超短半径水力水平井产能计算方法及影响因素分析

水力水平钻井是一项全新的技术和方法 ,它属于超短半径水平井范畴 ,可以利用水平井理论进行研究。本文以产能为出发点 ,分析了地层厚度、储层各向异性、水平井段的长度、水力水平井半径以及表皮系数等与水平井和直井的产能比的影响 ,得出了水力水平钻井技术适用的地质条件。     

让纳若尔低渗薄油层水平井LWD钻井实践与认识

哈萨克斯坦让纳若尔油田Дю区块油藏渗透率低,仅为10 mD,属于特低渗透率油藏,同时该地区油层薄,仅为2~3 m,已钻直井单井产能低,多年来一直未能得到有效开发。为挖掘剩余油潜力,开发低渗难动用储量,同时为提高低渗油藏开发效率,尝试应用水平井钻井技术,并结合导眼钻井、LWD地质导向、地质录井等关键技术,顺利钻成H5147井和H4061井2口水平井,有效保证了水平井段中靶率和油层钻遇率,最终获得较高的单井产能,单井初期日产分别达到89 t和91 t,达到直井初期产能的3倍。其中,导眼钻井有效确定油层深度与厚度,LWD地质导向和地质录井则保证了井眼轨迹在油层中穿行。2口井的产能效果证明了水平井及配套钻井技术在Дю区块的适用性和必要性。     

水平井固井技术研究与应用

为提高油田调整后的采油能力,采油单元均部署水平井,实施目标层开发.针对水平井施工、钻井、固井特点,结合油田水平井固井技术,需要进一步优化系统应用固井技术支持措施,形成水平井固井技术,并有效的实施固井作业,有效提高固井质量.基于此,本文针对水平井固井存在的技术难点,研究技术包括清井、钻井泥浆调整、固井模拟、固井优化,优化...     

水力深穿透射孔井产能计算方法及开发效果分析

水力深穿透射孔技术的成孔结构、渗流条件与多分支水平井比较接近,因此可以通过多分支水平井产能公式来研究水力深穿透射孔井的产能.从多分支水平井产能公式导出了水力深穿透射孔井的产能公式和表皮系数公式,射孔孔径、孔深、孔数、表皮系数对水力深穿透射孔井产能的影响分析结果表明,增加水力深穿透射孔的孔深和增大孔密,可提高水力深透射孔井的产能,且水力深穿透射孔技术能穿透近井污染带,有效连通地层和井筒,提高产能;水力深穿透射孔技术在薄油层的效果好于厚油层,它更适合对薄油层进行改造和作业.     

新疆油田SAGD鱼骨状水平井钻井技术

为有效增加油层裸露面积,提高稠油油藏储层吸收蒸汽的效果,从而提高稠油井的产量及采收率,新疆油田将SAGD水平井与鱼骨状水平井技术相结合,以SAGD成对水平井为基础,利用SAGD磁定位导向技术与鱼骨状分支井眼轨迹控制技术,在注汽井水平段钻若干鱼骨状分支井眼,形成了可有效增加储层裸露面积的SAGD鱼骨状水平井钻井技术,并钻成了SAGD鱼骨状水平井FHW3043井组。FHW3043井组的顺利钻成证明了SAGD鱼骨状水平井钻井技术的可行性,为该技术在稠油油田的应用积累了经验。      

吐哈水平井钻井技术

介绍了水平井钻井技术在吐哈油田的应用，重点阐述了吐哈油田水平井配套技术，并就吐哈水平井的应用效果进行了评价，对该项技术的下一步发展方向进行了研究，为油田进一步推广水平井钻井技术起到了承上启下的作用，并具有可借鉴性。     

河流相油田水平井着陆技术研究及应用——以渤海Q油田为例

水平井以最佳的井斜角和入层深度着陆中完是实现目标产能的关键和基础保障,但由于河流相油田储集层具有横向变化大、油水关系复杂、油藏类型多样等特点,储集层特征难以准确刻画和精准预测,给水平井着陆带来了较大的难度和挑战。在对渤海Q油田已钻井储集层特征认识的基础上,通过研究形成了储集层模型分类及着陆原则、基于优选邻井的储集层精细预判方法、储集层内夹层随钻识别技术等指导水平井着陆的技术方法,实现了水平井着陆位置储集层特征的精准预判和随钻快速识别。在Q油田16口水平井作业应用验证中取得了较好的效果,有效提高了水平井着陆成功率和质量,在同类型油田中具有借鉴意义和推广价值。     

冀东油田浅层小井眼侧钻水平井钻井完井关键技术

为解决冀东油田浅层?139.7 mm套管开窗侧钻水平井存在的钻井泵压高、机械钻速低、油水层封隔效果差、油井投产后含水上升快等问题,选用了可以降低钻井泵压的?79.4 mm非标钻杆,试用了能给钻头柔性加压的小尺寸水力加压提速工具,选用了?95.3 mm非标套管、采用了膨胀悬挂尾管筛管顶部注水泥完井技术,并制定了提高侧钻小井眼固井质量的技术措施,形成了适用于冀东油田浅层小井眼侧钻水平井的钻井完井关键技术。该技术在冀东油田5口浅层高含水油藏侧钻水平井进行了应用,与未应用该技术的邻井相比,试验井泵压得到了有效控制,机械钻速提高了24.6%,钻井周期缩短了14.1%,同时解决了小井眼窄间隙井眼封隔差的问题,实现了对水平段水层的封隔和侧钻窗口处的密封,避免了对后期采油生产的影响。试验结果表明,冀东油田浅层小井眼侧钻水平井钻井完井关键技术能够提高小井眼侧钻水平井的机械钻速、缩短钻井周期和有效分隔油水层,提速提效效果显著,具有较好的推广应用价值。      

短半径水平井侧钻技术在沙特HRDH-128井的应用

沙特Ghawar油田已经开发了几十年,随着油田的持续开发和老油区的频繁作业,部分油井产能下降。为提高产能,该油田大修井作业多采用短半径和多底井水平井钻井技术对老井进行侧钻。文中主要介绍了套管开窗侧钻短半径水平井钻井技术的应用原理和主要的施工技术．并通过在HRDH-128井的应用实例．阐述了短半径水平井钻井开窗工具及侧钻方式的选择,下部钻具和动力钻具的配套、测量方式及测量工艺、井眼净化等工艺技术。实例应用结果表明．侧钻短半径水平井技术不仅是一种投资少、见效快、经济效益显著的油田开发技术,而且是老油田稳产增产和提高最终采收率的一种有效途径。     

应用水平井系统开发低产储层的可行性

针对采用传统工艺开发低产油田经济效益低，有时甚至没有效益的特点，本文全面地研究了在低渗透储集层中，应用水平井进行开发的可行性和效果。指出了水平井的布署条件。研究了油层中水平井井段延伸长度与油层的埋藏深度、钻井费用、设备和产能的关系以及油层中不同的水平井井段的剖面类型与原油产量的关系。分析了水平井与直井或水平井与水平井配置构成的注采系统与产量的关系，从而推荐了提高采油指数的最佳方案。     

多分支水平气井产能预测方法及其应用

多分支水平井能控制更大的储量面积,大幅度地提高油气藏采收率。为此,提出了考虑储层各向异性、断层和实际钻井轨迹影响的多分支水平气井产能预测方法。利用该模型分析了气藏中多分支水平井井型参数(分支长度、分支角度、分支数目)对单井产能的影响。结论表明:分支井筒与主井筒间的干扰以及分支井筒之间的互相干扰是影响多分支水平气井产能的主要因素;在实际应用中应采取4分支以上的分支数目,分支角度应不小于30°,应根据气藏需求选用尽可能大的分支长度。     

大斜度井环空岩屑床厚度评价技术及其应用

大斜度井段和水平井段极易在钻井过程中形成岩屑床，为解决定向井井眼净化问题，在考虑钻杆旋转、钻井液性能和岩屑颗粒尺寸等多种因素的基础上，推导出了一套适合大斜度井、水平井的无岩屑沉降的环空临界返速模型。在此基础上，修正了环空岩屑床厚度评价模型。利用该模型对冀东柳103-平1井环空岩屑床厚度进行了评价。结果表明，该井在井斜角为66°左右时岩屑床厚度达到了最大，但没有达到发生复杂事故临界点。实践表明：该方法可为现场工程师在大斜度井段和水平井段水力参数的设计提供指导，能有效避免钻井复杂事故。     

延长油田丛式井网加密水平井直井段交碰风险量化分析

为经济有效开发低渗透、低丰度油藏,延长油田利用旧井场部署加密水平井进行调整开发,直井段丛式井网密集,交碰风险严峻。为准确地评价直井段交碰风险,从实钻数据出发分析了延长油田水平井直井段轨迹水平位移偏差,并采用数学统计的方法对加密井直井段交碰风险进行量化,结果表明,直井段实钻轨迹水平位移偏差在同一井深下符合正态分布,随井深的增加,其均值和方差逐渐增大,正态分布形态越来越扁平,井眼位置不确定性越来越大。杏4003平34井应用结果表明,基于概率统计与可信度计算的直井段交碰风险定量分析,可较准确地判断直井段井眼碰撞风险,为丛式井网加密水平井直井段轨迹设计提供了新的参考。     

高产气藏水平井钻井井喷潜力分析

随着水平井在高产天然气藏开发中的应用增加，钻井过程中防止井喷变得非常重要。对高产气藏水平井钻井过程中发生井喷的潜在可能性进行了分析研究，认为井底压力大于地层压力情况下的气侵是诱发井喷的重要因素，这为将来推广应用水平井钻井技术开发高产气藏提供了有关井控方面的理论依据。     

渤海某油田调整水平井着陆垂深误差分析

随着钻完井技术的不断进步和地质油藏的开发需要,水平井在渤海油田应用越来越广。在底水、边水发育的油藏中布置水平井作业,重点在于水平井着陆段的钻进,即找油过程。油层的加深或变浅不仅影响地质油藏油水界面等的研究决策,而且影响水平井着陆的正常钻进和工期费用。水平井着陆深度预测精度主要为地质因素和钻井因素,此文从钻井工程系统误差入手,分析着陆误差产生的原因,并提出应对措施,以期对后续调整井深度预测提供依据。     

致密砂岩气藏水平井参数优化

鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏总体呈现储层横向变化快、纵向多层发育的地质特征,水平井有效规模开发难度较大。为提高其开发效果,基于对已投产水平井单井控制动态储量、递减率、产能等动态指标的精细评价,从沉积位置、储层厚度、钻遇储层长度、井段位置、轨迹类型、改造方式等方面入手,分析了苏里格气田某区块水平井开发指标的影响因素,并应用灰色关联法定量分析了各参数对水平井产气能力的贡献值。研究结果表明:钻遇储层长度对水平井产能的影响最大,其次是储层位置、沉积微相、储层厚度、轨迹类型,改造方式。结论认为,该区块致密气藏水平井开发设计应遵循以下原则:(1)部署应以心滩和河道中部微相为主;(2)优质砂体厚度大于8 m,横向展布相对稳定;(3)水平段长度在经济效益允许的条件下尽可能长;(4)轨迹类型以平直型为主;(5)改造方式以裸眼封隔器为主。     

深井水平井欠平衡钻井液技术研究

松辽盆地南部深层火山岩埋深在3500m以上,采用直井开发效益低。经论证决定采取水平井技术与欠平衡钻井技术相结合的方式,实现高效开发,更有利地保护气藏。长深平1井面临井底温度高、水平段施工周期长、敏感性气藏保护难等不利因素,分析可能出现的井壁失稳坍塌、高温钻井液携岩差、钻井液污染损害气藏等问题,开展了深井欠平衡水平井的抗高温井壁稳定技术、抗高温携岩润滑技术、气藏保护技术等研究工作,经过现场应用,取得了成功,形成了抗高温深井水平井钻井液技术成果,满足了深层气藏的高效开发需求。     

页岩气水平井钻井的随钻地质导向方法

四川盆地川南地区页岩气开发的主力目标层位为厚约6 m的下志留统龙马溪组海相页岩,具有靶窗较小、构造复杂、地层倾角变化大等特点,实钻井眼轨迹存在脱靶和出层的风险。为此,以该盆地威远区块页岩气水平井为例,通过分析该区水平井地质导向过程中出现的技术难点及其原因,从入靶导向和水平段地质导向等关键环节入手寻找出解决上述难点的办法:1应用随钻自然伽马依次测量地层剖面上的高伽马页岩标志层,配合地质录井确定轨迹精确入靶点,保证井眼轨道按设计井斜角姿势入靶,避免了提前入靶和推迟入靶;2应用随钻自然伽马测量优质页岩储层低值层段特征,配合地震深度剖面判断地层大致视倾角以及微构造的发育情况,实现实钻轨迹在钻进箱体中位置的正确确认,确保了储层的钻遇率。2年的现场应用效果表明,该区块已完钻27口水平井,平均深度为5 043 m,平均水平段长度为1 428.96 m,优质页岩箱体钻遇率达95.75%。结论认为,优质页岩箱体地质导向方法配合地质、三维地震、气测全烃含量等多种方式,可实现箱体的准确着陆及水平段的精准穿行。     

鱼骨井产能预测及影响因素分析

与常规直井和水平井相比,鱼骨井因其泄油面积大、相同液量下压差小、能更为经济有效地开发隐蔽油藏、复杂断块油藏等复杂构造油气藏而在油田获得成功应用。准确评价鱼骨井产能对于产能建设、措施优化具有一定的指导意义。鱼骨井井身结构的复杂性增加了该种井型产能预测的难度。以渤海××油田已投产的6口鱼骨井为样本,构造BP神经网络模型,对多因素非线性影响下的鱼骨井产能进行预测,并根据权重分析理论找出影响渤海××油田鱼骨井产能的主控因素。现场实例计算表明：该方法能综合考虑鱼骨井产能的各种影响因素,预测精度高,计算速度快,是鱼骨井产能预测的一种有效手段。渤海××油田鱼骨井产能的主控因素为：垂向渗透率与水平渗透率之比、储层有效厚度、地层孔隙度、主井筒长度、各分支长度、溶解气油比和原油黏度。