与原井井筒等径侧钻水平井的钻井方法
【技术领域】
[0001]本发明涉及石油钻井领域，特别涉及一种与原井井筒等径侧钻水平井的钻井方法。
【背景技术】
[0002]老油井侧钻水平井是挖掘油气田剩余可采储量潜力，提高油气藏采收率的有效方法之一。目前该技术已成为各大油田各区块开发中后期有效的增产稳产手段，其不仅避免了钻新井或加密井的重复建设投资，而且能有效降低开发成本，完善开发井网，提高单井产量和储量动用程度，具有广阔的应用前景。
[0003]目前，老油井侧钻水平井开采剩余储量采用的方法是:利用老油井部分井筒，选择合适位置进行铣锥开窗，然后利用较小直径的钻头侧钻至地质靶点位置，选择合适完井方式进行完钻。该方法充分利用老油井的井场和地面管网，大大降低了钻前工程和井场恢复的费用，且其充分利用老油井上部井眼，减少钻井费用，缩短钻井周期。其次，该方法可以对潜力比较大的报废井或井况不良不能正常工作的油气井进行侧钻，充分利用老油井的钻井、测井资料，降低钻井风险，最大限度地优化钻井参数，最大程度地挖掘生产潜力。与侧钻定向井和新钻定向井相比，开窗侧钻水平井单井控制面积大、可采储量大，能够增加泄流面积，提高单井产量，最终提高开发效益。但是，在侧钻水平井的钻井和完井角度上，上述方法存在明显的问题，普通尺寸或大尺寸的钻具进行侧钻水平井的施工中，在水平井中形成的水平段会偏离老油井较远距离，如此会使得水平井不能充分挖掘原井底部周围剩余的原油。同时，通常在常规的侧钻井方法中都是采用较小的钻具，但使用较小的钻具进行侧钻以后会使井眼进一步缩小，由于本身侧钻使用的钻具和井下工具较小，其强度也相应较小，当井下环空尺寸小后，非常容易出现钻具断裂、卡钻事故或钻具失稳屈曲情况。
【发明内容】
[0004]为了克服现有技术的上述缺陷，本发明实施例所要解决的技术问题是提供了一种与原井井筒等径侧钻水平井的钻井方法，其能够解决无法使用常规尺寸钻具进行侧钻水平井的问题。
[0005]本发明实施例的具体技术方案是:
[0006]—种与原井井筒等径侧钻水平井的钻井方法，其包括以下步骤:
[0007]对油井进行钻前处理；
[0008]在油井的表层套管鞋以下的侧钻点位置开始侧钻；
[0009]采用增斜的钻井工艺钻进第一预定距离；
[0010]采用稳斜的钻井工艺钻进第二预定距离；
[0011]采用降斜的钻井工艺钻进第三预定距离使得井斜角降至第一预定角度后，继续下钻至第一预设深度；
[0012]采用增斜的钻井工艺钻进使得井斜角增加至第二预定角度，继续采用稳斜钻井工艺钻进至第二预设深度；
[0013]采用增斜的钻井工艺钻至水平入靶点；
[0014]采用稳斜的钻井工艺由入靶点一直钻至端点。
[0015]优选地，在所述对油井进行钻前处理中，所述钻前处理包括:将老油井侧钻点以下的井段注水泥进行封堵作业;采用倒扣方式或割套管后拔套管的方式将油层套管倒出至表层套管鞋以下。
[0016]优选地，在所述采用增斜的钻井工艺钻进第一预定距离中，采用“2°/30m”至“4°/30m”全角变化率的增斜钻井方式钻进。
[0017]优选地，在所述采用降斜的钻井工艺钻进第三预定距离使得井斜角降至第一预定角度后，继续下钻至某一深度中，采用“2° /30m”至“4° /30m”全角变化率的降斜钻井方式进行钻进。
[0018]优选地，第一预定角度的范围为3度以内。
[0019]优选地，在所述采用增斜的钻井工艺钻进使得井斜角增加至第二预定角度，继续采用稳斜钻井工艺钻进至某深度中，采用“4° /30m”至“6° /30m”全角变化率的增斜钻井方式钻进，所述第二预定角度为15度。
[0020]优选地，在所述采用增斜的钻井工艺钻至水平入靶点中，采用“6.5°/30m”至“7.5° /30m”全角变化率的增斜钻井方式钻至水平入靶点。
[0021 ]优选地，其还包括以下步骤:在钻井完成后，向水平井内下入完井管柱，进而对水平井的水平段采用筛管的方式进行完井，对水平井的水平段以上的井段采用套管固井的方式进行固井。
[0022]优选地，自水平井的井底向井口方向，所述管柱包括依次相连接的管堵、筛管、盲板、管外封隔器、注水泥器和套管。
[0023]优选地，在水平井内套管外，将注水泥器位置朝着水平井的井口方向以上部分注入水泥以进行套管固井，当注入水泥完毕后，将盲板钻穿。
[0024]本发明的技术方案具有以下显著有益效果:
[0025]1、本发明中与原井井筒等径侧钻水平井的钻井方法在兼顾老油井和新井轨迹的同时，在实际钻井过程中还通过较为圆润的钻井轨迹有效降低了钻井施工的难度。
[0026]2、本发明中与原井井筒等径侧钻水平井的钻井方法在钻井、完井后，完井井筒的尺寸大，如此，可以保证固井的质量，高质量的固井可以减小对后期的进行采油和増油措施的影响。
[0027]3、本发明在钻井过程中遇有特殊井下复杂情况或有特殊要求时，由于其钻井的尺寸大于常规尺寸，其可以下入一层技术套管，然后再采用尺寸小于常规尺寸的钻头继续进行钻进，最后对后续钻进部分可以采用筛管或尾管完井。
【附图说明】
[0028]在此描述的附图仅用于解释目的，而不意图以任何方式来限制本发明公开的范围。另外，图中的各部件的形状和比例尺寸等仅为示意性的，用于帮助对本发明的理解，并不是具体限定本发明各部件的形状和比例尺寸。本领域的技术人员在本发明的教导下，可以根据具体情况选择各种可能的形状和比例尺寸来实施本发明。
[0029]图1为本发明与原井井筒等径侧钻水平井的钻井方法的流程示意图。
[0030]图2为本发明实施例中九段制侧钻水平井井眼轨迹图。
[0031]图3为本发明实施例提中老油井与新侧钻水平井完井后的结构示意图。
[0032]以上附图的附图标记:
[0033]101、第一直井段；102、第一增斜段；103、第一稳斜段；104、降斜段；105、第二直井段；106、第二增斜段；107、第二稳斜段；108、第三增斜段；109、第三稳斜段；110、侧钻水平井轨迹;111、老油井轨迹;2、表层套管;3、表层套管鞋;4、侧钻位置;5、固井水泥;6、套管;7、注水泥器;8、管外封隔器;9、尾部套管；10、盲板、11、筛管；12、管堵；13、老油井层套管；14、老油井注水泥封堵；15、老油井水泥返高；16、老油井油层套管鞋；17、侧钻水平井完井管柱；
18、老油井完井管柱;19、地质油层段。
【具体实施方式】
[0034]结合附图和本发明【具体实施方式】的描述，能够更加清楚地了解本发明的细节。但是，在此描述的本发明的【具体实施方式】，仅用于解释本发明的目的，而不能以任何方式理解成是对本发明的限制。在本发明的教导下，技术人员可以构想基于本发明的任意可能的变形，这些都应被视为属于本发明的范围。
[0035]图1为本发明与原井井筒等径侧钻水平井的钻井方法的流程示意图，如图1所示，本发明公开了一种与原井井筒等径侧钻水平井的钻井方法，其包括以下步骤:
[0036]对原井进行钻前处理，原井可以包括老油井，钻前处理可以包括:图3为本发明实施例提中老油井与新侧钻水平井完井后的结构示意图，如图3所示，将老油井侧钻点以下的井段注水泥进行封堵作业。当老油井的油层套管外原固井水泥5未返至表层套管2内时，将油层套管采用倒扣的方式倒出至表层套管鞋3以下，一般为侧钻点10米左右以下；当老油井的油层套管外原固井水泥返至表层套管2内时，采用倒扣方式或割套管后拔套管的方式将油层套管倒出至表层套管鞋3以下位置，一般为侧钻点10米左右以下。采取上述老油井钻前处理目的是为了实现采用相对于现行开窗侧钻相比尺寸更大的钻头，该侧钻方法克服了现行侧钻水平井施工中的缺点:其可以实现应用普通尺寸钻具、井下工具施工，钻速快、钻具安全系数高，避免出现侧钻后小井眼施工中的复杂情况;其完井井眼尺寸、完井套管6尺寸相对较大，套管6外环空间隙大，可以保证固井质量;完井井筒相对较大以后可以使得后期采油措施或增产措施基本不受影响。
[0037]图2为本发明实施例中九段制侧钻水平井井眼轨迹图，如图2所示，在老油井的表层套管鞋3以下的侧钻点位置进行侧钻，侧钻水平井轨迹110和老油井轨迹111如图2中所示。侧钻位置4如图2中所示，侧钻点以上为老油井的直井段，为本水平井的第一直井段101。充分利用老油井已经具有的井段，可以减少钻水平井时所需的钻进的距离。
[0038]采用增斜的钻井工艺钻进第一预定距离，该段为本水平井的第一增斜段102。其中，可以采用“2°/30m”至“4°/30m”全角变化率的增斜钻井方式钻进，第一预定距离为一段距离即可。例如，当钻进的第一预定距离为80米时，可以最终使得井斜达到8度左右，此时井底偏离老油井约为5m左右。
[0039]然后，采用稳斜的钻进工艺继续钻进第二预定距离，该段为本水平井的第一稳斜段103。第二预定距离为一段距离即可，例如可以是80m。
[0040]再采用降斜的钻井工艺钻进第三预定距离使得井斜角降至第一预定角度后，该段为本水平井的降斜段104，继续下钻至第一预设深度，继续下钻的该段为本水平井的第二直井段105。其中，采用“2°/30m”至“4°/30m”全角变化率的降斜钻井方式进行钻进。第三预定距离为一段距离即可，例如可以是80米。第一预设深度根据每一个需要开钻的水平井的深度而决定，第一预定角度范围为3度以内，S卩O至3度之间。当第一预定角度为O度时，此时钻进的方向为垂直向下。当第一预定角度为其它角度时，即钻进的方向与垂直方向具有一定角度。
[0041]再采用增斜的钻井工艺钻进使得井斜角增加至第二预定角度，该段为本水平井的第二增斜段106，继续采用稳斜钻井工艺钻进至第二预设深度，继续下钻的该段为本水平井的第二稳斜段107。其中，第二预设深度根据每一个需要开钻的水平井的深度而决定，其大致为快要到达开钻水平井的入靶点位置。例如可以采用“4° /30m”至“6° /30m”全角变化率