超短半径钻井技术调研报告

第一部分水平井及超短半径水平井钻井技术应用现状
1.1国外水平井应用现状及发展趋势
最近20多年来，水平井钻井技术已经发展为普遍应用的成熟技术，不仅在海上钻新井开发新油田方面发挥着重大作用，而且在陆上重入老井改造老油田方面也显示出惊人的效果。

水平井钻井技术的迅速发展，同时带动了相关新工具和新技术的发展。

高油价时代促使世界范围内加大油气勘探开发投入，水平井已成为高效开发油气的重要技术支撑。

当今世界各种水平井完成总数已达45000口，分布在69个国家和地区。

美国、加拿大和前苏联是早期钻水平井较多的国家，美国应用水平钻井技术的速度一直很高，每年约钻1000口左右的水平井。

过去的十年中，由于取得了很好的效果，水平井技术在美国、加拿大及俄罗斯等国的应用大幅度增加。

据费舍尔（Fisher）预计，水平井将使美国石油储量增加13.7亿吨，即占原油储量的2%。

加拿大国家能委会计算了阿尔伯达省和萨斯喀彻省大部分碎屑岩和碳酸岩油田储量的增加，估计平均总开采量可增加1%，储量增加9.8%。

1.1.1美国水平井钻井技术应用现状
自1990年以来，美国水平井的钻井速度一直高达600-1000口/年。

所钻井大致位于三个层系：得克萨斯州的Austin白垩地层占79%，美国北部与加拿大之间的Bakken页岩地层占5%，科罗拉多和怀俄明洲的里奥布拉瓦层系占2%，其它层系的井大约有14%。

大多数井的开发方案都是以水平井为主的，其中包括钻井、完井、修井等。

美国许多井已投产多年，全部水平井的90%是在碳酸岩地层中钻成的。

水平井岩性的分布与美国的石油资源形成了鲜明的对比，美国仅有20%的油藏为碳酸岩油藏，30%的储量是在碳酸岩地层中。

水平井技术在美国最常见的用途是穿越裂缝和减少水锥。

水平井能穿过地层几百米，井筒与许多裂缝和断块相连通。

水平井还用于水驱、强化采油和避免目的层地表的限制等作业。

美国水平井的平均产量与直井的产量比为3.2，而成本比为2.0。

Austin 白垩岩的平均成本比约为1.4。

据作业公司报道，水平井技术几乎在所有油藏条件下都取得了成功，总的技术成功率为95%，这说明实施水平井钻井技术已不存在障碍。

1.1.2加拿大水平井钻井技术应用现状
加拿大水平井应用的地层类型比美国多，大量的水平井用于稠油油藏。

由于在不
同油藏中应用水平井技术在经济性和实施方法上存在重大差异，所以把稠油油藏与常规和轻质油碎屑岩分开考虑。

水平井在稠油和轻质油藏内的应用在加拿大占主导地位。

少量的水平井在天然气方面的应用不象其它类型油藏那样成功，但近年已发生了较大的改变，加拿大水平井在天然气方面的应用得到复苏。

加拿大水平井最常见的用途是减少水气锥，有利的经济效益，穿越裂缝和避免目的层上方的地表限制。

水平井的另一个普遍用途是低渗油藏和薄层。

开采薄油层和重力泄油是加拿大水平井的特点。

加拿大油藏所报道的产量比和成本比总体上可与美国国内油田相比较。

加拿大所有的水平井，其水平井/直井产量比为4.1，而平均成本比是2.2。

与美国一样，加拿大水平井几乎在所有的油藏类型中都取得了技术成功。

超过90%的轻质碎屑岩、碳酸岩和稠油水平井项目在技术上都是成功的。

1.1.3俄罗斯水平井钻井技术应用现状
世界上绝大部分的原油都储藏在含有底水或边水的油藏中，对前苏联49个油田的研究发现，油水同层油藏占有比例在30%至80.3%之间。

在开发过程中，开发井或早或迟都会进入出水阶段，更由于在开采过程中水含量升高使得原油采收率低，因而对油水同层的开采往往是低效率的。

俄罗斯科学院油气技术研究分院经过多年的研究发现，在油水同层油藏中，要想使油井不出水几乎是不可能的。

如果利用垂直井、适当的产量并且控制出水量的方法（如50%），开采30年后的最大原油采收率为8%，也就是说，在油藏开发的后期阶段，仍有大量的原油储量因开发方法不当而残留在地层中，不能产生经济效益。

而相同油藏，其他控制方法相同，只是将垂直井改为水平井，则30年后的原油采收率为30%左右。

极大地提高了原油采收率。

因此，俄罗斯将利用水平井技术、适当的产量加一定的水量控制方法确定为该类油藏可行的开采方法。

对于含有底水和边水的油藏，在开发初期就可以确定水平井钻井开发方案。

而对于渐入成熟期的老油田，俄罗斯将绝大部分老油田采用的垂直井开发方式尽早转入水平井的开发状态，大大提高了这类油藏的采收率，解决了多年来一直困扰油藏专家的油水同层油藏的开采难题。

1.1.4国外水平井和大位移井钻井新技术
1、随钻测井/随钻录井（MWD/LWD）新技术
随着80年代以来水平井和大位移井的兴起，MWD/LWD技术也取得了很大进展，随钻测量由最初的随钻定向测量发展到现在的随钻测井。

出现了随钻电测车、随钻声波测井以及随钻核磁共振测井等。

目前，正在出现的六参数组合随钻测井仪可测量的参数包括井斜、方位、工具面、井下钻压、井下扭矩、井下震动、自然伽马、地层电阻率、密度、中子孔隙度和环空温度。

与早期的随钻测井相比，现在的随钻测井仪器可靠性高，稳定性强，可更好地评价油、气、水层。

随钻测井为用户实时提供决策信息，有助于避免井下复杂情况的发生，引导井眼沿着最佳轨迹穿过油层。

随钻测井仪中具有领先地位的是地质导向测井，这样可以更好地引导钻头穿过薄油层和复杂地层，利用测井数据直接进行地质导向钻井，而不是完全按照预先设计的井眼轨迹钻井。

钻井实践表明，用地质导向工具可以精确地控制井眼的垂深，避免水锥和气锥，准确地穿越储层，从而带来巨大的经济效益。

2、井下新工具
（1）MacDrill井下马达
一种新概念的井下马达——MacDrill马达解决了缩短长度以便于安装和定向这两个问题。

它的转子的转动是完全同心的，因此运转平稳，不需要万向挠性轴，从而简化并缩短了马达。

这种马达的长度大约是类似容积式马达的一半，比涡轮钻具短75%。

结构紧凑的MacDrill马达更容易实现短半径井眼施工。

MacDrill马达现在已有三种直径：42.86mm，53.97mm和79.3mm。

（2）导向系统
AutoTrak旋转闭环系统（RCLS）是一种综合的钻井随钻测量系统，可精密控制钻进方向。

它包括多级传播电阻率、双方位伽马射线、方位和钻头倾斜测量。

井下引导系统使钻头自动遵循编程的过程，使井眼轨迹的变化通过泥浆脉冲技术与地面沟通。

该过程也称为下行线路连接，在使整个钻井特性最佳化的同时，可确保井位定位准确。

（3）非旋转钻杆保护器
在大位移钻井过程中，高钻柱扭矩和套管过度磨损往往成为严重问题，扭矩超过顶驱或钻柱的承受能力将对完井构成威胁。

非旋转钻杆保护器是减少钻柱扭矩、防止套管过度磨损的方法之一，它可以减少
扭矩10%-30%。

在波斯湾海峡，非旋转钻杆保护器作为减少钻柱扭矩、防止套管磨损的手段获得了成功的应用。

在过去的6年里，非旋转钻杆保护器已经成功地应用于世界各地的几百口大位移井中。

1.2国内水平井技术实力现状及发展趋势
中国水平井钻井数量居世界第三位，水平井技术体系中拥有6个系列和多个种类。

中石油2006年完成水平井522口，2007年完成水平井600口，特别是2008年完成水平井1000口。

新增4个大型油气区水平井整装开发示范工程项目，水平井向陆上深层和超深层发展，并向海域发展，向常规和非常规油气藏领域发展，以提升国际市场水平井竞争实力。

然而我国水平井技术发展尚存在着瓶颈，水平井科研选向、对策待深入，不仅要扩大专业技术交流与合作，加快水平井推广应用步伐，而且要有效地发挥对油气勘探开发的支撑作用。

1.2.1 水平井业绩新纪录
1、钻井业绩新纪录
大港油田DG2H水平探井的水平位移为4100m；张海502FH水平开发井的水平位移达4128.56m；川东北高陡构造L型大斜度水平井较集中分布；大庆升深平1井是国内首口火山岩气藏L型水平井，创水平井段连续取心336.26m新记录；吐哈钻井公司创国内首口双层套管开窗侧钻水平井先例。

中石化塔河油田TK412CH井于井深6 073.52m 侧钻，库侧1井于井深6335m侧钻。

长庆油气田苏平1井为4阶梯水平井，水平井段总长869.5m。

大庆油田砂岩低渗薄油层（平均厚度0.5m）内，单口双阶梯水平井的水平井段总长565m。

塔里木油田双阶梯水平井数量最多，东河1-H3双阶梯水平井完井深度达6326m。

多分支水平井至今仍局限在6分支水平井级别以内。

鱼骨水平井至今国内仍只有少数钻井队能进行施工作业。

沁水盆地煤层气田是国内鱼骨水平井最集中分布区域。

DNP02井的水平分支达到12支，总进尺8018.46m。

以冀东为代表的多个油气田均大力推广应用鱼骨水平井，冀东油田年部署鱼骨水平井达6口。

长庆油田杏平1井主水平井段1203m，7条裸眼水平分支井段总长3503m，钻遇率87.7%。

沁水盆地煤层气开采中的连通水平井由鱼骨水平井与直井连通构成。

胜利钻井公司、辽河钻井公司、中原钻井公司和华北钻井公司均能钻连通水平井，技术业绩显著。

水平井地质导向技术实力较强的钻井公司多集中在东部地区，水平井钻遇率技术实力也同样
如此。

2、油气开发业绩纪录
用水平井进行预探评价、成组油气藏立体勘探评价将成为热门。

冀东南堡油田和中石化塔河油田的水平井油产量普遍较高（单井原油产量200-500t/d）。

冀东NP1-P4井原油产量创纪录达1000t/d。

胜利油田CB26B-支P1鱼骨水平井原油产量100t/d，为邻近直井3.3倍。

塔里木油田26%的生产井为水平井（195口），占油田产能的52%；塔里木哈德油田89%的开发井为双台阶水平井，原油产能200×104t/d。

冀东油田20%的生产井为水平井，占油田产能30%。

辽河油田4口连通水平井注蒸汽层内辅助重力泄油开采稠油，平均单井日产油量为22口直井的日产油量，使区块采收率提高30%。

胜利辛151区块改用水平井开采后，使采收率提高60%以上。

DNP02煤层气藏鱼骨水平井与直井构成层内连通水平井，煤层气产量2×104m3/d。

罗家11H大斜度水平井天然气产量高达302.14×104m3/d（无阻流量1026×104m3/d）。

西南油气田公司2006年完成21口水平井，平均单井天然气产量24.49×104 m3/d，超过中石油预计的目标。

升深平一火山岩地层L型水平井天然气产量30×104m3/d（无阻流量80×104m3/d）。

大庆芳134-平154水平井采用双封隔器分段压裂，两趟钻具共分压5段。

长庆油田庄平7井一次性水力喷射分段压裂4段，共压入地层支撑剂120m3。

磨溪气田水平井内拖动连续油管酸化作业井较多，普遍增产效果明显。

塔里木油田和大庆油田均率先开展水平井产液剖面测试；新疆油田首创国内水平井产能系统对比评价；辽河油田率先于国内全面进行水平井应用经济评价。

此外，中海油短半径深水平井也取得较大成功。

3、国际市场业绩纪录
中石化胜利钻井公司在卡塔尔的油气田钻成DK522三维绕障多阶梯水平井，还钻成63口大位移水平井，平均水平井段1635m，平均水平位移1852m。

中石油于委内瑞拉英特甘博低渗油田内树立了多阶梯水平井开发示范工程形象，使油田产量提高9倍。

辽河钻井公司在阿曼低渗碳酸盐岩油气藏内钻成多分支水平井（3-5分支），进行滚动勘探开发，树立了钻高难度水平井示范工程形象，继而又在古巴油田钻成首口水平井，并获得高产工业油流。

尤其是在国内鄂尔多斯气田中，以钻井业绩取信于甲方，一举获得54口多分支水平井钻井反承包大项目。

吐哈钻井公司近几年来在中亚地区国际市场上钻水平井（侧钻水平井和大位移水平井）的业绩尤其显著。

大庆钻井公司于委
内瑞拉毛利卡钻成的CIS-58水平井井段长度为1191.16m，创该地区水平井段长度最新纪录。

1.2.2 水平井技术瓶颈
国内的水平井总数仍较少，还不能满足油气勘探开发的需求。

水平井技术体系中有6大系列，部分技术掌握程度欠佳，制约了水平井功能的全面发挥。

水平井完井数量地区差别很大，辽河油田和新疆油田年完成水平井数量占中石油的44.8%以上，其余油气田完成水平井很少。

少数油气田年度水平井钻井方案计划编制盲目性较大，水平井推广应用不均衡现象明显。

从水平井的统计分析表明：至今钻水平油井很多，而钻水平气井很少；钻水平开发井很多，而钻水平探井很少，部分未获得重大发现的战略直探井也未作套管开窗侧钻水平井再评价；钻浅层、中深层水平井多，钻深层和超深层水平井较少，而深层和超深层的油气勘探开发潜力巨大；特种油气藏钻水平井较多，而常规油气藏钻水平井较少；中渗和高渗层钻水平井较多，而低渗层钻水平井较少，这与中石油年新增低渗储量占有比例70%以上很不协调。

厚度6m以上的油气层钻水平井较多，而薄层钻水平井较少，制约了油气井产出潜力的发挥。

单一产层钻水平井多，而成组油气层钻水平井较少；少数油气田水平井钻遇率90%-100%，而多数油气田水平井钻遇率却较低，平均钻遇率仅为80.4%。

水平井钻遇长度200-300m的井占42.4%，而水平井钻遇长度400m以上则很少；91.8%的水平井为筛管和射孔完井，更多的完井方式应用较少。

水平井开采和增注配套不足，制约着水平井开发经济效益的提高。

底边水油藏、稠油藏、中高渗油藏、裂缝油藏、凝析气藏中的水平井比直井产能明显提高，其余油气藏中的水平井比直井产能提高幅度不大。

现有多数投产水平井生产时间较短、递减规律尚不明确，开采效果跟踪分析和经济评价尚未全面进行。

水平井与直井产能对比；一种水平井与另一种水平井产能对比，多局限在宏观的井口产量上，尚缺乏对比的科学性。

水平井试井评价分析、产出剖面测试评价分析和井下含水监测却很少进行。

地层天然裂缝监测技术、水平井地质导向技术、地区间的技术实力差别较大；地质导向技术装备供给能力还很有限，不能短期内满足更多钻井队伍的需求。

水平井非均匀损害机理研究尚未有针对性地进行，多种类型油气藏内的多系列水平井渗流机理对比研究不够深入。

水平井井眼净化仅依赖钻井液性能改进和大排量供给。

欠平衡钻水平井和气相钻水平井技术和装备在部分油气田内仍不足，钻天然气
水平井更是如此。

国内目前钻水平井成本仍较高，用大口径连续油管钻水平井仍未变成现实；用连续油管水平井分段压裂、酸化仍在局部地区进行尝试。

井下作业工艺技术及水平井修井工艺技术发展滞后。

1.2.3 水平井科研选向
1、增加钻水平井的手段
加强钻水平井的技术交流与合作，引进一批XTC200型和XTC400型Φ89mm的连续油管钻机和配套工具，尽快进行钻井尝试，广开钻水平井的技术思路。

2、扩大水平井应用领域
海上和沙漠等地形复杂的油气勘探开发对超大位移水平井将有更大的需求。

稠油、油页岩、油砂矿地下流化开采均须尝试钻大井径连通水平井。

海底天然气水合物气藏勘探开发也对钻连通水平井有较大需求，尤其是注二氧化碳置换甲烷开采。

页岩气藏勘探开发对鱼骨水平井也将有更大的需求，气相钻井是最有效的技术途径。

3、强化水平井配套技术
钻水平井的井眼净化技术应进行液体性能、注入排量和转速匹配试验。

钻头性能要适应150-200r/min的需求，钻头牙齿长度科学确定，防止断齿。

成膜保护储层机理及技术研究，也要与完井解堵技术结合。

水平井模拟井下条件的储层损害评价方法要与油气层损害机理及保护技术研究相配套；与水平井储集层非均匀损害试井评价分析研究相配套；与水平井开采后的堵塞物性质和含量化学分析评价研究相配套，针对性地提高解堵工艺技术。

因大量水平井的出现，由于井下作业（酸化及压裂）和修井工艺技术发展滞后，应进行新技术开发研究，以适应更多系列水平井作业的需求，要满足水平井常规修井和大修的需求。

4、水平井管理创新
水平井应该进行宏观调控以保证水平井完成数量。

对于部分水平井钻井实力较弱的油气田，在市场经济的原则下对部分水平井钻井项目实施公开招标。

对水平井专业钻井队应重点进行技术、装备和专业人员配备；对走向国际市场的水平井专业钻井队在技术、装备和专业人员配备上应该优先保证。

水平井欠平衡钻井或气相钻井应加大推广力度，特别是钻天然气水平井的井控装备更应严格配备，适度提高水平井验收标准。

确立国家级的科研项目，以利提高科研攻关水平，在理论上和实践上均应有丰硕
的成果。

科研立项既要超前实现技术发展的战略趋势，又要体现各地区的技术特色和专业特色，应抓大放小分级立项，控制长周期科研项目和课题数量，降低科研风险，延长科研成果生存期，增加高科技含量。

较单一的推广应用项目和课题应严格控制数量和级别。

1.3超短半径水平井钻井技术应用现状
1.3.1国外超短半径水平井钻井技术应用现状
随着油田的持续开发和老油区作业频繁等原因使油水井井况日趋恶化，加上油藏的非均质性，严重影响油田采收率的提高。

如在开发区内补打更新井、加密井，其建井周期长、成本高。

在套管内侧钻超短半径水平井，不但可以节约钻井成本，而且还可以增大油层裸露面积，提高采收率和经济效益。

超短半径水平井是指曲率半径远比常规的短曲率半径水平井更短的、曲率半径小于5m的一种水平井，也称之为超短半径径向水平井。

径向水平井钻井技术是指在油田套管井中利用一套全新的系统设备和方法进行套管段铣（或套管开窗）、大直径扩孔（或单双侧扩孔）、高压水力喷射钻井、特殊测井、电化学射孔和切割、水平井眼砾石填充、筛管完井等作业的技术总和。

对于传统的常规方法如采用大角度螺杆钻具、铰链马达等工具钻成的曲率半径小于5m的超短半径水平井至今未见相关报道。

国外，在水平井钻井技术基础上发展起来的短半径水平井钻井技术已日趋成熟，虽然采用超短半径径向水平井系统钻成了许多口井，但超短半径径向水平井技术仍处在应用与探索中。

径向水平井钻井技术始于20世纪70年代末，80年代中期投入工业试验，80年代末期形成“超短半径径向水平井系统”(URRS)，进入商业应用。

进行这项研究工作的有美国Petrophysics有限公司和Bectwel投资公司等。

目前已完钻了几千口径向井眼，这些径向水平井有的是在垂直井的同一油层中钻入的，有的是在不同油层中钻入的，单个垂直井中所钻层位最多达5个，每个层位钻入的辐射状径向水平井最多达20个，实现了在多个层次钻多个辐射状径向井的技术。

对于这些径向井眼，大部分进行了测井和包括裸眼技术、柔性防砂管技术（径向井眼的衬管）及双向砾石充填技术完井。

径向井眼的长度一般在8-46m，依地质情况的不同和所结合的其它工艺(如注蒸
气)的不同，垂直井产能提高为2-10倍，平均原油增产约为2-4倍。

目前，国外从事该技术研究或拥有该项技术的国家有美国、加拿大、澳大利亚、克罗地亚、英国等。

2000年以来的有关文献表明，美国和加拿大等地区还在继续应用和探索超短半径径向水平井钻井技术。

目前美国和加拿大已有100000多口油井（产油较少的井）每天只能产油0.5-2m3。

使用超短半径方法的多分支水平井网络已经用于提高常规井和热采井的产能，并已取得预期的效果。

迄今为止，美国和加拿大两国已用超短半径水平井技术完成了1000多口井的钻井，这些井分布在不同地层中，大部分井都是在超短半径水平井技术不断改进成熟中打成的。

1.3.2国内超短半径水平井技术发展现状
1、中石油情况
在我国，径向水平井钻井技术是油井增产的一项强有力措施，特别适合于低渗透油田的开发，对钻井也有着重要意义。

从20世纪90年代初开始，中国石油天然气集团公司科技发展部组织了江汉机械研究所、石油大学等科研单位在“九五”期间对超短半径径向水平井技术进行了系统研究，承担的径向水平井配套技术的三个专题，在辽河油田钻采院和锦州采油厂以及中原油田钻井院的积极配合下，于1997、1998年先后在辽河油田钻成了国内第一口高压水射流径向水平井——锦45-04-19井和南阳油田古2206井等3口井中共钻出5个水平井眼。

径向进尺达到15.86m（因大修钻机的提升高度所限，已达到最大长度），平均机械钻速9.55m/h，最高钻速达12m/h，采用了裸眼完井工艺。

这是我国成为继美国之后，第二个拥有此项自主知识产权的国家。

1999年又钻成了锦38-303径向水平井，该井在两个不同方位、不同井深处钻出了四个水平井眼，最大长度6.75m，采用了水力压裂砾石充填完井技术。

2002年所钻的锦45-检1井是在辽河油田完成的第3口高压水射流超短半径水平井，该井在井深1006.00m处，钻出了分别长19.40m、10.90m的双分支径向水平井眼，打破了原有15.86m单支井眼的国内记录。

使原油产量提高3-10倍。

获得了良好的技术经济指标和效益。

通过这3口井试验，对工艺流程、各种专用工具、设备进行了全面检验，在自动送钻速度控制、数据采集、转向器坐放回收、旋转射流喷嘴、高压喷射管焊接等方面取得了技术上的突破；在大直径扩孔技术、垂直转向技术等关键技术上取得了重要进展，积累了大量的实践经验。