昌吉致密油“井工厂”丛式水平井防碰分析

我国致密油分布广阔,资源潜力巨大。随着北美致密油开发逐渐成熟,我国也加快了对致密油的勘探开发的步伐。由于致密油储层渗透率低,其开发成本较高,开采难度较大,目前多采用"工厂化"丛式水平井的开发模式,"工厂化"开发各井口之间的距离较近,造斜点较深,在直井段部分存在井眼相碰的风险。介绍了"工厂化"丛式水平井井眼防碰扫描方法及井眼相碰概率评价方法,并对昌吉致密油"井工厂"丛式水平井进行防碰扫描及误差分析,计算结果对致密油丛式水平井井眼防碰有重要的指导意义。     

复杂结构水平井管柱与井眼相容性分析

随着水平井钻井技术的不断发展,已经成为开发各种类型油气藏的最主要技术手段,近年来随着非常规致密油气藏开发的不断深入,以及国家"新两法"的颁布实施,丛式水平井已经成为油气田开发的主要技术手段,同时,丛式水平井三维绕障轨迹也带来了一系列新的技术难题,其中完井管柱与井眼相容性问题,成为制约完井管柱顺利下入,提高完井质量的关键因素。     

大庆油田火山岩砾岩水平井钻井技术

随着大庆油田深层火山岩砾岩气藏的持续开发,利用水平井技术勘探开发深层气藏成为迫切要求。对大庆深层火山岩砾岩的地质特性、火山岩砾岩水平井特点及难点进行了描述。开展了钻头优选、井眼轨道优化、井身结构优化、井下动力钻具选型、欠平衡负压值控制等技术研究,并完成多口现场试验井,其中徐深平34井全井平均机械钻速2.79 m/h,取得了较好的应用效果。形成了一套适合于大庆油田火山岩砾岩气藏勘探与开发的水平井钻井技术。     

浅层丛式水平加密井合理偏移距设计研究

目前长庆油田埋深2000m左右浅层原油开发中,应用水平井开采低渗储层具有显著的经济效益。由于地面井场与原油集输建设受到诸多限制,随着钻井技术的显著进步,在原丛式井组井场采用丛式水平加密钻井具有明显优势。但由于低渗、超低渗储层需要水力压裂改造才能获得经济产能,水平井水平段走向必须沿最大水平地应力方向,因而在原丛式井组井场所能钻水平井数量受限。偏移距决定了井场可钻浅层丛式水平井数量和钻井施工安全,通过模拟摩阻分析和钻柱屈曲分析,得到了量化结果,可作为钻井设计中合理偏移距的确定提供关键依据。     

贵州织金煤层气非储层水平井开发技术研究

直井开发煤层气钻井和压裂成本高,控制面积小,单井产气量低;煤层内水平井钻进难度大,风险高,薄煤层中井眼轨迹控制难度大,钻井液有害固相对储层伤害严重,采收率低。基于此,分析贵州织金区块煤系地质构造,提出在煤系地层内稳定的非储层内布水平井,通过压裂造缝沟通水平井上下煤层同时开发多层煤层的新思路。与常规开发方式相比,非储层内水平井具有钻井风险小、储层伤害小、单井产量高的优点,同时还可以开发煤系致密气和页岩气,提高非常规天然气利用率。研究非储层内水平井开发贵州织金煤层气技术,为解决贵州煤系地层煤层多而薄、层间距小等特性煤层气开发难题以及综合利用煤系气提供新的方式。     

杭锦旗区块锦58井区二级井身结构水平井优快钻井技术研究与应用

杭锦旗区块锦58井区水平井钻井过程中,钻遇易漏易塌层位多、处理难度大,为实现经济有效开发,满足储层二次改造要求,开展二级井身结构水平井钻井技术试验研究。针对易漏易塌地层的特点,通过室内实验,制定了防漏防塌技术措施;通过采用大斜度导眼和主井眼双增式轨道方法,有效缩短了导眼段回填进尺,大大提高井眼利用率;试验"短弯螺杆+EMWD测量工具+高效PDC钻头"钻井工艺,提高了机械钻速。通过研究和现场试验初步形成了杭锦旗区块锦58井区二级井身结构水平井优快钻井技术,并在3口井进行了现场应用,与三级井身结构水平井相比,机械钻速提高了13.78%,钻井周期缩短了32.56%。研究与应用表明,二级井身结构水平井优快钻井技术能满足锦58井区复杂地层水平井安全高效的钻井需求,为该区块致密砂岩气藏的高效开发提供了工程技术保障。     

气藏丛式定向井卡钻原因及对策

在总结分析新场气田蓬莱镇气藏丛式定向井施工中发生卡钻事故,在各井资料的基础上,归纳出卡钻主要原因,从降低田开发综合成本的原则出发,提出了预测卡钻的措施,为该气田今后丛式 井施工提供了依据。     

新场须四底部气藏水平井井位部署技术

为了加快新场构造须四气藏的开发进程,提高天然气产能,在分析了气藏的地层、构造、储层、流体性质等地质特征的基础上,结合水平井部署的关键技术,即部署区筛选、水平段情况和资料录取等,部署了新21-1H井,获得了高产工业气流,产能是直井的10倍以上。同时,该井的成功实施,为水平井技术在新场须四底部气藏中的有效应用及继续部署,奠定坚实的基础和提供现场实践经验,续而部署了新21-2H和新21-4H两口水平井,预测将取得较好的经济效益。     

欠平衡钻井技术在DXHW141井的应用

克拉美丽气田滴西14井区石炭系地层为裂缝性发育气藏,在钻井过程中普遍存在井漏、井壁垮塌等问题,为减少井下复杂、高效开发克拉美丽气田石炭系气藏,DXHW141井三开采用欠平衡与水平井相结合的钻井技术,取得了显著的发现及储层保护的效果。     

川西中浅层致密气藏水平井开发工艺技术研究

针对川西中浅层低孔、致密、非均质性强、连片性差和储量难动用等难点,西南油气分公司进行水平井试验。通过总结水平井实践,认识到致密气藏必须通过分段压裂建产,开发工艺与以水平井分段压裂为核心,配套完善水平井钻完井工艺。形成了适合川西的国产化的不动管柱滑套水力喷射分段压裂工艺和HY241套管封隔器分段压裂工艺,完善了与分段压裂相配套的井眼轨迹控制技术、井身结构设计、钻井液优化等水平井钻井工艺以及完井方式和完井参数优选、完井管柱优化等水平井完井工艺,为今后开发类似气藏提供可借鉴的成功经验。     

试论煤层气多分支水平井钻井关键技术

我国地大博物,煤气层资源较为丰富,且具有良好的社会效益和经济效益。研究发现,我国煤层气藏地质环境有着低饱、低压、低渗和构造煤发育的特征,由于这种地质条件,在我国常规垂直井对煤层气进行开发的时候,往往都会造成一定的局限性,大大地增加了煤气层的开发难度。作为新型改造技术的煤气层多分支水平井被运用到煤层气的开采中,能有效将集钻井、增产以及完井措施有机结合在一起,目前这种技术在我国得到了较为广泛得到运用。首先分析了煤层气藏的地质特点,现阶段我国煤层气常规开发技术的地质局限性,然后再分析了多分支水平井技术的优点,最后重点论述了多分支水平井钻井关键技术。     

松辽盆地三肇坳陷肇州油田水平井区剩余油分析

为了直观科学地指导大庆外围葡萄花油层低丰度、超薄油层水平井注水开发,以及高含水水平井剩余油分布,开展了水平井区数值模拟研究及剩余油分布分析.本文论述了利用薄差层三维地质建模数据开展水平井区数值模拟及剩余油分析.采用Mepo软件对油藏敏感性参数进行分析,应用局部网格加密技术模拟水平井开发情况提高模拟精度,根据数值模拟及剩余油研究成果制定措施方案,指导水平井高效注水开发.     

含硫气井非达西渗流下的产能预测方法

含硫气藏在开发过程中,固态硫沉积将降低储层岩石孔隙度和渗透率,极大地破坏气井产能,此时常规气井产能计算模型已经不再适用,因此建立含硫气井产能预测模型十分重要。本文考虑硫元素在近井地带沉积引起的储层渗透率变化,将储层分为沉积区和非沉积区。基于渗流力学理论,建立了含硫气藏直井、水平井在平面径向非达西稳定渗流条件下的二次三项式产能方程。通过分析硫沉积、启动压力梯度、水平段长度对气井产能的影响,认为气井产能随硫沉积饱和度的增大而减小,无阻流量与启动压力梯度呈负相关关系,水平井段长度越长,产能越大。     

碎软煤层顶板岩层水平井大尺寸穿层压裂物理模拟试验研究

基于煤层顶板岩层水平井分段压裂开发煤层气的技术设想,通过构建表征煤层顶板水平井压裂相似物理模型,开展了多组围岩条件下的大尺寸真三轴压裂物理模拟试验,研究顶板水平井裂缝的扩展特征,并着重对裂缝垂向扩展穿层进入煤层的可能性进行研究,试验结果显示置于煤层顶板岩石中的水平井,在布置合理的与煤层顶界的垂距和一定的施工排量条件下,裂缝均能向下穿层扩展沟通煤层,这为煤层顶板岩层水平井分段压裂开发煤层气技术的可行性提供了试验佐证,并对煤层顶板水平井层位的优选具有一定的指导意义。     

大庆油田水平井钻井技术发展情况研究

随着油气开发的不断深入,大庆油田的非常规油气资源开发规模也越来越大。外围致密油和深部气藏的大规模开发,使非常规水平井的钻井技术水平不断提高,钻超短半径水平井、三维绕障水平井钻井、分支井等特殊工艺井的钻井工艺不断完善。研究了大庆油田近年来的水平井钻井技术进展,以其为相关从业者提供参考。     

断块薄油层水平井入窗模型研究与应用

目前薄油层、断块油藏逐步成为油田开发的主要攻坚目标之一,为了提高该类型油藏的开发效率和采收率,在小断块的薄油层开发中普遍应用水平井钻井技术,提高油层的钻遇率,增大油层的有效泄油面积,从而达到高效开发的目的。由于该类油层水平井在施工过程中存在有效目的层薄、有边底水必须靠层顶施工、目的层水平段短、地层倾角变化及设计垂深偏差等,这些问题增加了水平段探层入窗的难度,降低油层钻遇率,解决不好会直接影响钻成油井的产量和寿命,甚至达不到工程目的。实践证明矢量探层技术不适合该类型的水平井,在临盘油田同类水平井施工中,通过虚设控制靶点及参数模型,提出了不同油层倾角的水平井入窗探层模型,有效提高了油层探层入窗的有效性,提高了入窗轨迹对设计垂深偏差的适应能力,有效地解决了上述难题,尤其对指导该类水平井的现场轨迹控制具有重大意义,为同类技术的深入研究提供了较好的经验。     

水力喷射压裂工艺在郑庄里必区块煤层气开发中的应用

水力喷砂压裂是一种利用水射流独特性质的储层改造技术,集水力喷砂射孔和水力压裂于一体,起裂机理与常规水力压裂有所不同,能够避免传统射孔压裂完井方式对煤层造成的负面影响,对常规L型水平井有着很好的适用性。现场应用结果表明,产气效果优于目前的直井及多分支水平井,该工艺为低渗透煤层气藏的开发提供了新思路。     

DP4井技术套管固井漏失的原因分析

DP4井位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部,是大牛地气田的一口开发水平井。目的是评价盒1段气层的自然产能,评价水平井开发大牛地气田盒1气藏的技术、经济可行性。该井地处有利沉积相带、储层较为发育的D28井区,目的层盒1段为辫状河道沉积,砂岩厚度较大,砂厚约大于20m,砂体分布较稳定。在技术套管固井施工替浆过程中出现压力异常,发生水泥浆漏失。根据井眼环容、替浆量计算和施工压力分析,推断低密度水泥浆在环空上返时,由于顶替泵速过快,造成漏失。针对DP4井技术套管固井漏失原因进行分析,对以后大牛地气田水平井固井具有重要的指导意义。     

复杂断块气藏合理开发方式研究

N气田储层发育层多而薄,横向连续性差,加之断层发育,气藏规模较小、储量丰度低,且位于松花江流域,地面条件复杂,属于难采储量。根据N气田的复杂特点,通过研究水平井、斜井等开发的可行性,同时利用数值模拟方法,合理选择气田直井、斜井与水平井的开发方式,最终达到井网与储层利用最优化,为合理、科学、高效地开发N气田提供依据。     

川南页岩气平台井组浅层预增斜轨道优化技术

川南页岩气示范区受地理条件限制,主要采用小井距三维丛式水平井开发。上部地层倾角大,井间距离小,防碰问题突出,石牛栏组地层可钻性差,定向钻速慢。针对存在的技术难题,开展了平台井组轨道优化设计研究,基于浅层预增斜防碰方法,分析了不同预增井斜角下邻井的防碰安全距离、地层自然造斜特性对下部轨迹控制的影响,综合考虑地层特点和施工措施优化了剖面设计的相关参数,形成了"直—微增—稳—增—平"预增斜轨道优化设计方案。预增斜轨道优化技术在川南长宁X-5井进行了应用,有效降低了直井段防碰难度,提高了石牛栏组机械钻速,实现了小井距丛式水平井井眼轨迹的高效控制。研究结果可为其他地区丛式井轨道优化提供技术参考。