侧钻工艺技术(讲课)
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主要根据单井井眼应力场分布， 套管承受挤毁能力计算分析，确 定井眼的寿命是否与剩余油开采 周期相匹配。一般常规修井技术 修复的套损井其寿命远远低于套管
侧钻井。
侧钻井施工流程及关键技术 侧钻井施工难度评价
主要根据断块油气藏的特性，尽 可能使侧钻井井眼轨迹避开客观 存在而不可抗拒的漏失断层和易 塌易卡的盐膏层，判定中靶的难 易程度。其最终目的是将投资和 施工风险降低到最低限度。
开窗侧钻工艺技术
一．工艺原理
二．侧钻井施工流程及关键技术
工艺原理
在套损点以上某 一位置固定专用斜 向器，利用斜向器 的导斜和造斜作用， 使专用工具在套管 侧面开窗，在套管 内形成通向油层的 通道，然后用专用 的定向仪器按设计 的井眼轨迹钻至设 计深度，下入较小 的套管悬挂固井， 射孔完成。
斜向器
利用老井场，减少工农占地费； 套管内开窗侧钻可利用大部分油层套管， 缩短钻井周期和节省大部份油层套管费 （一口开窗侧钻井可节约套管费用36-50万 元）； 利用小功率的设备减少固定资产占用费用。 因而小井眼开窗侧钻井的施工成要大大低 于更新井和调整井，仅为新井的1/2-1/3。
目前小井眼侧钻工艺和技术方面存在的问题
侧钻井施工流程及关键技术
结合以上两种斜向器的优缺点，我们自 行设计加工出了一种“双弧面双卡瓦锚 定式斜向器”
同时具有能使斜向器以下井段与以上井段 封隔密封、不用挤注水泥浆封固、定向较 为准确，一趟钻完成开窗、坐封两个工序， 施工时间更短、铣锥不易滚动的优点。马 上准备投入使用。
双弧面双卡瓦锚定式斜向器原理图
侧钻井施工流程及关键技术
5.定向固定斜向器
目的: 斜向器的重要作用是导斜，使开窗铣锥能在套管
侧面开出利于侧钻和完井套管下入的窗口。可以说无斜 向器将无法开窗。斜向器的结构形式是一个具有一定倾 斜面的圆柱体，斜面有一定倾角、硬度和形状，以便在 套管侧面开窗时，斜向器的斜面与套管同时被铣磨，保 证套管窗口的圆滑和长度、宽度的适中。因此，斜向器 如何被送入预定井段及怎样固定住斜向器使之稳定不窜 动、不转动，则是侧钻工作中又一技术关键。 斜向器的固定位置一般应选在套损部位以上20--30m的 完好套管部位，且在两个套管接箍之间，该处固井质量 为优质。
钻杆 送斜器
销钉 斜向器
注水 泥段
侧钻井施工流程及关键技术
质量及技术要求
1）配制水泥浆，其密度应控制在1.85--1.95之间。 2）水泥浆用量，不少于1M3。 3）注水泥塞时所用的钻具，丝扣必须上紧，不 允许在施工过程中发现掉落现象，下入注水 泥塞的钻具深度，其误差不得超过0.5m。 4）定斜器位置要准确，与开窗位置相差不能大 于0.3m。
开窗侧钻方式分类
按侧钻工程工况的不同分为二大类： 套管锻铣裸眼侧钻 利用铣刀将油层套管锻铣掉一段，裸露出 这一段地层，从这一段裸眼地层侧钻出老 井眼，钻达目的地层。 套管开窗侧钻 上部套管还有利用价值，利用套管开窗工 具在套管本体上开个窗口，从这个窗口侧 钻出老井眼，钻达目的层。
第二节 开窗侧钻工艺技术
套管开窗工具结构简单，施工周期长；斜向器难以 实现准确定位，开窗的实际方位与设计相差太大， 有的偏差达100度之多；开窗完成后新井眼与老井 筒不能实现快速分叉，新井眼顺着老井筒走。 由于钻头选型受限制，钻进参数受井眼小钻具组合 的限制，钻头破岩速度慢、机械钻速低。 由于井眼小，钻具与井眼之间的间隙小，事故率高。 钻φ118mm井眼下4″套管，套管与井眼之间的间隙 小，固井难度增大，固井质量很难有保证，固井合 格率很低。
6.开窗和修窗
目的:
在套管井眼的侧面利用专用铣锥钻磨 出一条一定长度和宽度的窗口，使裸 眼钻进的钻具及完钻后下入小直径套 管能顺利通过。
侧钻井施工流程及关键技术
开窗钻柱结构
窗口长度确定
不能过短，应能 满足起下工具无 挂阻；过长则浪 费施工时间，过 多磨损钻具。
Φ89mm(3") 方钻杆
Φ73mm （27/8"）钻杆
套管错断损坏示意图
展开小井眼开窗侧钻的目的和意义
避开问题井段：
利开窗侧钻技术可 以恢复套损井
套管变形
套管错断
侧钻位置
井下落物
以下为 问题井段
展开小井眼开窗侧钻的目的和意义
3、对高含水 的井因层间互 窜不能实现分 层开采的，进 行开窗侧钻实 现优化注采
侧钻位置
油层
展开小井眼开窗侧钻的目的和意义
4、降低生产成本
侧钻技术的发展现状
中原油田油藏埋藏深，地质结构复杂， 这几年由于受市场诸多因素的影响，小 井眼侧钻没有得到人们的认同，没有投 入对小井眼侧钻工艺技术以及配套工具 的研究，没有与其它油田一样形成一套 适合中原油田地层的小井眼侧钻技术， 小井眼侧钻技术在本油田还不完善。其 主要障碍在于开窗工具效率低，钻头破 岩速度慢，小井眼固井成功率低，我们 要发展小井眼侧钻，首先必须攻克这些 难题。
开窗侧钻工艺技术
侧钻井施工流程及关键技术
（一）侧钻井单井评价和设计 （二）开窗工艺技术 （三）裸眼钻进技术 （四）完井工艺技术
侧钻井施工流程及关键技术
（一）侧钻井单井评价和设计 1、侧钻井评价
开发价值评价 侧钻井井眼寿命预测评价 侧钻井施工难度评价
2、侧钻井设计：
开窗井段和位置的设计 最优化井眼轨迹的设计 井壁稳定方案的设计，确定合理的钻井液体系
侧钻井施工流程及关键技术
注意事项：
1）入井管柱的所有丝扣要上紧，能承受2025MPa的压力。 2）下斜向器的整个下钻过程中，要严格控 制下放速度，并且操作平稳，严禁猛放、 猛顿。 3）下斜向器的过程中要保证管柱内部清洁。 4）斜向器下到设计位置，要先后循环洗井， 再定向座封。
侧钻井施工流程及关键技术
10根Φ73mm 加重钻杆
侧钻井施工流程及关键技术
3.套管试压
目 的
全面了解套管的完好情况及底部水泥塞 的质量。 为开窗高度和下尾管高度提供依据，并 为下尾管固井后试压打好基础。
侧钻井施工流程及关键技术
试压标准：
注水井试压12MPa，30min压降不超过 0.5Mpa为合格。 油井试压10MPa，30min压降不超过 0.5Mpa为合格。
侧钻工艺技术
2018年10月12日
第一节
前
言
侧钻技术的发展现状
套管井侧钻技术起源于20年代的前苏联，其基础技 术是多底井、分枝井钻井技术。而我国于1957年开 始应用侧钻技术。从工程方面讲，目前老油田套管 损坏井越来越多，而且套管的损坏速度越来越快， 并且有相当比例的井不能用常规的大修手段来解决； 从效益方面来讲，当今原油生产成本受各种因素的 影响越来越高，而钻井在其中占了很高的比重。小 井眼侧钻不仅能彻底修复老井，而且成本是打一口 新井的1/2。目前，这一技术体系已成为我国各大油 田解决老区块上具有开发价值的套管变形井、事故 井和加深井等恢复产能的重要手段，比钻更新井、 调整井相对容易，且经济可行。国内各大油田不同 程度地形成了适合自身条件的《侧钻工具及工艺配 套技术》。
钻杆
双卡瓦锚定式斜 向器这种工具具 有可以使斜向器 以下井段与以上 井段封隔密封、 不用挤注水泥浆 封固、定向较为 准确、施工时间 短的优点。
钻杆与 斜向器 连接部
斜向器
卡瓦 封隔器
侧钻井施工流程及关键技术
该工具存在的问题：
在实际施工中我们发现，采用该工具 开窗后的井眼方位往往与斜向器定向 方位不一致，分析原因认为，开窗时 由于斜向器斜面是一个平面，复合钻 铰式铣锥在负荷不均时易滚动所至， 并且此套工具需要两次下井才能完成 开窗。
管内壁
目 的
清理由于长期注采而在套管内壁上 沉结的污垢，以便入井的各种管具 工具顺利通过。并能够牢固固定斜 向器。
侧钻井施工流程及关键技术
方 法
在5 1/2″套管内下入5 1/2″套管刮 削器，并在开窗位置上下10米反 复刮削数次。 管柱结构：5 1/2″刮削器+ 2 7/8″钻杆。
所下通井规直径应比套管内径小5--8mm， 或者大于定斜器最大直径2mm以上。 所下通井规长度应大于斜向器长度0.5m以 上。 通井操作选用标准要求的通井规程，通井 井深超过斜向器尾管底部5m以下。
侧钻井施工流程及关键技术
安全注意事项：
１）通井规下井前，必须丈量、检查并上紧所有 钻具丝扣。 ２）通井时要平稳操作，注意观察悬重变化，发 现遇阻，只能采取上下活动，不允许下蹲或旋转操 作。 ３）下通井规速度应控制，中途遇阻必须做好其 位置的详细记录。并修套至畅通为止，方可继续通 井。 ４）通完井后，如又动用过水泥及其它堵剂，必 须另行通井。 ５）禁止使用通井规进行冲砂洗井，防止卡钻事 故的发生。
展开小井眼开窗侧钻的目的和意义
2、修复套损井，恢复产能和完善注采井网
套管变形示意图 中原油田地质构造复 杂，多年注水开发，地层 岩石吸水澎胀，蠕变加剧； 岩石层面间的摩擦力降低， 易于流动；多套盐层流动 滑移等原因，造成油田套 管变形、错断损坏的速度 和数量非常惊人。
展开小井眼开窗侧钻的目的和意义
侧钻井施工流程及关键技术
5）倾角在3°以内，斜面长度大于1m，尾管长 度大于15m。 6）固定要牢，在侧钻过程中，保证定斜器的 斜面方位与深度不能移动。 7）定斜器顶部一定要沿管边正直。 8）定斜器与送斜器销钉要能在钻具负荷冲击 下剪断。
侧钻井施工流程及关键技术
(2)双卡瓦封隔器锚定斜向器
目前我们采用了
1、开发剩余油气资源 2、修复套损井，恢复产能和完 善注采井网 3、对油水互窜的井实现分层开 采 4、降低生产成本
展开小井眼开窗侧钻的目的和意义
1、开发剩余 油气资源
中原油田构造复 杂，使一些区 块存在相当的 剩余油气藏。 使用小井眼侧 钻井技术可以 进行老区的滚 动评价，有效 的开发一些剩 余油气资源
侧钻井施工流程及关键技术
开发价值评价
主要根据侧钻井所属区块单井开发的静 动态信息资料，建立其剩余油气藏分布 的大型数值模拟计算分析模型，弄清楚 原始储量分布及其目前开采状况下剩余 油藏的分布及产能分析。进行侧钻后， 根据裂缝展布，对压裂效果、产能进行 预测和评价。
侧钻井施工流程及关键技术 侧钻井井眼寿命预测评价
侧钻井施工流程及关键技术
方 式：挤注水泥
挤封前要把所有待挤封井段都暴 露出来； 采用水泥浆从井底替过井段后再 进行挤封的方法；
侧钻井施工流程及关键技术
2. 通
目 的：
了解套管完好情况，为侧钻开窗选择位 置和悬挂尾管重复高度等提供依据。 为下斜向器创造条件。
井
侧钻井施工流程及关键技术
方 法：
侧钻井施工流程及关键技术
侧钻井设计需要的资料
地质分层、地层孔隙压力、地层倾向及倾角。 周围注水井状况（距离、注水压力、注水量）。 老井井斜数据，固井质量，套管数据。 历次作业修井情况，套管损坏部位、井内落鱼及 管柱情况。 老井钻井情况及数据，特别是井漏和事故情况， 所使用泥浆比重及钻具结构钻井参数。 井口坐标、靶心坐标及甲方要求。
侧钻井施工流程及关键技术
定向固斜向器的方法:
(1)挤注水泥固定法
斜向器送斜器均有循环通道，先将 斜向器送至设计深度位置后，驼螺定向， 注入水泥浆。然后剪断送斜器与斜向器 间的连接销钉，起出送斜管柱侯凝。此 方法固定斜向器简单可靠。
侧钻井施工流程及关键技术
初期采用挤注水 泥浆固定斜向 器具有工具便 宜、易操作、 固定后不易活 动的特点，不 足之处是剪断 销子时斜向器 方位易变动， 施工时间长。
侧钻技术的发展现状
中原油田从1995年开始小井眼开窗侧钻， 至今已施工100余口井，单井产量最高达 35t/d。据统计资料表明，中原油田套管 损坏井数年增长率高达10-20%，采油四 厂套管损坏井占总井数的50%。因此老 井重要的恢复措施--开窗侧钻将成为中原 油田今后一个重要的增产措施。
展开小井眼开窗侧钻的目的和意义
侧钻井施工流程及关键技术
(二)开窗工艺技术
1.处理老井筒 2.通 井 3.套管试压 4.清理套管内壁 5.定向固定斜向器 6.开窗和修窗
侧钻井施工流程及关键技术
1. 处理老井筒
目的:
原井层系间不能窜通，至少在平面半径5m以 内层间不能窜通； 原井套损部位以下落物需捞尽； 原井套损部位以上30--50m至人工井底需封 固报废； 为固定斜向器选择一个准确而坚固的井底。
侧钻井。
侧钻井施工流程及关键技术 侧钻井施工难度评价
主要根据断块油气藏的特性，尽 可能使侧钻井井眼轨迹避开客观 存在而不可抗拒的漏失断层和易 塌易卡的盐膏层，判定中靶的难 易程度。其最终目的是将投资和 施工风险降低到最低限度。
开窗侧钻工艺技术
一．工艺原理
二．侧钻井施工流程及关键技术
工艺原理
在套损点以上某 一位置固定专用斜 向器，利用斜向器 的导斜和造斜作用， 使专用工具在套管 侧面开窗，在套管 内形成通向油层的 通道，然后用专用 的定向仪器按设计 的井眼轨迹钻至设 计深度，下入较小 的套管悬挂固井， 射孔完成。
斜向器
利用老井场，减少工农占地费； 套管内开窗侧钻可利用大部分油层套管， 缩短钻井周期和节省大部份油层套管费 （一口开窗侧钻井可节约套管费用36-50万 元）； 利用小功率的设备减少固定资产占用费用。 因而小井眼开窗侧钻井的施工成要大大低 于更新井和调整井，仅为新井的1/2-1/3。
目前小井眼侧钻工艺和技术方面存在的问题
侧钻井施工流程及关键技术
结合以上两种斜向器的优缺点，我们自 行设计加工出了一种“双弧面双卡瓦锚 定式斜向器”
同时具有能使斜向器以下井段与以上井段 封隔密封、不用挤注水泥浆封固、定向较 为准确，一趟钻完成开窗、坐封两个工序， 施工时间更短、铣锥不易滚动的优点。马 上准备投入使用。
双弧面双卡瓦锚定式斜向器原理图
侧钻井施工流程及关键技术
5.定向固定斜向器
目的: 斜向器的重要作用是导斜，使开窗铣锥能在套管
侧面开出利于侧钻和完井套管下入的窗口。可以说无斜 向器将无法开窗。斜向器的结构形式是一个具有一定倾 斜面的圆柱体，斜面有一定倾角、硬度和形状，以便在 套管侧面开窗时，斜向器的斜面与套管同时被铣磨，保 证套管窗口的圆滑和长度、宽度的适中。因此，斜向器 如何被送入预定井段及怎样固定住斜向器使之稳定不窜 动、不转动，则是侧钻工作中又一技术关键。 斜向器的固定位置一般应选在套损部位以上20--30m的 完好套管部位，且在两个套管接箍之间，该处固井质量 为优质。
钻杆 送斜器
销钉 斜向器
注水 泥段
侧钻井施工流程及关键技术
质量及技术要求
1）配制水泥浆，其密度应控制在1.85--1.95之间。 2）水泥浆用量，不少于1M3。 3）注水泥塞时所用的钻具，丝扣必须上紧，不 允许在施工过程中发现掉落现象，下入注水 泥塞的钻具深度，其误差不得超过0.5m。 4）定斜器位置要准确，与开窗位置相差不能大 于0.3m。
开窗侧钻方式分类
按侧钻工程工况的不同分为二大类： 套管锻铣裸眼侧钻 利用铣刀将油层套管锻铣掉一段，裸露出 这一段地层，从这一段裸眼地层侧钻出老 井眼，钻达目的地层。 套管开窗侧钻 上部套管还有利用价值，利用套管开窗工 具在套管本体上开个窗口，从这个窗口侧 钻出老井眼，钻达目的层。
第二节 开窗侧钻工艺技术
套管开窗工具结构简单，施工周期长；斜向器难以 实现准确定位，开窗的实际方位与设计相差太大， 有的偏差达100度之多；开窗完成后新井眼与老井 筒不能实现快速分叉，新井眼顺着老井筒走。 由于钻头选型受限制，钻进参数受井眼小钻具组合 的限制，钻头破岩速度慢、机械钻速低。 由于井眼小，钻具与井眼之间的间隙小，事故率高。 钻φ118mm井眼下4″套管，套管与井眼之间的间隙 小，固井难度增大，固井质量很难有保证，固井合 格率很低。
6.开窗和修窗
目的:
在套管井眼的侧面利用专用铣锥钻磨 出一条一定长度和宽度的窗口，使裸 眼钻进的钻具及完钻后下入小直径套 管能顺利通过。
侧钻井施工流程及关键技术
开窗钻柱结构
窗口长度确定
不能过短，应能 满足起下工具无 挂阻；过长则浪 费施工时间，过 多磨损钻具。
Φ89mm(3") 方钻杆
Φ73mm （27/8"）钻杆
套管错断损坏示意图
展开小井眼开窗侧钻的目的和意义
避开问题井段：
利开窗侧钻技术可 以恢复套损井
套管变形
套管错断
侧钻位置
井下落物
以下为 问题井段
展开小井眼开窗侧钻的目的和意义
3、对高含水 的井因层间互 窜不能实现分 层开采的，进 行开窗侧钻实 现优化注采
侧钻位置
油层
展开小井眼开窗侧钻的目的和意义
4、降低生产成本
侧钻技术的发展现状
中原油田油藏埋藏深，地质结构复杂， 这几年由于受市场诸多因素的影响，小 井眼侧钻没有得到人们的认同，没有投 入对小井眼侧钻工艺技术以及配套工具 的研究，没有与其它油田一样形成一套 适合中原油田地层的小井眼侧钻技术， 小井眼侧钻技术在本油田还不完善。其 主要障碍在于开窗工具效率低，钻头破 岩速度慢，小井眼固井成功率低，我们 要发展小井眼侧钻，首先必须攻克这些 难题。
开窗侧钻工艺技术
侧钻井施工流程及关键技术
（一）侧钻井单井评价和设计 （二）开窗工艺技术 （三）裸眼钻进技术 （四）完井工艺技术
侧钻井施工流程及关键技术
（一）侧钻井单井评价和设计 1、侧钻井评价
开发价值评价 侧钻井井眼寿命预测评价 侧钻井施工难度评价
2、侧钻井设计：
开窗井段和位置的设计 最优化井眼轨迹的设计 井壁稳定方案的设计，确定合理的钻井液体系
侧钻井施工流程及关键技术
注意事项：
1）入井管柱的所有丝扣要上紧，能承受2025MPa的压力。 2）下斜向器的整个下钻过程中，要严格控 制下放速度，并且操作平稳，严禁猛放、 猛顿。 3）下斜向器的过程中要保证管柱内部清洁。 4）斜向器下到设计位置，要先后循环洗井， 再定向座封。
侧钻井施工流程及关键技术
10根Φ73mm 加重钻杆
侧钻井施工流程及关键技术
3.套管试压
目 的
全面了解套管的完好情况及底部水泥塞 的质量。 为开窗高度和下尾管高度提供依据，并 为下尾管固井后试压打好基础。
侧钻井施工流程及关键技术
试压标准：
注水井试压12MPa，30min压降不超过 0.5Mpa为合格。 油井试压10MPa，30min压降不超过 0.5Mpa为合格。
侧钻工艺技术
2018年10月12日
第一节
前
言
侧钻技术的发展现状
套管井侧钻技术起源于20年代的前苏联，其基础技 术是多底井、分枝井钻井技术。而我国于1957年开 始应用侧钻技术。从工程方面讲，目前老油田套管 损坏井越来越多，而且套管的损坏速度越来越快， 并且有相当比例的井不能用常规的大修手段来解决； 从效益方面来讲，当今原油生产成本受各种因素的 影响越来越高，而钻井在其中占了很高的比重。小 井眼侧钻不仅能彻底修复老井，而且成本是打一口 新井的1/2。目前，这一技术体系已成为我国各大油 田解决老区块上具有开发价值的套管变形井、事故 井和加深井等恢复产能的重要手段，比钻更新井、 调整井相对容易，且经济可行。国内各大油田不同 程度地形成了适合自身条件的《侧钻工具及工艺配 套技术》。
钻杆
双卡瓦锚定式斜 向器这种工具具 有可以使斜向器 以下井段与以上 井段封隔密封、 不用挤注水泥浆 封固、定向较为 准确、施工时间 短的优点。
钻杆与 斜向器 连接部
斜向器
卡瓦 封隔器
侧钻井施工流程及关键技术
该工具存在的问题：
在实际施工中我们发现，采用该工具 开窗后的井眼方位往往与斜向器定向 方位不一致，分析原因认为，开窗时 由于斜向器斜面是一个平面，复合钻 铰式铣锥在负荷不均时易滚动所至， 并且此套工具需要两次下井才能完成 开窗。
管内壁
目 的
清理由于长期注采而在套管内壁上 沉结的污垢，以便入井的各种管具 工具顺利通过。并能够牢固固定斜 向器。
侧钻井施工流程及关键技术
方 法
在5 1/2″套管内下入5 1/2″套管刮 削器，并在开窗位置上下10米反 复刮削数次。 管柱结构：5 1/2″刮削器+ 2 7/8″钻杆。
所下通井规直径应比套管内径小5--8mm， 或者大于定斜器最大直径2mm以上。 所下通井规长度应大于斜向器长度0.5m以 上。 通井操作选用标准要求的通井规程，通井 井深超过斜向器尾管底部5m以下。
侧钻井施工流程及关键技术
安全注意事项：
１）通井规下井前，必须丈量、检查并上紧所有 钻具丝扣。 ２）通井时要平稳操作，注意观察悬重变化，发 现遇阻，只能采取上下活动，不允许下蹲或旋转操 作。 ３）下通井规速度应控制，中途遇阻必须做好其 位置的详细记录。并修套至畅通为止，方可继续通 井。 ４）通完井后，如又动用过水泥及其它堵剂，必 须另行通井。 ５）禁止使用通井规进行冲砂洗井，防止卡钻事 故的发生。
展开小井眼开窗侧钻的目的和意义
2、修复套损井，恢复产能和完善注采井网
套管变形示意图 中原油田地质构造复 杂，多年注水开发，地层 岩石吸水澎胀，蠕变加剧； 岩石层面间的摩擦力降低， 易于流动；多套盐层流动 滑移等原因，造成油田套 管变形、错断损坏的速度 和数量非常惊人。
展开小井眼开窗侧钻的目的和意义
侧钻井施工流程及关键技术
5）倾角在3°以内，斜面长度大于1m，尾管长 度大于15m。 6）固定要牢，在侧钻过程中，保证定斜器的 斜面方位与深度不能移动。 7）定斜器顶部一定要沿管边正直。 8）定斜器与送斜器销钉要能在钻具负荷冲击 下剪断。
侧钻井施工流程及关键技术
(2)双卡瓦封隔器锚定斜向器
目前我们采用了
1、开发剩余油气资源 2、修复套损井，恢复产能和完 善注采井网 3、对油水互窜的井实现分层开 采 4、降低生产成本
展开小井眼开窗侧钻的目的和意义
1、开发剩余 油气资源
中原油田构造复 杂，使一些区 块存在相当的 剩余油气藏。 使用小井眼侧 钻井技术可以 进行老区的滚 动评价，有效 的开发一些剩 余油气资源
侧钻井施工流程及关键技术
开发价值评价
主要根据侧钻井所属区块单井开发的静 动态信息资料，建立其剩余油气藏分布 的大型数值模拟计算分析模型，弄清楚 原始储量分布及其目前开采状况下剩余 油藏的分布及产能分析。进行侧钻后， 根据裂缝展布，对压裂效果、产能进行 预测和评价。
侧钻井施工流程及关键技术 侧钻井井眼寿命预测评价
侧钻井施工流程及关键技术
方 式：挤注水泥
挤封前要把所有待挤封井段都暴 露出来； 采用水泥浆从井底替过井段后再 进行挤封的方法；
侧钻井施工流程及关键技术
2. 通
目 的：
了解套管完好情况，为侧钻开窗选择位 置和悬挂尾管重复高度等提供依据。 为下斜向器创造条件。
井
侧钻井施工流程及关键技术
方 法：
侧钻井施工流程及关键技术
侧钻井设计需要的资料
地质分层、地层孔隙压力、地层倾向及倾角。 周围注水井状况（距离、注水压力、注水量）。 老井井斜数据，固井质量，套管数据。 历次作业修井情况，套管损坏部位、井内落鱼及 管柱情况。 老井钻井情况及数据，特别是井漏和事故情况， 所使用泥浆比重及钻具结构钻井参数。 井口坐标、靶心坐标及甲方要求。
侧钻井施工流程及关键技术
定向固斜向器的方法:
(1)挤注水泥固定法
斜向器送斜器均有循环通道，先将 斜向器送至设计深度位置后，驼螺定向， 注入水泥浆。然后剪断送斜器与斜向器 间的连接销钉，起出送斜管柱侯凝。此 方法固定斜向器简单可靠。
侧钻井施工流程及关键技术
初期采用挤注水 泥浆固定斜向 器具有工具便 宜、易操作、 固定后不易活 动的特点，不 足之处是剪断 销子时斜向器 方位易变动， 施工时间长。
侧钻技术的发展现状
中原油田从1995年开始小井眼开窗侧钻， 至今已施工100余口井，单井产量最高达 35t/d。据统计资料表明，中原油田套管 损坏井数年增长率高达10-20%，采油四 厂套管损坏井占总井数的50%。因此老 井重要的恢复措施--开窗侧钻将成为中原 油田今后一个重要的增产措施。
展开小井眼开窗侧钻的目的和意义
侧钻井施工流程及关键技术
(二)开窗工艺技术
1.处理老井筒 2.通 井 3.套管试压 4.清理套管内壁 5.定向固定斜向器 6.开窗和修窗
侧钻井施工流程及关键技术
1. 处理老井筒
目的:
原井层系间不能窜通，至少在平面半径5m以 内层间不能窜通； 原井套损部位以下落物需捞尽； 原井套损部位以上30--50m至人工井底需封 固报废； 为固定斜向器选择一个准确而坚固的井底。