苏里格气田首口分支水平井钻完井技术

苏里格气田属典型低压、低渗、低产的“三低”气田,总体上看储层物性较差,常规水平井开发效率较低,中低产井占绝大多数。为了提高苏里格气田水平井单井产量,提高开发效率,降低综合开发成本,针对苏里格气田多套气藏发育的地质特点,开展了分支水平井钻完井技术研究及现场试验。文中从施工难点、井身结构、侧钻技术、完井方式等方面介绍了苏里格气田首口双分支水平井——T7-14-18H井的钻完井关键技术及现场试验,该井成功实现了水平井段裸眼完井+分段压裂增产改造,初步探索出了一套符合苏里格气田开发需要的分支水平井钻完井配套技术,为低渗透油气田经济高效开发探索出了一条新的技术途径。     

燃气式超正压射孔技术在胡庆油田的应用

燃气式超正压射孔就是在射孔前,用火药燃烧气体,在目的层形成高压,然后打开油气流入井筒通道的一种射孔工艺。和普通射孔相比,它不仅能够打开油气流入井筒通道,而且能够降低近井地带压力损耗和表皮因子,具有压裂和射孔双重功能的新特点。针对燃气式超正压射孔的特点和胡庆油田的地质状况,2002-2004年,在胡庆油田有针对性地选取相适应的低渗、低压油藏实施35井次,平均单井日增原油3．6t,累增原油368．6t,取得了显著的经济效益。实践证明,在低渗、低压油藏实施燃气式超正压射孔具有重要的现实意义。     

侧钻井钻完井一体化工程可行性探讨

某低孔低渗-特低渗气藏深层进行了2轮次的勘探,虽发现了高产井,但后期展开勘探未能规模突破;钻遇的深部硬脆性泥岩和火成岩地层井壁稳定性差,出现坍塌、掉块、漏失等复杂井下事故;储层试油、压裂改造效果不理想,发现和解放油气藏是面临的难题。提出在老井眼上进行开窗侧钻,尽可能保护储层高效开发的钻完井兼顾储层改造一体化工程设计思路。利用测井资料预测了储层出砂可能性及出砂临界压差,结合完井风险评估和储层改造要求,确定了侧钻井采用复合完井方式较好;进行了侧钻井地层三压力剖面预测,地层坍塌压力大于孔隙压力,实施欠平衡钻井易造成井壁坍塌;提出目的层进行储层专打的思路,论证了液相精细控压钻井优于气体欠平衡钻井,并配套了储层保护的液相钻井液体系。储层改造建议下部地层采用裸眼笼统压裂, 压裂后产能预测达到了增产改造目的。     

迪那2气田测射联作完井工艺评价与优化

测射联作工艺具有减少起下管柱作业、降低储层污染、提高油气井完井效率等优点，因此在迪那2气田产能建设早期，普遍采用测射联作并且不丢枪的完井工艺，但投产后逐渐暴露出井筒堵塞、井下动态监测受限等问题，因此有必要对该工艺进行评价及优化。调研统计，产建早期测射联作完井的生产井75%出现油压急剧波动下降的异常现象；结合气藏工程理论及修井实践分析，油压异常的根本原因在于，堵漏剂返排、地层出砂等堵塞了测射联作管柱末端的生产筛管（即打孔油管）孔眼。对此，产能建设中后期采用射孔、测试分步实施的完井工艺，显著减少了井筒堵塞的现象，并为生产动态监测的开展创造了有利条件。迪那2气田的完井工艺实践对于类似气田具有较好的借鉴意义，在选用测射联作完井工艺之前，应进行充分的适用性评价或针对性的改造优化。     

定向射孔完井FLAC3D模型的建立与力学仿真

针对定向射孔完井工艺,以FLAC3D软件为平台对其进行了三维仿真,并运用应力坐标转换理论实现了任意井斜、井身方位和射孔方位的工况分析。应用建立的仿真模型对川西地区3口定向射孔井进行了仿真分析,实例应用表明,仿真结果与实际施工数据吻合性较好。建立的仿真模型与仿真方法可以较为合理地用于定向射孔完井的仿真研究,为油气井增产措施的制定提供了实用的仿真模型和简捷的仿真方法。     

保护油气层技术发展趋势

对油气层损害机理、深井及深水域井的温度敏感性、完井液新技术、解除储集层损害酸化途径及有效提高油气井产量的欠平衡钻井技术等的发展趋势进行综述。水平井、大位移井的主要损害来源是微粒运移、固相堵塞;较宽裂缝和灰岩为主的碳酸盐岩的损害因素也主要是固相侵入与堵塞;致密天然气层主要因液相（水与原油）聚集而损害渗透率,损害程度与储集层渗透率、界面张力、表面润湿性、初始含水饱和度的关系极为密切;深井和深水域井温度敏感性会导致矿物向水敏性转化、矿物溶解沉淀、润湿性转化及乳化堵塞。介绍了滤饼清除和井眼溶解清理的完井液新技术,通过清理将预防与治理相结合,储集层渗透率可比原始渗透率提高40%。酸化技术成本低、效果好,介绍了各类砂岩及碳酸盐岩相应的配方。欠平衡钻井核心技术是选用合理的井眼流体和恰当的负压差,介绍了加拿大100口欠平衡钻井在后期提高产量的经验。图1表2参47（樊世忠摘）     

吐哈气体钻井技术的研究与应用

吐哈盆地储层属典型的低压、低渗、低产“三低”储层,许多井在钻井过程中油气显示活跃但完井后却未获得理想的工业油气流,如何有效保护储层、提高单井产量的问题日渐突出。利用气体钻井技术保护储层的优点是 吐哈“三低”储层发现油气层、提高单井产量一条行之有效的途径,氮气钻井由于其灵活的供气系统在吐哈盆地天然气源缺乏的区域具有绝对优势。文中阐述了经过多年研究与现场实践而形成的一套针对储层从钻井到开 采的全过程氮气欠平衡钻井技术,使吐哈“三低”储层在钻井过程中及时发现油气层、大幅度提高单井产量、大幅度提高机械钻速得到实现,为吐哈加快勘探开发步伐创造了一项新的技术。     

特低渗透油藏定面射孔压裂技术研究与应用

安塞油田长6特低渗透油藏注水开发多年，水驱前缘已经波及储层高渗透带，大量剩余油分布于储层纵向低渗段。为开发低渗段剩余油，采用定面射孔压裂技术，利用定面射孔形成垂直于井筒轴向的扇形应力集中面，引导水力裂缝沿井筒径向扩展，控制裂缝纵向延伸，实现低渗段剩余油挖潜。在研究长期注采条件下的剩余油分布及岩石力学参数变化特征的基础上，模拟分析不同定面射孔相位角下的裂缝起裂效果，根据裂缝融合面积优选出最佳射孔相位角；同时，根据较小应力差条件下的裂缝模拟结果，优化压裂改造参数，控制裂缝高度。安塞油田78口井长6油藏开发中应用了定面射孔压裂技术，平均单井增油量达1.8 t/d，是常规压裂的2倍以上，取得了较好的效果。研究与应用表明，定面射孔压裂技术可为特低渗透油藏低渗段剩余油挖潜提供新的技术手段。      

国内低渗透油气田高效开发钻完井关键技术发展现状

在我国剩余石油储量、探明天然气地质储量中,低渗透油气资源已成为主要勘探开发对象,高效钻完井成为最大限度获得经济效益的关键。为此,国内经过技术攻关试验,在钻完井关键技术方面取得了重要进展,形成了以下技术方法：①低渗透油气藏复杂结构井适应性评价方法、复杂结构井优化设计及产能评价技术和井身结构与井眼轨迹优化设计技术;②以五级分支井、径向钻孔、鱼骨状分支井等技术为核心的提高泄流面积钻井技术已进入现场应用阶段;③研制的以新型防水锁无黏土钻井液、防漏堵漏钻井液、新型生物完井液等为核心的钻完井液取得明显储层效果。但以提高完善程度为目的的水平井分段完井技术受制于完井装置、产品、工具缺乏,整体水平与国外相比尚有一定差距,目前仅形成了“免钻塞筛管顶部注水泥技术、水平井酸洗胀封一体化技术”水平井筛管分段完井核心技术。     

东溪构造南段低渗透储层分层酸化效果分析

东溪气田在纵向上有多套产层，平面上存在北段中渗区、中段高渗区、南段低渗区。北段中渗区、中段高渗区大部分气井进入开采末期，而南段低渗区由于储层渗透性较差、产量低、采气速度慢、采出程度低，仍具有较大的勘探开发潜力。为此，针对东溪构造南段低孔、低渗、低压、多产层的地质特点，在综合分析钻井、完井、射孔、酸化工艺和对东浅1、2井、东4-1井认识的基础上，东浅3、4井采用了定向钻进，使产层暴露井段长，完井方法采用139.7 mm套管射孔完成，并将３个主要产层全部打开，经对嘉五¹、嘉四³层和嘉三段实施分层泡沫酸酸化，测试产量分别为7.6×10⁴m^3/d、5.92×10⁴m³/d，较东浅1、2井和东4-1井产量有显著的提高，取得了东溪构造南段低渗透储层的产量突破，达到了提高单井产能的目的。     

海上勘探开发一体化钻完井关键技术研究与实践

勘探开发一体化是缩短海上油气田建产周期、降低开发成本的有效手段,但海上油气田工程设施建造周期长、油气管网相对较少,对钻完井作业提出了更高要求.本文针对不同水深、不同类型和不同井口型式等探井转开发井特殊要求,建立了浅水探井井口再利用技术、一井多目标钻完井技术、简易移动式平台井口稳定性技术和深水探井转开发井井筒完整性评估技...     

胜利油田保护储层的水平井钻、完井液技术

胜利油田的水平井钻、完井液开发应用已经有20余年历史,形成多项具有胜利特色的保护油气层的钻、完井液技术.从低密度钻井液、全油基钻井液完井液、保护低渗储层钻井液完井液、非渗透钻井液完井液和特殊的分支井钻井液完井液技术等5个方面进行了阐述.研究发现,在水平井钻、完井液技术中,最重要的是要保持钻井液具有强润滑性能、携岩性和储层保护性.在特强水敏性地层,需要采用全油基钻、完井液体系;在将来的水平井钻、完井液技术中,要特别注意采用全过程欠平衡钻井结合使用低(无)伤害体系;在储层钻进中建议使用专门的储层钻开液,以最大程度保护储层;钻完井后,需要实施高效解堵技术,特别是无伤害解堵技术(免酸洗和自解堵技术).实施以上技术可以建立有效的储层-油气井通道,实现油气产量最大化.     

直接返排钻井完井液储层保护机理分析

水平井裸眼完井是一种最大限度提高储层开采能力的方式,海上油田常采用无固相钻井完井液并辅以破胶完井的方式来完成钻完井作业。直接返排钻井完井液是在此基础上开发的,对其在参数设计、材料选择、完井工艺等方面进行了分析与评价,并分析了其储层保护机理。该体系基本组成为海水+纯碱/烧碱+流型调节剂VIS+淀粉降滤失剂STARFLO+可溶盐+高纯粒径匹配碳酸钙MBA,3种功能材料均能够被0.3% HTA隐形酸螯合剂溶液液化,液化后无任何残留,使井筒内及近井地带的泥饼全部转化为清洁盐水,MBA由5种不同粒径的碳酸钙复配而成,且和淀粉可以达到互相“镶嵌”的作用,使泥饼更加致密。通过实验评价,该钻井完井液的低剪切速率黏度控制在30 000 mPa·s左右,具有最佳防止污染和返排的能力,且渗透率恢复值最高,可抗15%左右钻屑污染,渗透率恢复值大于80%。该体系在南海东部3个油田、1个气田已应用12口井,井底最高温度为60~130℃,密度最高为1.20 g/cm3,3口井属于低孔渗油藏,9口井属于中、高孔渗油藏,钻井过程顺利。该技术简化了完井方式,节省了作业时间与费用,并具有较好的储层保护效果。      

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。     

有机盐强抑制可降解钻(完)井液在胜利油田的应用

胜利油田低渗油藏储量丰富,目前多采用水平井开发方式,但常规钻井液往往会对储集层造成伤害,降低油气井产量。因此,有必要选择一种适合的钻井液体系。对有机盐强抑制可降解钻、完井液技术进行了筛选,并在胜利油田多个区块进行了现场应用,取得了较为理想的效果,有机盐强抑制可降解钻、完井液体系对胜利油田低渗储集层有较好的保护作用,能显著提高油气产量,提高勘探开发效益。     

低渗透油藏水平井技术应用难点分析

以宝浪油田宝北区块低孔,低渗油藏实钻的2口水平采油井为例,分析了2口水平井的整个实施过程,总结了油藏筛选,产能预测,井网部署,钻（完）井技术,油层保护,动态分析等几个关键环节的经验和教训。通过分析基本摸清了水平井技术特点,以避免在推广应用水平井过程中出现失识,以改善低渗透油藏水平井开发效果,提高经济效益。     

低渗油气田高效开发钻井技术研究与实践

为了高效开发我国低渗油气田,获得更高的经济效益,进行了低渗油气田高效开发钻井技术研究。采取机理分析、室内试验、现场试验等方法,对提高泄流面积钻井技术、提高储层钻遇率技术、提高钻井效率技术、低渗油气田储层保护技术、低渗油气田完井关键技术进行了系统研究,形成了以五级分支井、径向钻孔、鱼骨状水平井、旋转导向钻井等技术为核心的提高泄流面积钻井技术,以气体钻井、全过程欠平衡钻井和钻头优化设计为主的提高钻井效率技术,以新型防水锁无黏土钻井液、新型生物酶完井液、有机盐可降解钻井完井液等为核心的低渗砂岩储层保护技术,以低渗油气藏水平井分段完井技术和低渗油气藏水平井提高固井质量关键技术为核心的低渗油气田完井关键技术;研制出了抗高温高压无线随钻测量仪、适用于泡沫空气钻井的电磁波随钻测量系统和适用于薄互层低渗油气藏的近钻头井斜角和方位角伽马测量仪及井下微流量测量装置。应用结果表明,低渗油气田高效开发钻井技术对高效开发我国低渗油气资源、实现能源储备战略具有重要的意义。      

孤东油田馆陶组储层射孔过程伤害机理研究

储层在钻井、完井、采油、增产和修井的各个作业环节都有可能受到不同程度的污染和伤害，尤其是与地层配伍性差的各种入井液，将会造成地层污染，从而使油井产量下降，采收率降低，因此加强入井液的研究是保护油层、防止伤害的重要环节。为了能够在油气层和井筒之间产生一条清洁的通道，增加油气井的产能，加强了射孔液、射孔工艺、射孔损害机理、射孔参数的研究，尽量避免或减少射孔过程中对油气层的伤害，保护馆陶组砂岩油气藏，重点分析了孤东油田馆陶组储层在射孔过程中的损害机理和保护措施。     

普光气田大湾区块完井工艺技术

四川盆地普光气田大湾区块在开发中既有与气田主体相似之处,又有许多自身的特点,前者储层非均质性更强。因此,针对裸眼完井和套管射孔完井两种不同的完井方式,优化了不同的酸压、生产一体化管柱结构;配套了补偿式传爆、高精度延时传爆和低碎屑射孔弹3项射孔技术;形成了裸眼井钻塞、通井,套管井酸浸等配套井筒处理技术;采用长井段非均质储层分段酸压改造技术,有效改善了储层物性;同时完善了高含硫气井作业井控管理制度。现场施工作业8口井,首次实现国内高含硫水平井分段储层改造,为大湾气井的顺利投产提供了技术保障。     

稠油油藏蒸汽吞吐防砂完井产能评价新方法

在优选防砂完井方式时,当量产能比为目前主要的产能评价指标。但对于稠油蒸汽吞吐而言,产能预测模型缺乏考虑防砂的影响,加上蒸汽的降黏增产作用,使得传统评价方法对吞吐井防砂、注汽的适应性较差。通过提出复合产能比和最终产能比两个新概念,表征了防砂前后蒸汽吞吐井产能的变化,使用最终产能比作为新评价指标的计算结果更直观、更便于应用。为计算最终产能比,建立了防砂完井产能新模型,该模型针对防砂和蒸汽吞吐的特点,根据非等温分布加热半径计算公式和达西定律,考虑了高温蒸汽对原油黏度的影响,引入防砂表皮系数,从而实现了防砂和蒸汽吞吐的耦合。应用结果表明,防砂措施对蒸汽吞吐井产能的影响更加明显,表现为各防砂方式的最终产能比均低于当量产能比。其中,压裂充填防砂具有增产作用,但相较于常规开采井,该方式对蒸汽吞吐井的增产效果有所降低。从油井流入动态的角度进行验证的结果表明,新指标对稠油蒸汽吞吐井的产能评价更具意义,且预测误差在允许范围内。