水平分支井轮采工艺在曹妃甸油田的应用

受平台槽口少、原油采出程度低等因素的影响,渤海油田引入多级分支井钻完井技术,在保留原井眼生产层位的同时,侧钻分支井眼进行开采,结合该类井1个槽口对应2个生产井眼的特殊井筒构造,深入分析主井眼及分支井眼轮换开采的可操作性,研究形成了包括管柱组合、工序操作等配套的分支井轮采工艺,为渤海油田同类井身结构多井眼的轮换开采提供了...     

鱼骨型水平分支井在渤海油田的应用研究

有效治理低产低效井和挖潜剩余油,是渤海油田实现增产目标的关键,而高效利用平台井槽并提高单井产能是实现少井、高产和降本增效的有效手段。本文以渤海油田X区块的2口鱼骨型水平分支井为例,结合油田开发现状及地质油藏特点,分析了鱼骨型水平分支井钻完井高造斜率保障困难、悬空侧钻井段容易发生钻具阻卡、夹壁墙易坍塌失稳、钻井液性能要求高等方面的技术难点,介绍了分支井钻进方式、裸眼悬空侧钻技术、井眼轨迹控制技术、配套钻井液技术及主井眼防砂完井技术等多项关键技术,并以X4H1井为例分析鱼骨型水平分支井钻完井技术的应用效果。研究结果表明,鱼骨型水平分支井可有效提高单井产能、实现少井高产的目的,同时可高效利用主井眼井筒,节省平台槽口,大幅节省钻完井投资。本文研究成果为鱼骨型水平分支井在渤海油田低产低效井治理和老油田挖潜中的推广提供了一定的借鉴。     

鱼骨型水平分支井在渤海油田的应用研究北大核心CSCD

有效治理低产低效井和挖潜剩余油,是渤海油田实现增产目标的关键,而高效利用平台井槽并提高单井产能是实现少井、高产和降本增效的有效手段。本文以渤海油田X区块的2口鱼骨型水平分支井为例,结合油田开发现状及地质油藏特点,分析了鱼骨型水平分支井钻完井高造斜率保障困难、悬空侧钻井段容易发生钻具阻卡、夹壁墙易坍塌失稳、钻井液性能要求高等方面的技术难点,介绍了分支井钻进方式、裸眼悬空侧钻技术、井眼轨迹控制技术、配套钻井液技术及主井眼防砂完井技术等多项关键技术,并以X4H1井为例分析鱼骨型水平分支井钻完井技术的应用效果。研究结果表明,鱼骨型水平分支井可有效提高单井产能、实现少井高产的目的,同时可高效利用主井眼井筒,节省平台槽口,大幅节省钻完井投资。本文研究成果为鱼骨型水平分支井在渤海油田低产低效井治理和老油田挖潜中的推广提供了一定的借鉴。     

煤层气分支井轨迹控制技术

煤层气分支井轨迹控制技术包括钻分支井眼、地质导向等技术,是一项技术性强、施工难度高的系统工程。煤层气分支井钻井作业的难点主要有:煤层的稳定性差,易发生坍塌、卡钻等故障;煤层厚度只有3~4 m,个别地区会更薄,井眼轨迹控制难度大;水平段摩阻、扭矩大,加压困难,钻具易失效;工艺复杂,配套成本高。通过优化施工轨道设计,完善施工方案,可以实现轨迹圆滑、安全钻进。中国石化中原石油工程有限公司自2004年开始施工煤层气分支井,屡破中国石化钻井分支纪录,分支最多的一口井是1个主井眼23个分支。     

沁水盆地煤层气井坍塌压力预测

针对煤层气井井壁稳定问题,应用力学分析方法从井壁应力分布入手,根据斜井井壁稳定力学模型,分别结合Mohr-Coulomb准则和Drucker-Prager准则,建立水平井筒井壁坍塌压力计算公式。应用所建立的公式对沁水3#煤层羽状水平井坍塌压力进行了预测。计算结果表明,井眼沿最大水平主应力方向时,坍塌压力为负值,这种情况下煤层气井不会坍塌,井眼稳定;当井眼沿最小主应力方向时,坍塌压力高于或者略低于地层压力,说明煤层羽状井眼不稳定,会产生煤粉;当井眼介于最大和最小水平主应力之间时,其坍塌压力在所计算的两个压力之间。     

过断层井段井壁稳定性分析

考虑断层周围地层非均质性和各向异性,根据弱面强度准则,分析了地层各向异性对地应力的影响,探讨了井壁坍塌压力随断层走向及倾角的变化规律,建立了过断层的坍塌压力计算模型,开展了不同性质断层构造坍塌压力分析,结果表明:随着Eh/Ev、vv/vh值的增大,水平最大应力、水平最小应力增加,过断层应考虑地层各向异性对地应力的影响;不同的断层类型、断层走向及倾角所对应的坍塌压力存在差异性,且不存在单调递增或递减的井斜方位,安全区域和危险区域交替出现;井眼轨迹设计应考虑断层类型及弱面结构,选择合理的钻入角钻穿断层。将本文预测模型用于渤海油田A井取得了良好工程效果,井眼扩大率基本小于10%。本文研究结果对过断层时钻井安全具有指导意义,可为井眼轨迹设计提供理论参考。     

煤系地层坍塌压力预测与井眼轨迹优化

由于煤岩割理交错发育,采用常规井眼坍塌压力预测模型不能准确指导钻井作业,甚至有可能引发井壁失稳事故。通过分析煤岩理化性能和微观结构,确定井壁失稳类型以力学失稳为主;结合弹性力学、岩石力学、单一弱面破坏准则等理论,建立了煤岩地层水平井坍塌压力计算模型;以DB-X01井、DB-X04井与红河油田煤层段为例,根据所建模型进行井眼轨迹优化,得出最佳钻进井斜角与方位角;结合DB-X01井J₂kz煤层,分析了割理产状、地应力机制以及井眼轨迹对坍塌压力的影响,为煤系地层水平井井眼轨迹优化研究提供参考。     

BH-ERD 钻井液在官108-8 连续取心井的应用

官108-8 井是一口连续取心井,连续取心500 m,取心周期为72 d,取心目的层为油页岩。为保证连续取心施工安全,通过对钻井液体系的抑制性、高温封堵、润滑及井眼净化能力进行评价,并建立了新的坍塌压力模板,采用优选的BH-ERD 钻井液进行取心井段施工,油页岩井段浸泡87 d,井径扩大率仅为4.43%;取心起下钻畅通无阻,取心收获率为99.14%;完井电测19 项均1 次成功,保证了连续取心安全施工,解决了油页岩地层坍塌和井眼净化等难题。      

利用测井精细解释方法分析龙门山前缘南段典型构造的广义地层压力

龙门山逆掩推覆带南段的前缘坳陷分布了众多的北东向构造,2000年以来各个构造钻井问题表现相当复杂,井漏、井眼垮塌事故给钻井施工带来较大难度,导致钻井周期的增加。利用测井精细解释方法分析了龙门山前缘南段典型构造的孔隙压力、破裂压力和坍塌压力及其特征,结合实钻资料剖析了该地区主要的钻井工程地质问题,提出了保持井眼稳定、提高钻速的技术对策建议。     

调整井复杂地层压力预测的新方法

针对中原油田调整井钻井过程中存在井涌、井漏、井塌、卡钻甚至导致工程报废等复杂情况及事故问题 ,利用测井资料 ,通过室内实验、力学分析、油藏模拟、模式建立、软件编程、数据处理与结果预测 ,建立了沿井眼剖面连续预测调整井地层孔隙、坍塌和破裂三项压力的新方法 ,在 6口调整井的 19个开发层系及复杂井段中的现场试验效果很好 ,取得了良好的经济效益和社会效益 ,具有广泛的推广应用前景     

宝南侏罗系地层井壁失稳机理的研讨

宝南区块自1996年7月开始钻探到目前为止共完钻5口井,这5口井在钻进侏罗系地层时均不同程度地出现了起下钻阻卡、卡钻、测井遇阻卡、断钻具、井漏等井下复杂情况与事故,严重影响了钻井周期,其原因是泥页岩/煤层井壁坍塌与砂砾岩蠕变缩径引起的井壁失稳.室内研究结果表明,井壁坍塌的根本原因是5口井的使用钻井液密度皆小于计算坍塌压力.砂砾岩地层井眼缩径的原因是这类地层具有一定的流变性,特别是在钻井液长期浸泡的情况下,地层向井眼内蠕变,导致井眼缩径.采用改进的三轴岩石强度试验机作试验装置,对砂砾岩地层的蠕变特征进行了测试,并在此基础上研究了井眼缩径的原因及对策.依据实验结果对砂砾岩地层井眼缩径率的计算结果表明:井眼缩径率随着井眼钻开时间的增加而增大,随着钻井液密度的增大而逐渐减小,而且不同类型钻井液在相同密度的情况下,井眼缩径造成阻卡的时间不同,例如采用醋酸钾强封堵钻井液或全油基钻井液,在使用合理的钻井液密度的情况下,可以延长安全钻井周期.     

濮深8井φ444.5mm大井眼钻井技术

濮深８井位于东濮凹陷孟岗集洼陷方里集构造带，设计井深６０００ｍ二开井段φ４４４．５ｍｍ并眼尺寸大，钻遇到地层复杂，极易发生井眼缩径，井壁坍塌，井漏，卡钻和井斜等井下复杂情况，施工中采取了六项技术措施，１．优越钻头，最大限度地提高机械钻速；２．优化钻井参数，用试钻法来确定钻压和钻速；３．采用满眼钻具有组合，减少了地层因素对井斜影响，避免出现严重狗腿；４．优选聚合物钻井液体系并合理维护，有效地抑制了井     

松辽盆地古龙页岩水平井井壁失稳机理

松辽盆地古龙页岩层理发育,层理密度高,黏土矿物以伊利石为主,质地偏硬脆性.古龙页岩水平井施工中反复出现坍塌卡钻、井眼扩大等井壁失稳问题.为了大幅度提高水平井的井壁稳定性,开展了岩石力学测试,建立有限元应力—流场耦合模型,求取不同工况条件下井壁稳定的坍塌压力上限.结果表明:井斜角、井斜方位、弱结构面数和弱结构面倾角是井筒...     

小井眼开窗侧钻技术的应用

孤东油田施工区域地质情况复杂，地层易塌、易漏，异常高压，临近地区水井、注聚井较多，尤其是以4区和6区为代表的水井实施小井眼侧钻技术风险性大，实施侧钻过程中卡钻、井眼坍塌，电测、下套管很难一次成功。该类井如何实现“优、快”钻井，已成为目前急需解决的一大难题。     

广安002-Z2鱼刺状多级分支水平井钻井技术

广安002-Z2是一口4井眼、2分支鱼刺井,在主井眼采用斜向器侧钻第1分支井,在第1分支井中采用悬空裸眼侧钻第2分支井,主导眼采用筛管完井,分支井采用裸眼完井。在斜向器回收未成功的情况下,采用绕障钻通主导眼实现压力连通。该井成功采用多种侧钻技术顺利完钻,累计水平段长达2031.71m,钻遇3个储层,大大地增加了天然气产量。该技术具有广阔的推广应用价值。     

水平井悬空侧钻技术在渤海油田花岗岩地层中的应用

JZ南油田是渤海油田的主力油田之一,为了开发太古界潜山难动用储量,提高单井产能和储层高采收率,在H井太古界潜山水平段尝试进行花岗岩井段悬空侧钻分支井。针对花岗岩井段可钻性差,井眼轨迹控制困难和悬空侧钻效率低等多个技术难题。提出了井眼轨迹控制技术、悬空侧钻钻具组合优选技术、参数控制措施。在现场应用中取得了显著效果,实现了在渤海油田太古界花岗岩地层首次成功侧钻分支井。     

高古5井固井方案优选及施工

高古5井是中石化的一口重点预探井,设计井深5000m,由于技术套管下入过浅,钻遇了断层和多套复杂地层。为发现和保护油气层,甲方要求降低钻井液密度,而导致井下坍塌掉块、起下钻遇阻、卡钻等复杂情况的多次发生,井眼几近报废。钻井复杂情况的发生给原设计的尾管固井带来了更加艰难的问题,经过多次技术论证,改变固井工艺并采取配套技术措施,优选抗高温大温差水泥浆体系,保证了固井施工的顺利,对于复杂深井完井固井具有借鉴意义。     

不同地应力场对大斜度井井壁稳定规律的影响

大斜度井由于井斜角大,其井周应力状态和井壁稳定规律与直井有明显的差别。分析了大斜度井井周应力,并采用修正的Lade准则研究了不同地应力场对大斜度井井壁稳定的影响。结果表明,大斜度井井壁稳定受地应力场和井眼轨迹的影响,不同地应力场中和不同井眼轨迹条件下井壁稳定规律不同。大斜度井井壁坍塌方位与井眼轨迹和地应力场的特征有关,其规律较为复杂;对于水平井,井壁坍塌方位呈90／270°或0／180°对称出现。     

云安7—1井超深侧钻技术

云安７－１井完钻井深５８１０ｍ，是目前四川地区侧钻点最深的定向井，也是近年来川东地区井眼条件最复杂的深定向井之一。重点介绍了该井定向侧钻及井眼轨迹控制的设计与施工情况。同时探讨了深定向井防止漏、喷、塌、卡等井下复杂情况的主要技术措施。     

安塞低渗油田水平多分支井钻井技术

针对安塞油田低渗透油藏地质特征,结合分支井开发方式的适应性及其技术特点,通过对分支井井身结构优化、钻头选型、轨迹控制、分支井眼侧钻、地质导向、摩阻扭矩分析等技术的研究和应用,成功完成了安塞油田第1口水平多分支井-杏平1井。该井完钻井深5068 m,水平位移1574.22 m,主水平段长1203 m,水垂深比1.16。在只能使用常规钻井设备及导向工具等难题下,成功采用低边侧钻技术在主水平段内侧钻了7个分支井眼,分支井眼总长2300m,累计打开目的储层3503 m,并实现了多次重入钻井,初步形成了适合安塞油田地质特点的分支井钻井技术。