利油田开窗侧钻工作起始于20世纪80年代中期， 胜利油田开窗侧钻工作起始于20世纪80年代中期，由于当时钻井生产需要仅 20世纪80年代中期 限于244.5mm(95/8")套管，成本过高。 限于244.5mm(95/8")套管，成本过高。 244.5mm(95/8")套管 1993年开始对侧钻工艺技术进行研究攻关。 1993年开始对侧钻工艺技术进行研究攻关。 年开始对侧钻工艺技术进行研究攻关 “九五”期间承担了国家重点项目，形成了一整套适合胜利油田地质特点的 九五”期间承担了国家重点项目， 中短半径侧钻水平井及常规侧钻定向井钻采修配套技术。 中短半径侧钻水平井及常规侧钻定向井钻采修配套技术。 从1986年开始应用套管开窗侧钻技术以来，已先后在Φ244.5mm、Φ177.8mm 1986年开始应用套管开窗侧钻技术以来 已先后在Φ244.5mm 年开始应用套管开窗侧钻技术以来， Φ244.5mm、 和Φ139.7mm套管中成功地完成了500多口各类开窗侧钻井，并在卡塔尔完成 Φ139.7mm套管中成功地完成了500多口各类开窗侧钻井 套管中成功地完成了500多口各类开窗侧钻井， 了20多口高难度的开窗侧钻水平井。 20多口高难度的开窗侧钻水平井 多口高难度的开窗侧钻水平井。
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适用条件
在井型的选择上，为了挖掘剩余油潜力可细分为五种类型： ①断失层 ②局部微构造高点 ③井间剩余油滞留区 ④老井部分生产层段报废，原井仍有潜力的层系 ⑤井网不完善的潜力层
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侧钻多层局部高
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侧钻断失层
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侧钻井间滞留区
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近 年 侧 钻 井 构 成 情 况
常规侧钻井 连续油管侧钻井
短半径侧钻井
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国外状况
90年代美国几种钻井新技术发展速度对比 90年代美国几种钻井新技术发展速度对比
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国外套管开窗侧钻水平井发展概况
•国外开窗侧钻水平井早在三十年代就进行过这方面的试验， 由于工具不配套、工艺不成熟、成本高而告失败。 •50年代以后，又进行了这方面的研究，但由于原油价格低、 工艺不成熟、成本高等 原因，到60年代仅钻了75口井，且 水平段长度一般不超过15米。 •70年代末至80年代初，美国的Eastman Christensen 公司研制 成功了短半径旋转钻井系统，使短半径水平井钻井有了新的 发展。 •90年代，代表这一时期钻井技术的侧钻水平井技术和径向 水平井技术得到了迅速发展。
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侧钻水平井技术是指使用专门井下工具，从老井套管内 侧钻而成的水平井。它是在侧钻井技术、水平井技术和小 井眼技术的基础上发展起来的代表九十年代钻井水平的新 技术，不仅能使老井复活，而且可以大幅度提高单井产量 和采收率。
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国外侧钻井发展概况
套管开窗侧钻技术是在定向井技术基础上发展起 来的。从常规侧钻井（非定向侧钻井和定向侧钻井） 发展到短半径侧钻水平井和连续油管侧钻井，代表侧 钻井新技术的短半径水平井和连续油管侧钻井所占比 例在逐年增加。
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汇报内容
1.技术概况 1.技术概况 2.开窗侧钻的技术优势与适应条件 2.开窗侧钻的技术优势与适应条件 3.套管开窗侧钻关键技术 3.套管开窗侧钻关键技术 4.应用效果及经验教训 4.应用效果及经验教训 5.新技术集成与下步攻关方向 5.新技术集成与下步攻关方向
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官 114 沙 二5 水 淹 图
2090 2080 2070 2060
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老井更新侧钻
1970
2000
2030
2060
2090
2120
2150
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加深侧钻
草20潜山东西向油藏剖面图
草20-斜102 斜
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适用条件
针对不同的剩余油潜力类型，为保证侧钻的高效，在 井型的选择上要区别对待：
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汇报内容
1.技术概况 1.技术概况 2.开窗侧钻的技术优势与适应条件 2.开窗侧钻的技术优势与适应条件 3.套管开窗侧钻关键技术 3.套管开窗侧钻关键技术 4.应用效果及经验教训 4.应用效果及经验教训 5.新技术集成与下步攻关方向 5.新技术集成与下步攻关方向
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a．层系较单一的断失层潜力多选择靠近靶点的老井; ．层系较单一的断失层潜力多选择靠近靶点的老井; b．油层较多的局部微高及井间滞留区潜力，应选择能沿断层上升盘实施侧钻的 老井，井与靶点的水平距离小于200m为宜; 老井，井与靶点的水平距离小于200m为宜; c．加深侧钻古潜山油层，提高井网对储量的控制程度。
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（1）通井、通径、试压 通井、通径、
开 窗 侧 钻 工 艺 流 程
（4）定向钻进 （2）测陀螺 ①下入地锚―――斜向器用复式铣锥开窗 下入地锚――― ―――斜向器用复式铣锥开窗 （3）开窗侧钻 ②段铣器段铣套管开窗
（5）完井作业
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关键技术