水平井钻井技术在中原油田的应用.docx
《水平井钻井技术在中原油田的应用.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《水平井钻井技术在中原油田的应用.docx（15页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
水平井钻井技术在中原油田的应用
水平井钻井技术在中原油田的应用
刘明国王志远
中原钻井工程技术研究院
摘要：
为了配合老油田的增油上产，近年来，中原油田实施了一批水平井和套管开窗侧钻水平井，取得了较好的社会经济效益，为油田上产增效做出了贡献。
从而总结出一套水平井钻井技术；在文章重点介绍了中原油田水平井选井及剖面优化技术、钻具组合、完井工艺技术、MWD+GAMMA地质测量技术及安全施工技术；并介绍了云2-平3井水平井施工的要点，为今后油田水平井开发提供技术参考。
关键词：
水平井侧钻水平井水平井选井剖面优化技术钻具组合MWD+GAMMA地质测量技术
1概述
水平井技术作为油气田开发的一项成熟、适用技术，在油气田开发中正日益得到推广应用。
近几年来，随着水平井工艺技术的突破性进展，综合钻井成本的逐年下降，经济效益的显著提高，水平井在许多不同油气藏开发中逐步得到广泛的应用。
中原油田属典型的断块低渗油气藏，油层薄，物性差，常规直井和定向井单井产量较低，难以实现理想的开发经济效果。
为了达到挖掘剩余油，增大油井的泄油面积，提高采收率，减缓油气、水锥效应，最终提高经济效益的目的，近年来，油田实施了一批水平井和套管开窗侧钻水平井，取得了较好的社会经济效益，为油田上产增效做出了贡献。
2水平井钻井工程技术
水平井技术对地质、钻井工程、定向井工程、录井、完井等工程技术提出特殊要求，工艺程序和工具使用比较复杂，为此，油田成立了水平井技术应用项目组,负责各专业间的技术协调、技术整合衔接，专用工具设备定制，工程项目管理等。
中原油田在调研国内外油田水平井开发先进经验，总结多年施工实践的基础上，逐步形成了适应油田油藏地质特点的水平井钻、完井技术。
2.1主要钻井、完井技术
2.2.1井位选择及剖面选择优化
2.2.1.1井位选择
油藏地质选井：
油藏分布调查及分类、水平井地质技术参数初步方案、油藏风险评价。
工程技术选井：
钻井、完井技术能力评价；钻、完井对地质技术指标限制及指标实现可行性分析；地质、工程技术指标综合统一方案；钻井、完井、生产风险评价。
2.2.1.2剖面选择优化
剖面优化选择的目的是为了在满足地质要求的情况下，在现有钻井工艺、工具设备条件下尽可能使施工简化，操作安全、快速，低成本投入。
剖面选择与优化过程其主要涉及技术包括以下几个方面：
水平井类型和剖面类型选择、侧钻造斜点的选择、造斜率优化选择、剖面摩阻分析。
在实现剖面优化过程中，首先考虑的是满足油藏地质特性。
结合油田地质特点，总结油田近年实施水平井的施工经验，水平井其类型和剖面应选择中半径水平井，曲率20°～35°/100m，靶前位移220～350m，水平段300～400m左右；开窗侧钻小井眼水平井曲率30°～45°/100m，靶前位移200～250m，水平段100～200m左右。
其次，在剖面的优化时，坚持以剖面轨迹最光滑，曲线最短，变方位、井斜的钻井工作量相对最小，以达到降低成本、有利后续施工为原则，建立以满足地质要求、几何条件、管柱与轨迹的摩阻扭矩相对较小为条件的约束函数。
设计时最好能与地质技术人员一起，在充分保证井眼曲率、井眼空间姿态要求、与周围邻井空间轨迹防碰关系和地质条件下，以轨迹摩阻相对最小为目标，适当调整靶点位置或入靶窗口大小。
2.2.2井身结构及完井工艺
2.2.2.1侧钻水平井井身结构
侧钻水平井完井大体上一般有三种完井方式：
裸眼完井、筛管完井和射孔完井。
不同的油藏采用不同的完井方式，通常根据目标层特点和钻遇地层特性选择，中原油田为典型的沙岩油气藏，钻遇地层复杂，侧钻水平井的井身结构是在老井井身结构的基础上选择尾管完井，完井方式有射孔完井和筛管完井。
经过研究论证和反复实践最终确定完井采用上部为尾管，水平段采用筛管的复合完井结构。
尾管串结构：
管串自下至上：
引鞋+Φ88.9mm筛管+盲管+分级箍+浮箍+浮箍+Φ88.9mm套管串+Φ116mm液压式悬挂器+Φ73mm送入钻杆。
图1侧钻水平井井身结构
2.2.2.2新钻水平井井身结构
新钻水平井井身结构采用了两种结构，结构一：
图2新钻水平井井身结构一
结构二：
图3新钻水平井井身结构二
表1新钻水平井井身结构一
井号
一 开
二 开
三 开
钻头×井深
（mm×m）
套管×下深
（mm×m）
钻头×井深
（mm×m）
套管×下深
（mm×m）
封固位置
（m）
钻头×井深
（mm×m）
套管×下深
（mm×m）
备注
明10-平1
Φ444.5×100
Φ339.7×100
Φ311.1×1420
Φ244.2×1420
1420.00
直井段
Φ215.9×2569
Φ139.7×2569
尾管完井，水平段割缝管
明10-平2
Φ444.5×100
Φ339.7×100
Φ311.1×1420
Φ244.2×1420
1420.00
直井段
Φ215.9×2492
Φ139.7×2492
尾管完井，水平段割缝管
云2-平2
Φ444.5×150
Φ339.7×150
Φ311.1×2448
Φ244.2×2448
2448.00
着陆点A
Φ215.9×2935
Φ139.7×100
尾管完井，水平段底部200m割缝管，上部套管
完井尾管串结构
引鞋+割缝管+盲板+1根套管+裸眼封隔器+1根套管+裸眼封隔器+分级箍+套管+尾管悬挂器+送入钻具
表二新钻水平井井身结构二
井号
一 开
二 开
三 开
钻头×井深
（mm×m）
套管×下深
（mm×m）
钻头×井深
（mm×m）
套管×下深
（mm×m）
封固位置
（m）
钻头×井深
（mm×m）
套管×悬挂深度×下深
（mm×m×m）
备注
云2-平3
Φ444.5×350
Φ339.7×347
Φ241.3×2288
Φ177.8×2287
2287
Φ152.4×2607
Φ114.3×2390×2607
尾管完井，水平段割缝管
云2-平4
Φ444.5×204
Φ339.7×201
Φ241.3×2108
Φ177.8×2105
2100
Φ152.4×2928
Φ114.3×2464×2928
尾管完井，水平段割缝管
濮1-平1
Φ444.5×200
Φ339.7×198
Φ241.3×2200
Φ177.8×2200
2200
Φ152.4×2640
Φ114.3×2400×2640
尾管完井，水平段割缝管，上部套管
胡24-平1
Φ444.5×304
Φ339.7×300
Φ214.3×2988.7
Φ177.8×2200
2200
Φ152.4×3308
Φ114.3×2050×3047
完井尾管串结构
引鞋+割缝管+盲板+1根套管+裸眼封隔器+1根套管+裸眼封隔器+分级箍+套管+尾管悬挂器+送入钻具
2.2.3钻具组合
钻具优化技术是水平井钻井技术的一项关键技术，其主要目的是在保证钻具一方面具有足够的强度，另一方面必须达到事先期望的要求，如增斜、稳斜、或是降斜。
特别是在滑动态钻井的方式下，还应考虑钻柱是否能够给钻头提高足够的钻压。
因此，钻具组合优化技术的重点是在满足钻柱强度要求的情况下，应尽可能地减小钻柱的摩阻和扭矩，同时，最大限度地提高接头的抗扭能力。
（1）钻柱优化原则：
满足轨道设计对钻柱的要求；满足钻柱强度要求；尽可能地降低摩阻扭矩；提高接头的抗扭能力；处理井下事故。
（2）钻柱优化解决的主要技术问题：
钻具强度；摩阻与扭矩：
钻机和钻柱承载能力；钻压传递；钻柱弯曲失稳和屈曲；钻具“自锁”；疲劳破坏。
经过实践，Φ149.2mm井眼水平井施工选择的钻具组合主要有：
斜井段：
Φ149.2mm钻头+Φ120mm×1.5°单弯螺杆+Φ120mm定向接头+Φ88.9mm无磁承压钻杆+Φ88.9mm斜坡钻杆+Φ88.9mm加重钻杆+Φ88.9mm钻杆。
水平段：
Φ149.2mm钻头+Φ120mm×1.25°单弯螺杆+Φ120mm定向接头+Φ88.9mm无磁承压钻杆+Φ88.9mm斜坡钻杆+Φ88.9mm加重钻杆+Φ88.9mm钻杆。
通井组合：
Φ149.2mm钻头+Φ147mm螺旋稳定器+Φ88.9mm无磁承压钻杆+Φ88.9mm斜坡钻杆（520m）+Φ88.9mm加重钻杆（300m）+Φ121随钻震击器+Φ88.9mm加重钻杆（100m）+Φ88.9mm钻杆。
Φ118mm井眼水平井施工选择的钻具组合主要有：
侧钻斜井段：
钻具组合（滑动或复合钻进）：
Φ118mm单牙轮钻头+Φ95mm单弯螺杆（Φ114mm稳定器+Φ95mm单弯螺杆）×1.25°～1.75°+Ф89mm无磁承压钻杆+Φ73mm斜坡钻杆+Φ89mm加重钻杆+Φ73mm斜坡钻杆。
钻具组合（旋转钻进）：
Φ118mm单牙轮钻头+Φ95mm单弯螺杆（Φ114mm稳定器+Φ95mm单弯螺杆）×1.25°～1.75°+Φ89mm无磁钻铤+Φ73mm斜坡钻杆+Φ89mm加重钻杆+Φ73mm斜坡钻杆。
侧钻水平段：
钻具组合（滑动或复合钻进）：
Φ118mm单牙轮钻头+Φ95mm单弯螺杆（Φ114mm稳定器+Φ95mm单弯螺杆）×0.75°～1.25°+Φ89mm无磁承压钻杆+Φ73mm斜坡钻杆+Φ89mm加重钻杆+Φ73mm斜坡钻杆。
通井组合：
钻具组合（滑动或复合钻进）：
Φ118mm单牙轮钻头+Φ95mm单弯螺杆（Φ114mm稳定器+Φ95mm单弯螺杆）×0.75°～1.25°+Φ89mm无磁承压钻杆+Φ73mm斜坡钻杆+Φ89mm加重钻杆+Φ73mm斜坡钻杆。
2.2.4轨迹控制技术
在钻进过程中，水平井的控制目标是随时改变的，是对不确定靶的精确控制，控制精度很高，需要时刻考虑井眼轨迹的变化，并根据变化情况制定下一步的施工方案，按照地质要精确控制井眼轨迹。
（1）直井段：
直井段的井身质量关系到全井的井身轨迹控制精度，甚至因为井斜位移过大，造成填井的情况。
为此，直井段应采用防斜打直技术，施工中及时监测，保证直井段打直；以便为斜井段顺利造斜奠定良好的基础。
（2）造斜段：
在斜井段，可以通过优选钻具组合和钻井参数得到与设计轨道相吻合的井眼轨迹。
在上部井段，一般采用“钻头十单弯动力钻具十MWD十…”的导向钻井系统；在下部井段或接近标志层时，下入“钻头+单弯动力钻具十GAMMA＋MWD十…”的地质导向钻井系统，进行地质导向钻井。
正常钻进时，应加强待钻井眼轨迹的预测，以确保下部井眼轨迹的有效控制。
利用MWD测取的GAMMA参数确定标志层或目的层，在目的层被确定之后，需要修改设计或施工方案。
据此，调整最后的造斜段以钻至水平，使井眼轨迹准确进入目的层并在其中有效穿行非常关键。
（3）水平段：
精确控制水平段的井眼轨迹是水平井施工的难点和关键所在。
在钻井施工过程中，根据MWD测取的实时GAMMA参数来分析判断所钻遇的油层情况，以控制水平段的井眼轨迹在油层中穿行。
通常水平段钻具组合为“钻头十弯动力钻具十GAMMA＋MWD＋…”地质导向钻井系统。
施工时，应充分掌握所选工具的造斜率，并加密测量间距，当井下出现异常情况时，更应及时对井眼轨迹进行有效的控制和调整。
a在薄油层中采用MWD加导向钻具进行井眼轨迹控制，利用MWD的GAMMA测量及时了解地层的变化，为准确的识别油层和井眼轨迹调整，提供了可靠的依据。
根据油层GAMMA特性结合地质录井的情况分析，判断钻头进入油层，从而做到了精确探油顶和入靶，实现水平段安全着陆。
b对于油层为上倾方向，水平段设计井斜大于90°，应控制井眼轨迹在A点前20～30m，垂深达到设计油顶位置，井斜达到最大井斜值减去4°～5°，进入油层后能及时在A点前调整到最大井斜，达到井眼轨迹控制在距油顶1m的范围内。
避免位移提前过多，进入油层时位置偏下，而井斜角较小，找到油层后上不去或偏离油顶下1.5m范围，则达不到地质要求。
c对于油层为下倾方向，水平段井斜角小于90°，靶前位移可适当多提前，探油顶井斜角可略小，可控制井眼轨迹在A点前20～30m，垂深达到设计油顶位置，井斜达到最大井斜值减去4°～5°，进入油层后地层下倾，井眼轨迹能在A点前追上地层，达到地质要求。
由于地质靶的不确定性，施工时不可能完全按照设计执行，而是需要根据施工过程得出的实际油藏特性描述对原设计作适当的调整，以使井眼轨迹最大限度地穿行于油层中。
为此，在水平井钻井过程中，井眼轨道设计和井眼轨迹控制工作就显得尤为重要，需要根据MWDGAMMA和录井、测井提供的实际地质特征调整设计轨道，控制井眼轨迹在油层中有效地穿行。
轨迹控制方案制定和现场实施考虑的几个关键因素：
⑴工具造斜率选择
通常工具实钻造斜率低于理论造斜率，为防止因各种因素造成工具实钻造斜率低于其理论预测值，实钻选择工具造斜率要按比理论值高10％～20％来选择或设计工具。
⑵造斜率在不同井段的优化选择。
在实钻造斜率控制中，常常是降斜易于增斜。
若实钻高于设计造斜率，把它降下来容易；若实钻造斜率低于井身设计造斜率，不一定保证可以把下一段造斜率增上去，通常造斜率选择先高后低。
⑶在控制时，要重视垂深对井斜关系的控制，垂深对井斜常有一种误差放大作用，垂增相差很小可能造成滞后或提前进靶着陆。
⑷在轨迹控制中提前调整方位，若在入靶前进行方位调整，造斜率很难控制在预想范围内。
⑸入靶前保持一定的井斜角稳斜探顶，这时工具的造斜率相对较小，应变能力强，可以克服地质不确定度因素，保证准确地探知油层位置，保证进靶井眼轨迹光滑性。
⑹保持矢量入靶，保证井眼入靶井斜角、方向角和垂深满足地质需要，减少水平段调整井斜和方位几率，影响井眼质量和钻进速度。
⑺及时进行轨迹预测，及时做出调整措施，实现轨迹跟踪。
通常实钻水平井眼轨迹是一条弯曲的空间三维曲线，为一条相对于设计线上、下起伏的波浪线。
现场控制时工程师尽量做到：
⑴保持下部钻具组合造斜和稳方位能力，控制造斜率变化不出现大起大落。
⑵井眼轨迹上下和左右微观变化，调整下部钻具力学能力，既调整造斜率。
⑶尽可能多采用复合钻进：
复合钻进与滑动钻进相比有显著优点，比如提高机械钻速；减少摩阻，易加钻压；破坏岩屑床，清洁井眼；保持井眼光滑。
因此，在钻进中应尽量采用复合钻进，多开转盘，特别是水平段钻进复合进尺通应到了水平段总进尺的75％。
⑷坚持短起钻：
每钻进一段距离（如50m左右，尤其是对小井眼段和定向、纠斜井段），应进行一次短程起下钻。
2.2.5FEW地质导向技术和MWDGAMA地层测量导向技术
测量监控仪器是水平井轨迹控制必不可缺的手段，目前实施水平井一般选择MWD仪器进行监控，但要实现水平井地质靶有效着陆，单一的MWD几何控制已经不能满足地质开发的要求，需要地质导向和几何导向的统一结合。
LWD地质导向技术可以比较好的解决上述问题，中原油田以租赁方式进行施工尝试，但由于该工具短缺，以及使用成本和高额的租赁费用等原因不能保证每口井都能使用。
中原油田为了配合老油田的增油上产，经过多年的研究和应用，把MWDGAMMA测量技术比较好的用于水平井的施工中，形成总结出适应中原油田自己的地质测量导向技术。
MWDGAMMA测量的GAMMA幅值在泥岩地层中升高，在砂岩地层中减低；下面数表为云2区块实钻GAMMA定性、定量变化情况：
表3随钻自然伽玛变化定性表
序号
地层位置
自然伽玛
1
由泥岩进入油层前
趋势为由高变低。
2
由油层进入泥岩时
出油层前，其变化基本与进入油层时相反。
3
在油层中钻进时
在油层的中间位置钻进时
最低
在油层的边缘钻进时
介于油层和泥岩之间
表4云2区块自然伽玛变化范围统计表
序号
地层岩性或位置
自然伽玛值（API）
1
泥岩
131.63
2
进入油层前
89.79
3
油层中间时
65.01
4
靠近油层顶部或底部时
80.67
下图为云2-平3井着陆前MWDGAMA判定标志层的测量曲线。
图4云2-平3井着陆前MWDGAMA测量曲线
根据云2-平3邻井测井资料，该井主力开发油层的地质结构特点：
上部有0.6m左右的薄油层，中间有0.4～0.5m的泥岩段，下部有10m左右的厚油层，厚油层中有水淹层；但这口井的相对应的该薄油层、厚油层、水淹层的具体位置地质情况尚不明朗，前期设计中无法给出准确的目的层，如果下部的水淹层一旦在钻井过程中被钻穿，会破坏被开发的油层。
研究决定在避免钻穿下部水淹层的前提下，先打穿泥岩段上部的薄油层，再沿厚油层顶部穿行。
工程为了在入A点前及时将井眼轨迹的入靶姿态调整到最佳位置，以87º左右的井斜稳斜下去找油。
在实钻过程中,当井深按设计钻进至2389.42m,从MWDGAMMA实时测井曲线上未发现油气显示的迹象,由此控制井斜继续钻进,当钻至井深2393.5m时,钻时明显加快,1～3min/m,当钻至2423.5m时,遇到第二次快钻时,MWDGAMMA实时测井曲线:
井深为2393.5m时，伽玛由160API下降至140API,之后的伽玛值一直很低,当钻至2399m时,垂深2232.47m,伽玛由140API升至200API,在井深2393.5～2399m范围内,对比地质上此井深范围内的气测,有明显显示,这段时间的钻时也很快,进一步判定已经穿过薄油层。
从GAMMA数据上看,此薄油层厚度在0.50m左右。
从此次循环出来的返砂上可以看出，已经出现少量浅灰色油迹粉砂岩，荧光湿，干照浅黄色，四氯化碳浸泡荧光灯下观察黄色，由此预计即将进入厚油层，基于上述判断，为了能按照沿厚油层顶部穿行的目的，及时调整井斜角至设计入靶井斜角88.9°，及时将井眼轨迹的入靶姿态调整到最佳，控制井斜钻进。
从实钻效果来看，实际厚油层顶部的垂深比设计垂深2233.1m下沉2.1m，在2235.2～2238.38m,实钻过程中,利用MWDGAMMA的测井曲线，如图所示，伽玛测量值在50～95API之间，使井眼轨迹沿着厚油层顶部穿行，很好地避免了钻遇水淹层。
当钻进至2590m时，钻时明显变慢，30min/m左右，MWDGAMMA曲线形态发生明显变化，伽玛值升高至150API，而在这之前，都没有异常显示，判断钻遇了泥岩，钻17m至2607m，完钻。
该井设计水平段长200.03m，实际水平段长为171.65m，穿越油层顶部长度154.65m。
图5云2-平3井水平段GAMMA曲线图
中原油田水平井利用FEW地质导向施工3口井，利用MWDGAMMA地质测量技术成功应用了5口井，效果非常好，目前正在新钻水平井和开窗侧钻水平井推广应用。
3水平井钻井液技术
中原油田是个断块油气田，地层岩性复杂、东营组以上地层以泥岩和细粉砂岩为主，胶结性差、造浆严重；沙一、沙二、三段地层砂岩发育，泥页岩破碎严重，断层面较陡且大部分地层都含有不同程度的盐膏成分。
造斜段和水平段为水平井最重要的两个井段正是要钻遇这些易造浆、易坍塌、易污染的不稳定地层，因此中原油田的水平井泥浆不同于其它地区的泥浆体系，它除具有一般水平井泥浆具有的优良的润滑性、良好的携砂性，还必须具有强抑制、抗污染、防塌等方面的优良特性。
针对上述特点主要做以下工作。
3.1钻井液预处理
造斜段提前50m对钻井液进行预处理，具体做法是：
根据化验数据决定预留老浆的数量，然后在泥浆中加入浓度为1%的聚合物胶液，泥浆的搬含控制在40g/cm3,粘度36～40s的范围开钻。
全井钻进过程中主要以聚合物降滤失剂、防塌剂维护，增强钻井液的抑制性、防塌性和抗污染能力，全井钻井液性能稳定、起下钻顺利。
3.2摩阻控制
在造斜段与水平井钻井过程中，由于井眼的弯曲钻具在重力的作用会紧贴在井壁上，与直井对比接触面积大大增加。
因此上提下放钻具所产生的摩擦阻力和旋转钻具所产生的扭矩比直井大的多，具体表现为转盘转动困难、起下钻阻力大等。
针对这些特点，当井斜大于30°后一次性混入原油20m3，到井斜为60°前分三次混入原油30m3，配合使用OP－10来提高钻井液的乳化性能。
同时严格控制钻井液的含砂量，全井段含沙量不大于0.2%、泥饼粘滞系数不大于0.1，通过这些措施所钻井摩阻控制良好，井斜50°之前摩阻在10～15kN，井斜50°之后摩阻20～60kN。
各井短起下起下、电测、悬挂尾管完井作业顺利。
3.3井眼净化
水平段钻井过程中岩屑在重力作用下会沉积于水平段的下部，再加上钻井液轴向速度不在同一直线上，产生的岩屑就会落在环空的底边，长期堆积形成岩屑床。
为了减少钻屑沉淀，提高钻井液携岩能力，钻井液采取了以下几种措施。
与工程相结合，尽量采用大排量（28L/s以上）、高环空返速，让钻井液在环空处于紊流。
紊流状态下岩屑受到钻井液的紊动和扩散作用形成跃移质或悬移质，能够快速、良好的带出地面。
钻井液流变性控制。
严格控制钻井液的粘切，使钻井液具有较高的动切力，提高动缩比。
在大斜度井段和水平井段把钻井液的动塑比值控制在0.45以上、初切3～9Pa、终切10～25Pa、动切力10～16Pa、漏斗粘度55～80s。
水平段之前每钻进50m、水平段之后每钻进30m、或者不超过8h短起下钻，利用钻具、钻头破环岩屑床，使钻井液能及时清砂携带至地面。
3.4固相控制
提高钻井液的抑制性，严格控制泥浆中的亚微米颗粒含量，有利于固相清除，固控设备的使用遵循以下原则：
振动筛布目数大于80目2000m以后提高到120目。
用好后三级固控，严格控制钻井液密度和含砂量，为安全施工创造了有利条件。
使用好离心机，全井离心机使用率达到50%以上，保证了钻井液的清洁性。
3.5井壁稳定
针对中原油田地层胶结性差的特点，井壁稳定工作一直是我们搞好水平井泥浆的重点，主要从以下几方面：
全井采用聚合物泥浆体系，利用聚合物的包被性来降低井壁的水化膨胀，提高井壁质量达到防塌的目的。
加入沥青质防塌剂，通过沥青质在井壁表面形成一层增水膜有效阻止水化膨胀，另外沥青质能够封堵微裂缝、改善泥饼质量，从而从多方面实现防塌。
引入一定数量的金属离子，如钾离子、钙离子、铝离子等，利用金属离子的化学反渗透、固化成膜效应，提高钻井液的抑制性达到体系防塌和抗污染的目的。
严格控制钻井液的API失水，造斜段、水平段API失水不大于5.0mL。
3.6完井措施
完钻前降低钻井液粘切，适当提高排量，充分清洗井眼，完钻后，短起下，大排量循环至振动筛上无明显返砂后，泵入封闭液后起电测、下套管，提高完井作业质量。
3.7油层保护
打开油气层前50m，一次性加入3%多元醇屏蔽剂、3%油溶树脂、3%超细碳酸钙，随钻进过程中间断加入超细碳酸钙直至含量至6%。
这些油保材料能有效防止泥质颗粒膨胀、快速形成桥堵屏蔽环，有效的保护了油气层。
4水平井应用效果
侧钻水平井实施效果：
侧钻水平井投产效果统计
井号
类型
初期产量/（t/d）
目前产量/（t/d）
含水，%
邻井井号
邻井产量/（t/d）
含水，%
濮6-侧平65
开窗侧钻水平井
5.3
5.6
59.7
新濮3-402
0.5
91.7
濮1-侧平239
开窗侧钻水平井
9.8
3.0
15
濮112
0.7
99
濮侧平130
开窗侧钻水平井
5.4
5.8
62.0
文90-35
0.7
99
濮侧平16
开窗侧钻水平井
10.8
8.3
升级会员 