威远页岩气储层水平井轨迹优化设计与分析

威远页岩气田开发过程中,合理的井身剖面设计对降低钻井施工难度、保证井筒质量、提高经济效益至关重要.由威远地区地质条件对井身剖面设计的影响出发,通过计算分析目前威远常用的3种井身剖面类型,从现场可操作性、降低实钻难度、减小钻柱摩阻和扭矩以及钻井提速等方面,将二维+三维复合剖面模式与双二维剖面模式相对比.结果表明:采用修正...     

阶梯水平井轨迹优化设计

阶梯水平井轨迹优化以设计井深或者摩阻为目标函数,这些都是基于纯技术层面上的,对经济和钻井安全考虑较少。根据其特点,提出了阶梯水平井井眼轨迹的最优化设计方法,以安全、有用和费用最低为井眼轨迹的设计原则,根据阶梯水平井井眼轨迹的设计原理,应用数学优化理论,建立了追求费用最低的最优井身轨迹的目标函数,这是一个非线性有约束的目标函数,利用外罚函数法可以对其求解,进而求得最优井身轨迹。现场试验表明,提出的阶梯水平井井眼轨迹最优化设计方法是正确的、可靠的,可以满足现场要求。     

彭水页岩气水平井钻井优化设计及现场应用

渝东南地区彭水区块前期钻井过程中表现出上部地层可钻性差,机械钻速低;二叠系、三叠系地层灰岩缝洞发育,地层漏失严重;志留系韩家店组以下地层倾角大,地层造斜能力强,井斜控制难等特点。通过对井身结构、钻井方式等的研究与优化设计以及在现场的应用,初步确定了该区块页岩气水平井钻井技术方案,为实施页岩气水平井开发奠定了基础。     

径向水平井转向器轨迹优化设计

为了降低径向水平井转向器对柔性钻柱的阻力 ,对转向器的轨迹参数进行了优化设计。根据经验公式 ,建立了转向器轨迹参数优化设计的数学模型 ,并采用内点惩罚函数法处理和运算 ,得出转向器轨迹最优设计参数 :α =2 5 5° ,R =349 9mm ,δ =- 1 4mm ,对应转向器最小阻力Fz=6 1975kN。考虑到摩擦阻力的存在 ,对阻力公式进行了修正 ,修正系数kz 取 1 5～ 1 8,从而预测出优化后的转向器实际阻力Fsz在 9 2 96 3～ 11 15 5 5kN之间     

页岩气水平井分段压裂优化设计新方法

针对页岩气水平井分段压裂形成的复杂性裂缝量化表征困难、压裂优化设计方法不成熟的问题,对已有裂缝复杂性指数表征方法做了进一步深化,考虑各分支裂缝沿主水力裂缝方向的分布密度及其相互间渗流干扰波及面积,提出了新的裂缝复杂性指数表达式,使其不仅仅是一个范围,而是一个具体数值。围绕最大限度提高裂缝复杂性指数的压裂优化设计目标,从配套施工参数的优化与控制、最终预期产量的预测等方面入手,给出了针对水平层理缝/纹理缝发育储层、高角度天然裂缝发育储层的压裂优化设计方法及流程,并提出了天然裂缝分布密度及延伸缝长的定量描述方法。该压裂优化设计新方法在涪陵焦石坝某井进行了试验,其无阻流量比邻井约高26%,证明该新方法能有效提高页岩气水平井分段压裂的效果,对页岩气的经济有效开发具有重要意义。     

页岩气水平井轨迹导向物探技术方法

2016年初,涪陵页岩气田正式启动气田二期50×10~8m~3的产能建设,确定二期产建区主力区块为江东、白涛、平桥、白马等四大区块,其中平桥区块地质上处于川东南高陡褶皱带平桥断背斜。前期钻探实践表明:该区地层产状复杂、地层横向速度变化快;伽马测井资料反映本区块地层放射性横向变化快、规律不明显。二期钻探中地质导向难度更大,而保证水平段在优质页岩气层中穿行是获得高产页岩气井的基础条件之一。结合一期产建区情况,总结出以小层对比、地震趋势、井斜法为主的页岩气井水平段导向方法,作为现场导向判断层位的依据。     

页岩气长水平段水平井井眼轨迹控制技术

利用长水平段水平井提高单井产量是页岩气开发的发展趋势,涪陵页岩气田开发调整阶段将超长水平井作为增产提效的主要措施之一。但随着水平段的增加,钻井技术挑战进一步加剧:长裸眼水平段延伸极限预测难度大、井筒净化困难、摩阻扭矩大、井身剖面优化难度大、轨迹控制难度高。为此,本项目通过井眼轨道优化设计、极限延伸能力预测分析、钻具组合优配、降摩减阻技术配套和井眼清洁技术配套,形成了页岩气长水平段高效轨迹控制技术体系。形成的研究成果指导了焦页2-5HF和焦页30-5HF井的定向钻井工程实践,创国内长水平段纪录。     

泾河油田三维水平井井眼轨迹优化设计及应用

在规模化开发过程中,泾河油田面临井场确定困难、剩余油挖潜难度大等难题。基于泾河油田储层地质特点,应用理论计算、数值模拟等方法优化水平井三维井眼轨迹参数;轨迹剖面采用六段制、造斜率(4°~6°)/30 m、靶前距和偏移距相互匹配且不大于600 m。JH17P25井三维轨迹设计及实施结果表明,三维水平井有利于解决泾河油田开发中遇到的难题,满足摩阻和扭矩限制要求,完井管柱可安全下入,实钻轨迹及钻井指标符合设计要求。     

涪陵江东与平桥区块页岩气水平井井眼轨迹控制技术

涪陵江东与平桥区块断层发育、地层倾角大,水平井井眼轨迹控制存在着与地质预测偏差大、轨迹调整频繁、中靶难度大和定向托压严重等难题,为此,开展了井眼轨道参数及剖面优化设计,钻具组合与钻井参数协同优化等研究,引入了旋转导向技术和近钻头随钻测量技术等导向钻井技术,配套了超短保径PDC钻头、PDC-牙轮复合钻头及水力振荡器等降摩减阻及提速工具,形成了适用于涪陵江东与平桥区块的水平井井眼轨迹控制技术。现场应用表明,通过井眼剖面优化、钻具组合及钻进参数协同优化等措施,提高了定向施工效率;应用旋转导向和近钻头随钻测量等导向钻井技术,机械钻速提高161%,储层钻遇率达到90%以上;通过配套降摩减阻及提速工具,机械钻速提高20%以上,定向托压现象得到缓解。涪陵江东与平桥区块水平井井眼轨迹控制技术为钻井提速提效、加快产能建设提供了技术支撑。      

页岩气水平井分段压裂优化设计方法——以川西页岩气藏某水平井为例

页岩储层需要水力压裂才能获得理想的产能,压裂时在追求较大改造体积的同时也应注重形成与储层相匹配的缝网导流能力,以提高改造体积渗透率。基于Warren Root模型,将压裂后形成的缝网考虑为高渗透带,利用等效渗流理论建立了等效高渗透带模型,在地质模型中利用体积及等效渗透率对压裂缝网进行表征,通过产能模拟并借助净现值理论对高渗透带长度、等效渗透率等参数进行优选,并以优选的高渗透带参数为目标,结合缝网模拟便可得到目标条件下的最优施工参数。针对川西页岩气藏某水平井使用该方法得到最优高渗透带长度为200～220 m,最优等效渗透率为4～5 mD。结合缝网模拟得到目标条件下的施工参数为：总液量为1 600 m³,总砂量为53 m³,平均砂比为10%,最高砂比为28%,施工排量为10 m³/min。该设计为页岩气储层改造作业提供了技术支撑。     

浅析大庆油田水平井井眼轨迹优化设计方法

本文研究了大庆油田水平井井眼轨迹优化设计方法。     

采用蚁群算法优化设计径向水平井转向器轨迹

径向水平钻井技术主要包括油气层套管段铣技术、井下大直径扩孔技术、完井技术和水力喷射钻井技术，前三项技术已日趋完善，而喷射技术因为在水平井段较短，达不到预期的深度。为有效地降低转向器对钻柱的阻力，对转向器阻力进行了受力分析，并以钻柱通过转向器发生弯曲变形时，对转向器产生的轴向反作用力为目标函数，在满足转筒与垂直方向的夹角、转向器轨迹最小弯曲半径、矫直转筒对钻柱的矫直偏量等设计变量最佳的条件下，采用蚁群算法对径向水平井转向器轨迹进行了优化设计。仿真结果表明，转向器对钻柱的阻力达到最小，与原设计值相比，转向器阻力减小了46.98%。同遗传算法仿真结果比较，转向器阻力减小了3.17%，蚁群算法仿真结果比遗传算法仿真结果好，符合实际情况。     

涪陵页岩气水平井定向技术应用

涪陵页岩气示范区产能建设启动以来,定向技术经历了不断摸索、完善和成熟的阶段,特别是进入南区以来,边缘井增多,地质条件复杂,定向难度增大,主要表现在反向三维水平井施工时二开定向扭方位托压现象严重、水平段轨迹调整频繁造成的摩阻扭矩大等方面。为解决这些问题,在已有成熟技术的基础上,通过技术革新和新工具的应用,有效推进复杂区块的施工进度,为一期产建完美收官提供强有力的技术保障。     

页岩气水平井EUR预测方法分析与应用

国内对于页岩气水平井的估算最终采收率(EUR)与产能预测多数处于理论研究阶段,现场实际应用多数还延用常规气井方法,这给页岩气的产能预测以及经济性分析带来较大困难。为此,在页岩气压裂水平井流态特征的基础上,分析了经验法、现代产量递减法和模拟预测法三类14种页岩气水平井EUR预测方法的应用条件,分析了各方法的适用流态和生产条件。提出了适用于变产量变压力生产的页岩气水平井EUR预测方法,认为：①对于国内变产量变压力生产的页岩气水平井,未达到边界流时,可以采用Blasingame图版法和解析法进行EUR预测;②对于达到边界控制流的页岩气井,可以采用Blasingame图版法、FMB曲线法和解析法进行EUR预测,且页岩气井EUR预测需要多方法综合确定,以减小单一方法引起的误差。实例计算表明所优选的方法可行性强,准确性高。     

涪陵页岩气水平井工程甜点评价与应用

针对涪陵页岩气水平井多段分簇射孔压裂时加砂量符合率低、产气量低的问题,提出了寻找水平段工程甜点、并结合地质甜点进行压裂优化设计的方法。首先利用声波时差和密度测井资料,拟合得到涪陵页岩气藏横波时差计算模型,再结合密度、自然伽马等测井资料,利用地应力剖面计算软件求取涪陵页岩气藏水平井水平段的岩石力学参数,然后通过分析已压裂井段产气剖面测试结果与岩石力学参数的相关性,得到涪陵页岩气藏工程甜点参数为:水平应力差小于8 MPa、脆性指数0.45~0.50。焦页30-1HF井采用了工程甜点与地质甜点相结合的压裂设计方法,其压裂施工压力平稳,总液量和总砂量符合率较好,压后无阻流量88.54×104 m3/d,取得了较好的增产效果。现场试验表明,工程甜点与地质甜点相结合的压裂设计方法,能够提高涪陵页岩气水平井压裂的加砂量符合率和产气量,有助于实现页岩气的高效开发。      

基于最优SRV的页岩气水平井压裂簇间距优化设计

水平井分段分簇压裂时的簇间距大小对页岩气藏的压裂改造效果具有重要影响,过小的簇间距设计将导致分簇主裂缝之间的改造区重叠,降低压裂改造效率;而过大的簇间距设计则会在主裂缝之间产生未改造区,影响储层的动用程度。目前的簇间距优化设计主要基于静态模式下进行且以储层潜在改造区为目标,没有发展与实际压裂过程相吻合并以动态储层改造体积(SRV)为目标的簇间距设计方法。为此,考虑裂缝扩展、压裂液滤失和应力干扰相互耦合的作用机制,建立了分簇裂缝扩展下的动态SRV计算模型,以最优SRV为体积压裂设计的目标,对簇间距进行优化设计。在四川盆地涪陵地区焦石坝页岩气田开展了簇间距优化实例应用,验证了所建立方法的可靠性,分析了影响最优簇间距的关键地质工程参数,并针对该气田南、北不同区块不同地质特征,分别绘制了最优簇间距设计参考图版。结论认为,所建立的簇间距优化设计方法对改善目前分簇射孔的盲目性、指导页岩气藏体积压裂优化设计具有重要的作用和意义。     

侧钻双分支水平井井眼轨迹控制

静31-59井是1口侧钻水平井,完钻井深2425 m,水平段垂深2131 m,悬挂器喇叭口位置2126.22 m。为充分挖潜老区产量,在静31-59井开窗侧钻双分支水平井。通过精心设计、组织与施工,静31-59FP井仅用15d纯钻时间成功钻完2个分支井段,累计裸眼长度768 m。该井由辽河油田工程院自行设计、施工,无经验可借鉴。静17块地层坚硬,钻进时加压困难,目的层薄,倾角变化明显,施工时轨迹控制难度很大。通过转盘钻进与滑动钻进相结合,控制钻进参数、调整轨迹,防止井眼轨迹忽起忽落,为完井创造了良好的条件,该井是国内第1口侧钻双分支水平井,为其它油田的侧钻双分支水平井成功实施提供了丰富的经验。     

吐哈油田水平井优化设计技术研究与应用

利用理论研究和数值模拟技术,对吐哈油田水平井的井网形式、水平段方向、水平段垂向位置和水平段长度进行了优化设计;以精细油藏描述为基础,结合油藏地质特征,优化各项地质参数,实现最优设计。通过水平井的优化设计,水平井在吐哈油田各类油藏实施效果好,成功率高;水平井实钻情况与地质认识符合较好,大部分参数吻合程度高。     

陕北油田水平井轨迹控制技术研究与应用

随着陕北油田开发的不断深入,水平井已经逐步成为开发的主流,但由于各区块是多年施工的老区块,区域跨度较大,地层岩性差别较大,防碰形势日趋严峻,并且存在不同层位的滚动开发,轨迹控制思路很难统一。对防碰技术、入窗点技术要点、水平段的精细化控制、优化钻井参数,提高滑动效率等技术和方法进行了分析,根据分析结果选择对水平井轨迹有效控制的技术及优化钻井参数和钻具组合,经现场应用证明整体钻井提速效果显著。     

水平井导眼轨迹的改进与应用

针对水平井施工中井下地质情况复杂及A靶位置确定困难的事实，提出了用斜导眼井眼轨迹代替直导眼来校正A靶位置的一种新方法，并结合实例简述了钻斜导眼的优点。