水平井钻完井技术在厚层底水油藏中的应用

通过优化井眼轨迹控制、优选地质导向工具、优化完钻固井技术,结合现场实践,水平井钻完井系列技术最大限度确保厚层底水油藏水平井钻井成功率和油层钻遇率,为该类油藏水平井提高采收率提供了技术保障。     

水平井技术能成为油田开发的未来吗？

水平井技术五十年代已在苏联开始,到八十年代中期,各国有明显的发展,目前水平井已向中长和长曲率半径发展。文中通过各工艺分析,提出水平井钻井要根据油层评价情况去定,水平钻井技术要发展跨学科,要开展地质模拟式和油层模拟用网格分割法等水平井钻井技术才有发展。     

薄油层水平井轨迹控制技术

中原油田水平井主要开发油藏类型为复杂断块油藏和中深层低渗断块油藏,地层复杂,标志层少,油层薄,轨迹控制难度大。经过多年的水平井钻井技术研究和大量的钻井实践,形成了一套具有自身特色的薄油层水平井钻井技术,较好地满足了油田地质和开发的需要,取得了一定的效果。文章分析了中原油田的地质特点与水平井钻井技术难点,从井身剖面类型优选、着陆控制方法、水平轨迹控制技术等方面介绍了中原油田薄油层水平井轨迹控制技术。     

大庆油田薄油层水平井钻井技术

随着水平井钻井技术的不断发展和完善,一口水平井可以开发多个连续薄油藏、层叠状油气藏、断块油气藏,从而降低钻井成本,提高单井产能及采收率。根据大庆外围油藏的特点,分析该油田薄油层水平井钻井技术难点为:储层变化大,中靶难度大;油层薄,井眼轨迹控制难度大;扭矩和摩阻大,施工风险大;易形成岩屑床。从井身结构及剖面优化设计、工程技术措施、井眼轨道控制技术、钻井液技术等方面对大庆油田薄油层水平井钻井技术进行了详细介绍。以南219-平320井为例,简要介绍了薄油层水平井钻井技术在大庆油田的应用情况。      

准噶尔盆地陆梁油田薄油层水平井钻井技术

对准噶尔盆地陆梁油田多口薄油层水平井实施技术难点、地质导向技术、井眼轨迹控制技术进行了分析和阐述,并以LUHW1532井为例,介绍了薄油层水平井钻井技术应用情况和效果.现场试验结果表明,采用薄油层水平井钻井技术大幅度提高了油层钻遇率,明显增加了单井产量,实现了复杂油气藏的高效益开发,展示了该项技术具有十分广阔的应用前景...     

胜利油田整装油藏高含水正韵律厚油层水平井挖潜技术研究

水平井技术是胜利整装油田特高含水期正韵律厚油层剩余油挖潜的一项有效技术。由于水平井在生产过程中受层内夹层、剩余油富集厚度、水平井生产参数等方面的影响,针对正韵律厚油层层内剩余油分布特征,应用数值模拟技术,研究了水平井开发技术政策界限。此研究结果在整装正韵律厚油层的应用取得了较好效果。     

薄油层水平井钻井技术研究与应用

通过对塔里木油田已完钻的10多口薄油层水平井的分析和研究，结合HDl-8H的钻井情况，就该类型水平井的地质设计与跟踪、工程设计、测量技术、轨迹控制、钻井技术等方面进行了分析和阐述，为今后实施薄油层水平井钻井提供经验和依据。     

水平井钻井过程中钻井液污染油层特点及保护对策

针对水平井钻井作业过程中,钻井液对油层的污染问题,本次研究通过室内试验的方式,对水平井钻井过程中钻井液污染油层的特点进行深入分析,并提出有效的油层保护措施,为提高水平井钻井作业的成功率奠定基础。研究表明:在钻井作业的过程中,钻井液中的固液两相侵入到油层是造成油层被污染的主要原因,一般情况下,水平井钻井作业过程中油层被污染的可能性相对较大,污染情况也较为严重,为了加强油层保护,必须对钻井液体系进行合理的选择。     

大庆油田水平井钻井技术现状及发展方向

针对大庆油田外围区块油层薄、空间分布不均衡,老区低/停产井增多,非常规致密油埋藏深、地质情况复杂、岩石可钻性差等难点,开展了超薄油层水平井、分支井、超短半径水平井、三维绕障水平井和工厂化作业水平井等一系列行之有效的钻井技术研究与应用,形成了一套适合于大庆油田地质特点的水平井钻井配套技术。通过简要回顾大庆油田30年来水平井发展历程,详细介绍了油田现阶段水平井开发的钻井技术现状,并提出未来一段时间的发展方向。     

哈得油田薄油层水平井优化钻井技术

新疆哈得油田属薄油层油田。通过实施水平井整体开发,精确入靶、扩大油层裸露面积,取得了理想的开发效果。水平井钻井技术开发薄油层是降低钻井综合成本、提高原油产量的重要途径之一。施工过程中的重点工艺,主要是对斜井段的井眼轨迹控制,以及水平井的传压、防事故、固控、钻井液技术等。一套较完整的薄油层水平井眼轨迹设计和施工技术的模式,可用于指导此类型井的现场施工。     

大庆老区水平井地质设计方法

利用水平井挖潜厚油层的剩余油，目前对大庆老区还属于一种新技术，针对老区高含水后期独具的地质和开发特点，提出了老区水平井地质设计的程序和方法，研究了老区水平井地质设计中储层描述和剩余油分析方法，论述了高含水多层油藏水平井产能预测和经济评价的方法。在此基础上。示意出一次着陆的水平井轨迹，列举了地质设计所需的基本参数，编制了水平井地质设计方案。建议大庆老区应该加快水平井配套技术研究，开展厚油层项部和断层边部厚油层剩余油挖潜的水平井矿场试验，同时把水平井技术应用到大庆老区工业化推广的三次采油中。     

大庆老区水平井的矿场试验

通过大庆老区水平井矿场试验,可挖掘油层顶部的剩余油,提高油层采收率。笔者根据水平井地质评价技术,优选了水平井矿场试验区并设计轨迹。采用地质导向技术,实时监控钻井轨迹。根据水平井钻井轨迹,选择不同的射孔方式。先后完钻2口水平井,效果差别悬殊,尤其是钻出了大庆第一口日产百吨的高产水平井。从砂体沉积类型、河道砂体规模、韵律及夹层发育状况、注采井距、避水厚度、水平段的长度和射孔层位等方面,分析对比了2口典型水平井产能的影响因素。结果表明,水平井的设计必须与三次采油、区块层位的注采井网和储层沉积类型等相结合。     

喇嘛甸油田特高含水期厚油层内剩余油描述及挖潜技术

在厚油层沉积单元精细解剖基础上，结合喇嘛甸油田的开发实际，通过纵向细分沉积单元、结构单元，平面上细分沉积微相，精细描述出了单砂体空间形态和不同砂体之间的边界关系。并采用多种监测方法综合分析、判断，结合油水井动静态资料和注采关系，进一步明确了厚油层内剩余油分布状况，并针对各类剩余油提出并实施了水力割缝射孔、注水井层内细分注水、采油井层内细分堵水为主的厚油层内挖潜措施，产油量增加效果明显，改善了厚油层动用状况，提高了厚油层驱油效率。     

中国东部几个主要油田高含水期提高水驱采收率的方向

中国东部大庆、胜利等６个注水开发油区综合含水已达８５．５％,处于高含水期开发阶段,主河道砂体油层绝大部分水淹,但其年产油量、剩余可采储量在全国仍占举足轻重的地位。分析了影响高含水期水驱采收率的３个要素（驱油效率,平面波及系数,厚度波及系数）的现状。预计在高含水期阶段要实现预期目标相当艰巨,６个油区标定的平均采收率为３７．８％,目前实际采出程度为２７％,剩余油分布总体高度分散,但局部相对富集。在水驱开发方式下,钻加密调整井和采用再完井技术是剩余油挖潜的基本措施。目前井网已较密,井网控制不住的边角部位未淹砂层的剩余油（约占可采储量的１５％）相对富集,平面调整主要是在这些位置打些调整井,通过提高平面波及系数挖潜;目前厚度波及系数约为５６．７％,纵向挖潜的目标主要是吸水差、渗透率低的河道间及三角洲前缘薄砂层的剩余油（其可采储量约占总剩余油储量的８０％）,到含水９８％时,厚度波及系数可能达到７０％～７５％。根据剩余油分布的不同规律,提出８项挖潜措施,指出为达到高效调整的目的,可采用定向侧钻井、多底井及侧钻水平井技术,既能有效挖掘剩余油,又可节约钻井费用。参１（郭海莉摘）     

低矿化度地层硼—中子寿命测井

因高矿化度水中富含热中子俘获截面高的氯化物，中子寿命测井通常被视为仅适用于高矿化度地层水套管井的剩余油测井方法，而不适合于淡水油田。但硼化物也是易溶于水且俘获截面高的物质。如果用适当的施工工艺和配方，使低矿化度地层水内溶有硼化物，中子寿命测井同样可通过对高俘获截面的响应来观测剩余油含量。文中介绍把中子寿命从高矿化度地层移植到低矿化度地层中的新方法及其效果。在试测中为老油田提供了１０多口井资料，做了     

河道砂体内部薄夹层识别与剩余油挖潜

油藏长期注水开发后,河道砂体内部部分高渗条带出现注入水低效甚至无效循环,剩余油富集在夹层附近,而河道砂体内薄夹层识别率仍较低,不利于剩余油挖潜。以大庆长垣油田北二区西部为例,应用小井距密闭取心井资料,开展河道砂体内部薄夹层精细描述,对夹层测井响应特征进行分类评价,明确其对剩余油分布的控制作用。研究结果表明,研究区夹层分为岩性夹层和物性夹层,以泥岩和粉砂岩为主,纵向上主要分布于沉积旋回顶部,平面上主要位于沉积相相变区,而剩余油集中分布于夹层附近。以薄夹层识别成果为依据,针对不同河道砂体内剩余油分布特征,采用不同方法实现厚砂体层内调整挖潜,增油降水效果明显,可供同类区块的二次开发借鉴。     

海上稠油油藏高含水期剩余油挖潜研究——以渤海海域CB油田为例

针对主力产层只有一个小层并进入高含水阶段的渤海CB油田稠油油藏,基于动、静态相结合的思路,从控制剩余油分布的因素出发,采用测井曲线频谱属性分析和小波频谱分析等数学方法、以及厚层砂体高分辨率层序地层划分与对比技术,对小层进行层内细分,开展沉积微相研究及储层非均质性研究,结合饱和度测井资料,精细刻画油藏层内各小层剩余油饱和度及剩余储量。利用研究成果成功指导了7口水平井的部署,增油效果明显,预计采收率可提高4.5%。     

中国南海珠江口盆地西江油田运聚再生油藏模式创新认识与挖潜效果

针对开发中后期海上老油田剩余油零星散落分布和运移-富集规律难预测等问题,将“势控论”与“构型级次界面”结合,以储层内部单砂体为基本单元,研究不同类型油藏剩余油运移方向和运聚时间,由此构建“运聚再生油藏模式”。研究表明：①主力油藏砂体以叠置接触为主,夹层较少发育,储层主要为高孔、高渗特征,易形成优势渗流通道,高度分散状态的剩余油经过1年左右运移,在井控低且势能低部位小规模聚集成藏,挖潜潜力有限,生产井表现出高产短命的生产效果;②非主力油藏砂体横向接触主要以侧叠和孤立类型为主,3级和4级构型界面较为发育,剩余油动态运聚时间、方向与储层韵律性、夹层级次和流体性质等因素有关,一般非主力油藏关停约3年以上时间,4级界面控制的剩余油通过侧向绕流,逐渐向低势闭合区富集成藏,3级界面控制的剩余油通过垂向渗透,向低势闭合区聚集,剩余油运移富集规模较大,生产井表现出高产、高效、长命的生产效果。研究成果为海上中-高含水期老油田深度、立体挖潜提供技术支持,将为公司年度生产目标实现或超产保驾护航。     

应用测井资料研究聚合物驱后剩余油分布

大庆油田在聚合物驱后区块仍然有40%以上的剩余储量,准确预测聚驱后剩余油分布是挖潜这部分储量的关键。根据大量代表水驱后期和聚驱后期开发状况的测井资料,计算对比了单井垂向采出程度;通过绘制不同微相剩余油饱和度概率分布曲线和将井点所属饱和度区间标注在沉积微相图上,研究了聚合物驱后平面剩余油分布。结果表明:聚驱后,垂向上驱替趋于均匀,但油层上部剩余油比例较高,在垂向上,厚度小、渗透率低的油层部位,聚驱后剩余油基本没有变化,厚度大的油层部位,聚驱后剩余油剖面趋于均匀,但上部剩余油仍较多;在平面上,河道砂微相聚驱效果明显好于非河道砂微相,剩余油主要分布在相带尖灭、两相分界处以及渗透率变差部位和注采关系不完善的区域。该研究为进一步挖潜这部分剩余油提供了依据。     

正韵律厚油层剩余油分布模式及水平井挖潜--以孤岛油田中一区Ng53层为例

孤岛油田是一个高渗透、高粘度、高饱和的河流相正韵律沉积的疏松砂岩油藏,Ng3-4砂层为曲流河沉积,Ng5-6砂层为辫状河沉积。运用室内实验、矿场测井和动态监测、油藏数值模拟技术,根据Ng5-6砂层正韵律厚油层层内夹层分布特征及实际注采状况,建立了水井钻遇夹层、油井钻遇夹层、夹层在油水井之间三种类型12种注采模式,研究了不同注采模式下的剩余油分布规律及层内夹层对剩余油的控制作用。结果表明,层内夹层对剩余油分布的影响程度取决于夹层厚度、延伸规模和垂向位置。针对孤岛中一区Ng53正韵律厚油层地质特征和特高含水期顶部剩余油富集规律,提出了实施水平井挖潜的原则,并优化了水平井位置、水平段长度、生产压差和提液时机等参数。矿场实施16口水平井,取得了较好的效果,在井区综合含水率已达93.7％,采出程度高达45.3％的情况下,水平井初期产油量达18-33.5t/d,是周围直井的3-4倍,综合含水率只有38.8％,比周围直井低30％-50％。