SHW01深水平井钻井工艺技术

新疆石西油田第一口水平井──SHW01水平井,φ339.7mm表层会管下深500m,φ244.5mm技术套管下深4013.37m。三开用φ216mm钻头,第一次在井深4060m造斜钻至4390.18m(井外角69°)卡钻,经多次处理无效,注水泥封固。第二次在4066.21m侧钻,用双弯和单弯螺杆钻具增斜,于4472.05m(井斜角88°)进入水平段。后用转盘钻、单稳定器钻具钻进,于4484.70m进入水平段窗口,并较好地控制了稳平钻进,因冬季施工和井下情况复杂,为确保安全提前完钻。完钻井深4800.10m,垂深4385.20m,开封角90.3°,闭合方位7.06°,水平位移550.33m,采用φ177.8mm×4288.43m+φ139.7mm×503.67m复合油层套管,油层段为打孔套管和普通套管相间的结构完井。     

针对哈国侧钻超短半径水平井的工艺技术

CNPC-阿克纠宾油气股份公司下辖扎那若尔油田，开发目的层为石炭系油层，主要采用直井开发。目前该油田共计有110多口报废老井，单井产能偏低，采用套管开窗侧钻井技术特别有利于老油气田的挖潜开采。曲率半径40m的侧钻短半径水平井因其超高的造斜率给钻井施工带来一系列困难。该文针对哈国65/8″套管侧钻短半径的技术特点，介绍了主要配套技术的研究内容，根据490及207井的试验情况，提出了下一步的研究发展方向。     

深部薄油层、双阶梯水平井钻井技术

利用常规水平井技术开发深部薄油层有较高的技术难度。介绍了新疆哈得逊地区完井的薄油层、双阶梯水平井-HD1-27H井的设计和施工情况。该井2个水平段设计靶半高仅0.5m,并要求AB、CD段测井解释油层长度不低于水平段设计长度的75%,因而中靶精度要求高、轨迹控制难度大。合理地利用水平井钻井配套技术;利用小度数的单弯马达配合MWD导向钻井技术控制井眼轨迹,使水平段油层实钻轨迹所有测点与设计线的垂深差都控制在0.5m以内,且测井解释油层穿透率100%,刷新了利用常规MWD控制水平井轨迹精度的最高记录,该井投产后取得了显著的经济和社会效益,为以后利用水平井技术进一步开发深部薄油层提供了有益的尝试。     

大庆敖南油田第一口阶梯水平井钻井实践

大庆敖南地区葡萄花油层渗透性低、油层层数多、储层厚度薄、隔层厚度小,为加快此类油层的经济有效开发,开展水平井和直井联合开发试验研究,决定采用阶梯式水平井进行开发。通过对油层段的反复穿越,增大油层暴露面积,大幅度提高单井产量、提高储量控制程度,使未动用储量达到经济有效开发。在分析大庆外围油藏储层特点的基础上,介绍了敖南油田第1口阶梯水平井敖南242-平317井的设计施工情况,阐述了薄油层阶梯形水平井施工的一些难点和相应的技术措施。该井的成功完钻,证明中半径阶梯形水平井可以提高薄油层砂岩钻遇率,适合于敖南区块开发,具有推广价值;同时也为低渗透、多油层的经济有效动用提供了技术支持,为拓展勘探领域和相似地质条件下未动用储量的经济有效开发奠定基础。     

T油田套管开窗侧钻技术实践与应用

针对T油田套管开窗侧钻井施工难点,在T油田7口套管开窗侧钻水平井的施工中,通过精心准备井筒条件、优选高效、快速作业的斜向器系统,确保了套管开窗侧钻施工的顺利进行;施工中应用Power Drive Archer旋转导向系统及高效钻头,优化施工参数,在提高钻井时效、确保井眼轨迹平滑、精确钻穿薄油层等方面的效果十分明显.     

春风油田薄层水平井随钻电磁波电阻率测量技术

准噶尔盆地春风油田油层厚度薄、含有底水、产层形状不规则,采用常规地质导向钻井过程中,普遍存在着井眼轨迹控制难度大、优质储层钻遇率低等技术难题。在分析春风油田薄油层地质特点及水平井钻井难点基础上,以多频多深度电磁波电阻率为核心,采用井斜、方位伽马、电磁波电阻率一体化设计,研制了MRC随钻电磁波电阻率仪器,能够测量8条不同探测深度的电阻率曲线以及2～8个扇区的方位伽马数据,具有测量盲区短、测量信息全面及地层边界动态识别技术能力。经在春风油田排10-平x井现场应用,实钻水平段长300. 06 m,油层钻遇率91. 07%,及时识别了沙湾组2. 1 m薄油层的上下边界,首次实现了排10西区块薄油层钻遇率90%以上,为今后春风油田改善薄油层开发效果提供了一种有效手段。     

薄油层多底井井眼轨迹中调整点的确定及应用

大庆油田州扶90-46区块多底井Z72-P54Z井的第四分支段最薄油层平均厚度地质预测只有1.0 m,给多底井钻井设计与施工带来很大的难度。找出薄油层中分支段最优调整点对于提高油层钻遇率及钻完井管柱安全下入至关重要。通过优化多目标数学模型确定了调整点的三维坐标,结合单圆弧模型即可得出既能满足施工要求又能保证钻遇率的最优井眼轨迹,可以最大限度地穿过薄油层靶区,又能减少主井眼下管柱时误入分支井眼的风险。通过现场验证该轨迹适合现场施工,保证了大庆油田多底水平井的顺利完钻,完成了分支段在厚度1.6 m的薄油层内成功钻进,形成了一套适合大庆油田的分支井钻井优化设计技术。     

永页1HF高难度长水平井固井完成

<正>2015年11月14日,中石化西南石油工程公司固井分公司顺利完成永页1HF高难度长水平井油层套管固井施工作业,创造了该公司一次性封固段长5 576.33 m水平井固井记录。永页1HF井为中石化西南油气分公司布置在重庆市永川区的一口预探井,三开完钻井深5 578 m,侧钻点3 605 m,A靶点井深4 077 m,水平段长达1 501 m。该井油气层显示活跃,且地层承压能力偏低,固井兼顾压稳及防漏的矛盾突出,所用固井灰量、水量极大,准备时间长、     

文72—86井套管开窗侧钻技术

中原油田文72－86井是文72块北部的一口生产井。1992年8月，51／2”油层套管错断，被迫停产，然后修井，拔出上部错断套管2571．65m。文72北部生产井油层均系沙三层位，沙二下未射开。该层位油气富集，地层压力为原始状态。为了恢复文72－86井的生产，确定在95／8”套管中定向侧钻，目的层在沙二下，方向320°左右，位移120m。该井1993年10月完钻，井身3091m，最大开斜18．7°，井底闭合距130．3m，闭合方位325°，完全满足设计要求。本文详述了该井开窗侧钻工艺技术。     

CB251E-P1井钻井液技术

CB251E-P1井是胜利油田在渤海海域埕北断裂带北部埕北断层下降盘CB251E断块上的一口大位移水平井,也是胜利油田在海上开发馆陶组上段1 23油层的第一口水平井,完钻井深为2056 m,在井深159.52 m开始造斜,钻至井深624.84 m后井斜达到45°,最大井斜角为96.3°,水平位移为1326.20 m,水平段长356 m,连续钻遇油层204 m,创造埕岛油田连续钻遇油层最长记录.根据地质特点,全井要求钻井液密度控制在1.10 g/cm3以内.为了满足CB251E-P1井安全钻井、油层保护和海洋环境保护的需要,采用了改性天然高分子钻井液体系及其维护处理技术.该钻井液本身无毒、无害、无荧光,且加入了屏蔽暂堵剂,有利于发现和保护油气层.结果表明,该体系具有良好的抑制性、润滑性和降滤失能力,井眼清洁,无岩屑床形成,满足了水平井施工的要求.该井钻井施工时间仅用9.48 d,建井周期15.86 d,是海上水平井难度最大但完成时间最短的一口井.     

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。     

南堡13-1706大位移井钻井技术

冀东油田南堡滩海油田受端岛面积限制,需要部署水平位移大于3 000 m的大位移井开发。针对大位移井钻井施工中存在摩阻扭矩大、轨迹控制难、循环泵压高、井眼清洁难度大、长裸眼井壁失稳、深部井段定向托压等技术难题,开展了人工端岛大位移井钻完井技术研究。通过对井眼轨道优化设计、装备升级改造,提升大位移井井眼延伸极限,利用Landmark软件对摩阻扭矩、钻井参数进行分析,研究了KCl抗高温钻井液复配新型固壁剂和封堵剂强化钻井液封堵能力及套管安全下入技术。采用井眼轨迹控制、降摩减扭、优化钻井液、套管安全下入等常规技术的优化和集成应用,成功实施了大位移井南堡13-1706井。该井完钻井深6 387 m,最大井斜83°,水平位移4 941 m,为水平位移大于4 500 m的大位移井钻井实践积累了经验,为加快南堡滩海中深层油藏的勘探开发提供了技术支持。     

苏5 15 17AH井超3 000 m水平段的钻井技术

苏5 15 17AH井是部署在鄂尔多斯盆地苏里格气田的一口超长水平段水平井,设计水平段长度3 000 m,长水平段水平井的摩阻及扭矩大、井眼清洁困难及完井方式有限等成为该井的主要技术难点。为此,开展了以下试验研究：①通过优化井身结构,利用套管内摩擦系数小的特点来降低水平段钻进的摩阻与扭矩,选择在215.9 mm井段钻进水平段1 200 m,下入177.8 mm套管固井,然后在152.4 mm井段钻进水平段1 800 m;②无土相复合盐钻井液体系及强封堵油基钻井液的应用,有效地解决了超长水平段井壁稳定性差、井眼清洁难度大及摩阻大的难题,确保了长水平段的顺利施工;③应用漂浮接箍工具使其下部套管入井后受到钻井液的浮力作用,降低了井壁对套管柱的摩擦阻力,确保了177.8 mm套管顺利下入井底。该井完钻井深6 706 m,实际完成水平段长度达3 056 m,创目前国内陆上天然气水平井最长水平段纪录,对今后苏里格气田以及类似地区施工长水平段水平井有借鉴和指导作用。     

HORIZONTAL WELL LENGTH OPTIMIZATION FOR A SOUTH OMAN FIELD

Oman produces around 850,000 bbl/day of crude oil from around 85 fields of which 35% comes from horizontal wells. Horizontal drilling was started in 1986 with three short radius wells drilled in chalky oil reservoirs due to gas or water coning and low production rates. Results were not sufficiently encouraging to lead to future activity in the short term. Horizontal drilling technology evolved rapidly and in 1990, Oman embarked on a more ambitious program. The results, this time, were so impressive that the trial was extended and has led to almost continuous horizontal drilling. Some 100 horizontal wells per year are expected to be drilled for the foreseeable future. These wells exploit both clastic and carbonate reservoirs from Precambrian to Cretaceous age, thin and thick oil columns, light and heavy oil, and a wide range of reservoir quality.

Multilateral drilling in Oman has also shown significant benefits in increased production rates, reduced costs and increased oil recovery from existing producing fields and previously uncommercial oil accumulations. Well costs have been reduced by optimising the well design and drilling operations. The most significant cost saving has been due to a reduction in hole size and casing scheme.

The main focus of this project is optimizing oil recovery in a South Oman oil field using multilateral well technology. It mainly outlines both the effects of horizontal length and number of horizontal legs completed for different reservoir properties using Eclipse 100 black-oil simulator as a numerical tool.

Eclipse black-oil simulator is utilized in order to formulate the reservoir models of the concerned field and two other synthetic reservoirs having different rock properties. In order to generalize the findings, correlations are developed for different rock properties. That way predictions for optimum well conditions for any particular field in Oman could be established.     

韩城矿区煤层气L型水平井套管钻井技术

地质条件与工程技术匹配程度决定了煤层气开发效果,为进一步摸索适合韩城矿区煤储层特点的开发技术,不断改善该区煤层气开发效果,在总结该区丛式井组射孔压裂及多分支水平井技术开发效果基础上,结合该区煤储层低孔、低渗及低压的特点,应用L型水平井套管钻井技术。该技术三开采用套管钻进,完钻后不进行固井作业,直接射孔完井。结果表明该类开发技术具有一般水平井开发技术的优点,与多分支水平井相比能够保持井壁的稳定性,同时避免固井作业及压裂改造带来的不利影响,产气效果明显趋好。     

无黏土水基钻井液在长庆油田米 38 区块水平井的应用

陕北神木气田米38区块致密砂岩气藏主要以水平井方式开发,由于储层段含有大段泥页岩,前期使用的钻井液体系固相含量高,在钻进过程中托压严重、摩阻大,常发生井壁失稳、下钻遇阻等情况。针对米38区块储层特征,优选了关键处理剂,形成了无黏土低固相水基钻井液体系。室内实验表明,该钻井液具有良好的封堵性和抑制性,高温高压砂床(150℃、3.5 MPa)侵入深度为7.2 cm,16 h的页岩膨胀高度仅为0.76 mm。现场应用表明,该钻井液体系具有良好的流变性、抑制性和封堵能力,较好地满足长庆油田米38区块水平段易坍塌地层的钻进需要。已施工的3口水平井钻进过程中摩阻小、无明显托压,起下钻顺畅,未出现任何井下复杂情况,钻井周期较设计周期平均缩短10.85 d,下套管一次到位。与邻井相比,单井产气量显著提高,有效提升了神木气田的开发效果。     

空气/泡沫钻井技术在伊朗19+2项目中的应用

GWDC伊朗19 2项目所承钻的TABNAK气田和SHANUL气田，其钻井难度是世界闻名的。钻井的主要难点是如何克服大井眼长井段低压裂缝性地层漏失、强水敏性泥页岩坍塌和高压盐水层。构造设计井深一般仅为3500m左右，为了封隔复杂地层，所下入的套管可多达5层，最大井眼直径为914．4mm，最大套管外径为762mm。为了解决钻井中遇到的难题，提高机械钻速，缩短钻井周期，使用了空气／泡沫钻井技术并取得成功，从此，空气／泡沫钻井成为顺利完成该项目钻井任务的重要手段，并在应用中日益成熟。文中介绍空气／泡沫钻井技术在TANBAK气田和SHANUL气田的应用情况。     

HORIZONTAL WELL LENGTH OPTIMIZATION FOR A SOUTH OMAN FIELD

ABSTRACT

Oman produces around 850,000 bbl/day of crude oil from around 85 fields of which 35% comes from horizontal wells. Horizontal drilling was started in 1986 with three short radius wells drilled in chalky oil reservoirs due to gas or water coning and low production rates. Results were not sufficiently encouraging to lead to future activity in the short term. Horizontal drilling technology evolved rapidly and in 1990, Oman embarked on a more ambitious program. The results, this time, were so impressive that the trial was extended and has led to almost continuous horizontal drilling. Some 100 horizontal wells per year are expected to be drilled for the foreseeable future. These wells exploit both clastic and carbonate reservoirs from Precambrian to Cretaceous age, thin and thick oil columns, light and heavy oil, and a wide range of reservoir quality.

Multilateral drilling in Oman has also shown significant benefits in increased production rates, reduced costs and increased oil recovery from existing producing fields and previously uncommercial oil accumulations. Well costs have been reduced by optimising the well design and drilling operations. The most significant cost saving has been due to a reduction in hole size and casing scheme.

The main focus of this project is optimizing oil recovery in a South Oman oil field using multilateral well technology. It mainly outlines both the effects of horizontal length and number of horizontal legs completed for different reservoir properties using Eclipse 100 black-oil simulator as a numerical tool.

Eclipse black-oil simulator is utilized in order to formulate the reservoir models of the concerned field and two other synthetic reservoirs having different rock properties. In order to generalize the findings, correlations are developed for different rock properties. That way predictions for optimum well conditions for any particular field in Oman could be established.     

浅层稠油水平井轨迹控制及套管柱下入技术

采用水平井技术开发克拉玛依浅层稠油可以减少投资、提高原油采收率。克拉玛依稠油油藏普遍埋藏浅,原油黏度高,为了热采的需要,一般采用大尺寸的套管柱。浅层稠油水平井技术要解决在极软地层钻进时井眼轨迹控制和大尺寸套管柱在高曲率井眼中的安全下入等问题。通过优化井眼剖面设计、分析影响井眼轨迹的诸多因素、加强井眼轨迹的测量和计算、使用专用软件分析计算钻柱和套管柱的摩阻、优化钻柱和套管柱结构等技术措施,全部使用国产化的工具、仪器完成了国内垂深138.60 m最浅的水平井。分析了浅层稠油水平井施工所涉及到的井眼轨迹控制和套管柱下入等技术难点,介绍了施工中的关键技术和创新点,为同类型油井的施工提供了经验。