塔里木油田碳酸盐岩超深井水平井分段改造技术

针对塔里木油田塔中碳酸盐岩的实际情况,为充分挖掘水平井每一层的潜能,最大限度地提高单井产量,引进了水平井分段储层改造技术,介绍了分段酸压求产管柱、管柱结构特点、施工难点、施工步骤,分析了存在问题。对其适用性作了简要说明,经塔中62．6H井及塔中62．7H井的成功应用,增产效果显著。     

碳酸盐岩超深超长水平井完井模拟通井技术

塔里木盆地碳酸盐岩储层具有压力敏感、安全密度窗口窄、易喷易漏、井控风险大等特点,自2012年下半年开始,水平井垂深大幅增加、水平段不断延长,模拟通井管柱在裸眼段摩阻较大(甚至光钻杆也很难通过),模拟完井管柱通井时间长,整体施工难度和风险大。针对"模拟通井时间长、管柱下入难"的问题,结合现场实际井况及完井工艺要求进行研究,使超深、超长水平井完井各个阶段的泥浆维护及处理技术方案标准化,建立了井深、水平段长及分段数与模拟通井管柱组合及次数的关系及通井规程,给出了水平井完井模拟通井原则,实现了模拟通井工序的标准化。     

超深碳酸盐岩油藏水平井套管分段酸压技术实践

酸压是碳酸盐岩储层增产的有效措施,对于塔里木哈拉哈塘区块超深碳酸盐岩水平井,如何兼顾水
平井段的充分改造和后期修井作业,是亟待解决的技术难题。ＨＡ６Ｈ井油藏中深６５９０ｍ,水平段长４９８ｍ,在该区
块首次采用“套管封隔器＋可钻式压裂滑套”分段工具和段内暂堵转向技术,分段设计依据井筒与优势储层位置的
距离来设定缝高,再结合间距比和流动阻力的关系来优化段数和裂缝间距,以降低裂缝间压力干扰的影响,经优化
设计该井分１０段酸压改造,酸压后采用Φ４ｍｍ油嘴掺稀求产,油压２２．６５ＭＰａ,日产油７７．９ｍ^３
,日产气１１７９２ｍ^３,截止目前累计产油１１１７６ｔ,取得很好的分段酸压效果。     

顺南超深水平井分段完井管柱优化设计方法

针对塔中北坡顺南超深水平井的超高压、超高温特性及管柱设计矛盾突出问题,提出了一套用于超深水平井分段完井管柱的优化设计方法。对塔中北坡顺南某超深水平井的井筒压力、温度分布及油套管安全系数进行计算,并对完井管柱的尺寸、完井液密度和封隔器位置等参数进行优选,有针对性地制定了解决管柱设计难题的对策,完成管柱组合优化设计,得到了不同工况下的施工控制参数:在50 MPa平衡套压下,低挤酸液时最大泵压不得超过74 MPa;压裂排量为7m3/min时,预测泵压110 MPa;假设日产纯气20×104m3,预测油压53 MPa,不需平衡套压;关井时预测油压68 MPa,不需平衡套压;开采后期产能衰竭,纯气油压不低于14 MPa。基于优化完井管柱组合,对封隔器进行校核可知,各工况下悬挂封隔器和分段裸眼封隔器性能均满足设计要求。研究结果对类似完井管柱的优化设计有很好的借鉴作用。     

TK430H超深小井眼水平井钻井液完井液技术

介绍了TK430水平各井段地层的特点及采用的钻井液体系，着重分析了该井的技术难点和采取的措施，采用低密度无固相完井液有效解决了复合小井眼欠平衡钻井的携岩问题和油层保护问题，取得了较好的经济效益和社会效益。     

碳酸盐岩超深水平井完井送入管柱丢手工艺优化

塔中I号气田是一个超深层复杂大型油气田,具有储层埋藏深、温度高、缝洞发育、易喷易漏、高含H2S等特点,目前主要采用水平井方式进行开发,施工作业面临井下条件复杂、作业工况恶劣等难点,水平井完井送入管柱存在丢手前管柱内外有压差、中和点不好找的问题。为此,提出了送入管柱结构优化方案,研制了环空压差式循环阀和伸缩短节,细化了送入管柱的坐封与丢手工序。经现场50余井次的应用表明,该技术使悬挂式封隔器丢手操作更为简便,提高了丢手作业的安全性和可靠性。     

高温深层非均质性碳酸盐岩水平井分段改造技术

碳酸盐岩非均质性强的特点决定了常规水平井分段改造优化设计方法不再适用,同时塔中地区高温、深层及缝洞发育等特点给储层改造液体和分段改造工艺带来挑战。从统计分析反映非均质性储层特征的资料出发,确定了基于改造设计为目的的压前储层描述模型,明确反映远井储层特征的地震资料对于指导改造设计具有重要作用,并基于该认识,建立了在缝洞精细雕刻基础上的非均质性碳酸盐岩水平井分段改造优化设计方法。通过稠化剂优选、交联剂研发形成耐温140℃地面交联酸体系,其低滤失、缓速好的特征为实现深穿透酸蚀缝提供基础;并根据碳酸盐岩缝洞发育特点,优选裸眼封隔器多级滑套水平井分段压裂工具,从而形成系统的水平井分段改造技术。现场应用表明,该技术适用性好,增产效果显著,在国内同类非均质性海相碳酸盐岩储层中具备较大的推广应用前景。     

深层小井眼碳酸盐岩水平井分段酸压分析

随着碳酸盐岩储层开发规模的扩大,在开发阶段,为了保证品质与效率,要采取酸化压裂改造措施,保证实现增储上产.再加上水平井的大范围推广,让碳酸盐岩开发效率得到了高质量的稳定增长.结合实际工作经验可以发现水平井布井是要讲究策略和方法的,需要贯穿多个储集体,并创新分段酸化压裂技术,这是储层改造效果得以强化的关键.     

深层小井眼碳酸盐岩水平井分段酸压研究

碳酸盐岩小井眼水平井分段酸压研究的基本思路是:从水平井布井策略优化、水平井分段方法优化和水平井分段改造工具配套三个层面开展了技术攻关,形成了碳酸盐岩小井眼水平井分段酸压配套技术。     

中原油田第一口超深水平井完井

由中原油田钻井二公司 5 0 113钻井队承钻的中原文留油田第一口中曲率半径超深水平井———文 92—平 1井经过6个月的艰难施工 ,终于顺利完井。该井完站井深 36 80ｍ ,最大井斜 95° ,实际水平段长 374ｍ ,横穿油层 10 0多米 ,全井安全生产 ,井身质量和固井质量优良。中原文 92     

塔中碳酸盐岩超深水平井钻具组合优化设计

塔中碳酸盐岩储层具有埋藏深、单个储集体规模小且分散等特征,多采用超深水平井进行开发。水
平段较长且需要穿越多个储集体以满足开发地质要求,导致井眼轨迹复杂,控制难度大,对钻具组合提出了很高的
要求。为解决上述难题,文章对单弯单稳钻具组合的井眼轨迹控制能力及影响因素进行了分析,根据底部钻具组
合静力分析数学模型和井斜趋势角评价方法,分析了井斜角、钻压、ＢＨＡ结构参数以及钻头各向异性和岩石可钻性
对井斜趋势角的影响规律。分析发现,稳定器位置、螺杆弯角、岩石可钻性和钻头各向异性对井斜趋势角的影响较
大,钻压、稳定器外径对井斜趋势角的影响较小。根据分析结果,以塔中８６２Ｈ井为例,对斜井段和水平段钻具组合
进行了优化设计。实钻结果表明,采用优化后的钻具组合,塔中８６２Ｈ井井眼轨迹达到了工程设计要求的各项控制
指标,钻成了截至目前中国陆上最大垂深水平井。     

超深裸眼水平井完井模拟通井优化技术

由于水平井井深、水平段长、井眼条件差、通井管柱设计不合理等原因,通井管柱与完井管柱匹配度低、通井时效过长、通井管柱下入困难,增加了井控风险和作业成本。针对通井困难这一突出问题,通过理论分析,综合考虑井眼情况和完井管柱配置,分析了通井扶正器、通井管柱底部扶正器组合(BHA)和送入管柱对完井管柱安全入井的影响,提出了综合考虑井眼情况和完井管柱配置的个性化通井优化方案,即加长单扶通井,双扶通井BHA优化和增加送入管柱加重钻杆数等优化措施,为超深超长裸眼水平井完井管柱的顺利入井提供了技术支撑。     

超深碳酸盐岩水平井水力喷射定点深度酸化压裂技术

埋深超过6000m的碳酸盐岩长裸眼水平井,常规笼统酸化压裂技术无法控制裂缝位置,浅、中深裸眼井分段酸化压裂技术也不适用。针对该问题,研发了超深井新型水力喷射定点酸化压裂技术。该技术通过2趟管柱实现定点深度酸化压裂：第1趟管柱下入喷射工具至目标位置,射孔并压开裂缝,产生应力薄弱区;第2趟管柱优化下入深度和压裂液类型,消除喷嘴节流压差和部分管柱摩阻,实现大排量酸化压裂施工,最高施工排量可达到10.0m3/min,裂缝沿薄弱区继续延伸,完成对目标缝洞体的深穿透沟通。定点射孔起裂后,相比起裂前裂缝延伸阶段施工压力降低5.0～14.0MPa,有效保证了后续主裂缝仍然沿起裂点扩展。采用加重压裂液作为射孔液,其密度和对应井段钻井液密度接近,既能降低射孔阶段的施工压力,又能消除起下管柱过程中的井控风险。在塔里木盆地阿克库勒凸起P5超深水平井应用该技术,实现了对目标储集体的准确沟通,酸化压裂后日产油达到107t/d。该技术为超深井定点高效改造提供了有益的探索。     

塔中超深碳酸盐岩储层水平井轨迹优化技术及应用

塔里木盆地塔中凝析气田为超埋深(5000～7000m)复杂大型碳酸盐岩油气田,储层非均质性强,水平井水平段延伸长,纵向靶层识别难度大,导致水平井完井周期长和钻探成功率低,塔中气田稳产难度大。以往的碳酸盐岩储层水平井井眼轨迹设计,仅考虑了主应力方位,未考虑地应力综合特征,不能较好地保证水平井井眼钻遇优质储层发育带,无法优选有利于井壁稳定的井眼路径。以储层发育规律和储层地应力特征为基础,总结提出了储层钻遇率综合评价、储层顶面应力场预测和叠前叠后裂缝预测3项水平井轨迹优化技术。通过此3项技术的应用,水平井储层钻遇率明显上升,平均为46.5%,水平井钻井成功率在85%以上,实现了塔中气田的有效开发,同时为塔中地区及类似碳酸盐岩油气田的水平井井眼轨迹设计优化提供了依据和指导意见。     

川西超深海相碳酸盐岩超高压分段酸压技术实践

PZ103H井是川西海相碳酸盐岩一口典型超深勘探评价井,埋深达6071 m,储层温度155℃.针对储层超深致密可能压不开的难题,设计时尽可能替酸到产层,配套140 MPa井口及相应配套高压管汇;针对压不开震荡试挤时酸液长时间浸泡腐蚀油管的风险,优选了高温酸液缓蚀剂配方,室内评价在180℃、24 h条件下对P110SS材...     

水平井裸眼完井分段压裂技术研究

水平井裸眼分段压裂作为低压、低渗透油气藏开发的重要增产措施之一,日益受到广泛关注。介绍了水平井裸眼分段压裂工艺实施过程,给出了1种比较合理的水平井裸眼分段压裂管柱结构;针对该工具分析了压裂设计的难点。现场应用表明,应用该项技术进行水平井裸眼压裂可获得较高产能,经济效益显著。     

超深含硫探井多封隔器分段改造技术

川西海相雷口坡为埋藏深、高温、高压、高含酸性腐蚀气体的碳酸岩储层,其纵向上Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层交叉叠置,储层非均质性强,笼统酸化改造无法达到产能评价目的;多趟管柱逐层测试作业时间长、成本高,无法满足降本增效的要求。为了实现一趟管柱分段改造,兼顾资料求取的目的,针对储层类型特征,通过封隔器及配套工具优选、多封隔器管柱受力分析、超高压施工参数优化设计等手段,形成了一套以“国产机械式+液压式封隔器组合实现分段、APR测试工具实现资料求取”的分段测试管柱及作业技术。该技术在PZ103井经受了155℃高温、112 MPa高压、长达13 h作业,成功实现了储层的有效分段改造,录取到了完整的产能数据,为超深含硫气井分段测试提供了新的思路。     

顺北油田超深小井眼水平井定向钻井技术

顺北油田水平井一般完钻斜深超过7 500 m,垂深大于7 000 m,四开定向井眼尺寸为120. 65 mm或149. 2 mm。超深和小尺寸井眼的井筒特征给该油田水平井定向钻井带来了一系列技术难题:摩阻扭矩大,轨迹控制难度高;螺杆钻具造斜能力预测精度低,选型难;高温随钻测量仪器故障率高、误码率高,严重影响全井钻井周期。通过评价现用井身结构与定向钻进的适用性,形成了顺北油田有侵入体超深井井身结构优化方案,有效解决了120. 65 mm小井眼尺寸循环温度高、仪器失效率高的问题;优化形成了"高+低"双增轨道设计剖面,给出了满足各定向井段工程需求的底部钻具组合优配方案,提高了定向效率;制定了提高高温随钻测量仪器可靠性和准确性的配套技术方案,形成了顺北油田超深小井眼水平井定向钻井技术方案。现场应用结果表明,该方案可有效提高定向钻进效率、缩短钻进周期,以应用该技术方案的顺北X-8H井(四开井眼尺寸149. 2 mm)和顺北X-O7H井(四开井眼尺寸143. 9 mm)为例:平均钻进周期23. 45 d,同比邻井平均钻井周期缩短15%以上。     

新疆油田水平井分段完井注汽技术

为改善新疆油田稠油热采水平井的注汽开发效果,进行了水平井分段完井分段注汽技术研究与现场试验。利用管外、管内热敏封隔器及配套工具设计了分段完井、注汽采油管柱,结合超稠油流变性试验与数值模拟技术完成了地层屏蔽有效性论证,优化了盲管段长度;实现了强制注汽,并有效防止2个注汽井段之间的汽窜,保证分段注汽效果。2011年,新疆油田9口稠油水平井采用高温热敏封隔器进行水平井分段完井、分段注汽试验,施工成功率100%,与常规双管笼统注汽的邻近水平井相比,分段完井的水平井首轮吞吐平均油汽比高0.44,吸汽剖面得到改善,分段注汽效果明显。这表明稠油热采水平井分段完井及注汽采油技术是可行且实用的先进技术,为新疆油田超稠油高效开采提供了新的技术手段。      

水平井多级分段改造技术在致密薄层碳酸盐岩油气藏中的应用

为了扩大单井控制面积,提高储层动用程度,增加单井产量,在哈萨克斯坦R油田特低渗、难动用区块开展了水平井分段酸压的先导性试验。根据地质油藏、钻井、录井、测井等结果,确定了完井管柱结构及工具位置。为了提高段内均匀改造程度,使用了纤维暂堵转向工艺,并对施工压力、排量、所需水马力等参数进行了优化。微地震监测结果表明,每段都形成了独立的裂缝网络,达到了分段改造的目的。投产后取得了明显的增产效果,说明水平井多级分段酸压工艺对开发该油田致密薄层碳酸盐岩油气藏具有较好的应用前景。