川西地区套管开窗侧钻定向井技术应用前景探讨

如何充分利用报废资料降低油气田开发投资和成本,运用先进的套管开窗侧钻定向井技术,能有效地解决川西地区失去开采价值的近百口生产井进一步挖潜的技术难题。侧钻井开窗方式已由原来的斜向器套管开窗,逐步发展到锻铣和地面套管预开窗方式,文中分析在川西地区老井开窗侧钻定向井,浅井可节约投资４０％左右,中深井可节约投资４４％左右。     

钻前工程设计造价预警机制的建立与实践——以中国石油西南油气田公司为例

为优化、简化钻前工程设计,降低和控制钻前投资成本,在钻前工程初步设计阶段便引入造价预警机制,由此创新了设计管理制度。所采用的方法是:通过对历史数据进行数理统计、分析,分"区块"采用加权平均法制订造价预警指标,并利用离散系数对预警指标进行验算和修正;使用预警指标对单井设计采取ABC分类管理法进行分级式差异化管理。预警制度的实施使钻前工程初步设计过程受到造价预警指标的制约和控制,实现技术和经济管理的良性互动与有机结合、一体化融入设计。其特点是实现可量化干预、着重事前事中管理和实施重点项目重点管理的机制。实施结果是钻前工程设计优化率提高、设计工程量降低、投资成本减少,实际实施经济效果明显。     

长庆油田标准化井场设计

长庆油田推行标准化的井场设计,坚持数字化管理的建设思路,提高了人力资源的优化效率和生产运行的管理效率;同时对井场平面和设施进行了优化简化,降低了建设成本。文章重点论述了标准化井场设计的特点、应用的工艺技术及标准化井场设计实施的效益等,指出对于10井式的井场投资,标准化井场比常规井场可降低51%的建设成本。     

要闻信息

2005年3月26日,川西白浅121井传来好消息:轻质泥浆欠平衡钻井与水平井两大前沿技术相结合,使该井获得 8.8 万立方米/日的高产天然气流,比白马庙构造采用常规钻井技术打成的直井的平均产量增加近30倍。川西白马庙构造属于典型的低效油气藏。该地区单井日产量平均仅3000多立方米,去年打成的全国第一口气体钻水平井白浅 111H井,日产量 6.8 万立方米,比同井场同产层直井提高22倍,为白马庙构造勘探开发的新纪元拉开了帷幕,一举奠定了欠平衡钻水平井技术在该地区勘探中的主导地位。这次在白浅121H井,四川石油管理局钻采院、川西钻探公司再度…     

基于灰色关联分析的川西深井钻头选型测井研究

测井资料在油气钻井工程中的应用正日益拓宽。川西地区砂泥岩互层发育,石英砂岩地层岩性致密,局部含砾岩层,岩性在纵横向上差异较大。同一构造相同地层的不同井机械钻速明显不同,特别是须家河和小塘子组地层,石英含量高、岩石硬度大、研磨性强,导致川西深层气藏的钻探成本较高。本文从测井资料中提取地层抗钻参数,采用灰色关联分析方法,结合实钻资料,优选适合川西深井砂泥岩地层的钻头类型。应用表明,该法计算简单,实用性强,有助于井场提高机械钻速。     

新“两法”形势下的钻前工程造价管理

四川盆地地形复杂、水系发达、人口稠密、农林资源丰富,钻前工程实施难度大,安全环保风险高。新的《安全生产法》和《环境保护法》颁布实施后,对钻前工程的作业施工也提出了更高的要求,成本控制难度进一步增大。为此,在分析研究了钻前工程实施关键环节的基础上,提出以下3个方面的改进措施:①优选井位,从源头控制成本;②优化设计、改良技术,最大限度地降低无效工作量,提高投资效益,同时降低环境风险;③创新管理模式,推行总承包制度,压缩管理成本。进而以中国石油西南油气田公司为例,分析了新形势下针对四川盆地油气勘探特点,采取的一系列控制钻前工程造价措施,所取得的良好效果。结论认为,新形势下该公司总体上保持了钻前工程造价的平稳态势,探区钻井成本基本受控,探井钻前工程占钻井结算成本比重、平均单井进尺成本、平均单井新修公路长度和平均单井建设用地数逐年下降,确保了川渝地区油气勘探开发的良好局面。     

川西新场地区中深丛式定向井防卡技术

川西新场构造沙溪庙气藏的主要开发手段是应用丛式定向井组,但在开发中期发生了7次卡钻事故,严重影响了该地区的勘探开发进程。对该地区卡钻井的情况进行了详细调研,确定卡钻的性质是黏附压差卡钻,借助相关数值模拟技术对该地区黏附压差卡钻原因进行了研究,得出卡钻的主要原因是该地区目前施工压差大、钻井液性能不稳定、井眼净化不良、轨迹控制和施工操作不当,提出了合理设计钻井液密度、控制合理井底压差、优选钻井液类型和性能、严格控制钻具在井内的静停时间、钻进和其下钻的过程中监控记录其摩阻与扭矩情况、优化井下钻具组合等现场技术对策。经过现场应用,获得了一套适合当前川西新场地区中深丛式定向井快速、安全钻进的防卡技术,取得了较好的应用效果,加快了新场地区的勘探开发步伐,同时对川西和其他老油气田防止卡钻事故具有借鉴意义。     

综合考虑成本和钻速的PDC钻头钻进参数优化设计

传统的钻进参数优化模型不适用于PDC钻头。针对传统模型的不足,在牙轮钻头钻进参数优化理论的基础上,引入钻井成本和钻速权重系数,结合PDC钻头钻速方程、磨损方程和钻速随累积进尺的变化规律等基本方程,建立了钻井成本和钻速双目标约束下的PDC钻头钻进参数优化模型。该模型可根据降低成本或提速的具体目标设置钻井成本系数和钻速系数,在同时考虑成本和钻速的条件下对钻进参数进行优化设计。川西新场地区实钻资料的计算结果显示,经过参数优化后PDC钻头的单位进尺成本降低,同时钻速提高,这表明该模型可以用于双目标下PDC钻头钻进参数的优化设计。      

要闻信息

备受中国石油界关注的我国第一口气体钻水平井在四川石油管理局川西白马庙构造白浅 111H井取得圆满成功。这口井于 8月 1日 2 4时顺利完井 ,与同井场同产层直井相比 ,机械钻速大幅提高 ,平均每小时 10m ,最快达每小时 2 1 8m ,测试日产量 6 8× 10 4m3 ,增产近 2 0倍。这口井的成功 ,不但使我国在这个技术领域跨入国际先进行列 ,而且为川西地区久攻不下的低压低渗碎屑岩储层勘探开发打开了新局面。　　气体钻水平井技术是目前国际石油界先进技术之一 ,涉及许多前沿技术 ,其优势在于最大限度地暴露和保护油气储层 ,大幅度提高油气产量。据…     

川西地区超深井钻井完井技术现状及攻关方向

川西地区油气资源丰富,但超深层海相碳酸盐岩地质条件复杂,钻井过程中面临纵向上压力系统多、井漏频发、井壁失稳垮塌、部分地层可钻性差、钻井风险高及钻井周期长等技术难点。通过近几年的技术攻关,研究形成了适用于川西地区的超深井钻井完井技术,主要包括超深井井身结构优化技术、钻井提速关键技术、防漏堵漏技术、高压低渗气层控压钻井技术、抗高温强封堵油基钻井液技术、超深高钢级套管开窗技术、控压平衡法固井技术和超深短尾管固井技术等,创造了多项钻井工程纪录,支撑了川西地区超深层油气资源的勘探开发。但目前仍然面临风险区域地质认识不足,恶性井漏治理难度大、部分难钻地层提速不理想和漏垮同存地层安全钻井配套技术不完善等技术难点,因此,提出下一步需在井身结构对策研究、钻井提速新技术新工艺试验、高效堵漏技术研究和地质工程一体化等方向进行技术攻关,以推动川西地区超深井钻井完井技术快速发展,实现川西地区深层油气资源的经济有效勘探开发。     

深层小井眼侧钻水平井钻井技术实践

侧钻水平井是提高油气采收率的一项有效措施,可节约钻井和地面建设投资,有效利用原井的上部井眼和地面管网,使一些"死井"恢复生产。特别是今年苏里格井场征地特别困难,土地价格快速上涨,促进了侧钻水平技术的发展。苏25-38-16C井是渤海钻探工程公司在苏里格的第一口深层小井眼侧钻水平井。难点主要是开窗侧钻点深、裸眼段长、地层稳定性和可钻性差,针对这些难点开展了前期方案论证和优化设计,制定了相应的技术措施,确保全井无事故复杂,形成了苏里格深层小井眼侧钻水平井的优化配套技术。围绕苏25-38-16C井阐述深层小井眼侧钻水平井钻井技术。     

白马庙又获高产气

2005年3月26日，川西白浅121井传来好消息：轻质泥浆欠平衡钻井与水平井两大前沿技术相结合，使该井获得8．8万立方米／日的高产天然气流，比白马庙构造采用常规钻井技术打成的直井的平均产量增加近30倍。川西白马庙构造属于典型的低效油气藏。该地区单井日产量平均仅3000多立方米，去年打成的全国第一口气体钻水平井白浅111H井，日产量6．8万立方米，比同井场同产层直井提高22倍，     

川西海相雷四上亚段溶蚀储集层录井随钻评价技术

川西海相雷四上亚段溶蚀储集层取得了天然气勘探开发的重大突破,但因储集层特征复杂,主要依靠钻后测井或实验分析获取孔渗性,难以随钻准确识别并评价储集层。为此,通过优选工程和录井参数进行统计分析形成元素识别方法,在快速识别储集层的基础上,针对工区特点改进了机械比能指数计算模型,建立了随钻评价方法与随钻评价标准。井场试验表明,新的录井随钻评价方法与钻后的测井解释结论、测试结果较为吻合,可为该气藏的取心卡层完井作业与测试选层提供可靠依据。     

川渝地区天然气生产井站强弱电橇装一体化方案的研究与设计

为优化简化地面工艺和设施,有效控制投资和成本,提高站场管理有效性,基于西南油气田分公司站场一体化设计标准与要求,结合川渝天然气站场生产运行模式,以及深入研究"钻前工程一体化"设计理念和要求,提出了川渝地区天然气生产井站强弱电橇装一体化建设方案。从供配电系统管理和站场信息化两个方面考虑整体橇装化,将强电供配电系统和弱电自动控制信息化系统整体成橇,采用"侧进/出线"方式,充分与钻前工程一体化相结合,最终实现无基础化安装、简化地面设备以及零开挖,缩短施工周期,降低建设成本的总体愿望。强弱电橇装一体化装置具有较高的实际应用价值,可广泛推广应用。     

川渝地区超深井钻完井技术新进展

中国石油川渝地区勘探开发已由上二叠统—三叠系向更深的下二叠统—震旦系转移,区域向川中古隆起外围、川西下二叠统、川东寒武系进行战略拓展,地质条件愈加复杂,超深井的多压力系统、可钻性差、超高压超高温、高含硫等难题给钻完井工程带来巨大挑战。通过技术攻关,形成了集井身结构优化、个性化钻头、优质钻完井液、深井水平井钻井、精细控压钻井、特殊取心等技术为一体的超深井钻完井技术,为安岳气田龙王庙组资源快速转化、二叠系和泥盆系资源重大发现提供了强有力的技术支持,加速了川渝地区深层油气藏勘探开发进程。     

钻屑采集、分析技术的新进展

该文在分析了传统钻屑采集方法存在的问题后,对一种新的钻屑自动采集系统——ACS—200的结构、工作原理、井场演示情况及钻屑的实验室分析结果进行了系统介绍。指出读系统具连续采集钻屑的能力,所采出的钻屑有较高的深度分辩率,这些钻屑既适用于传统的井场分析项目,如钻屑的地球化学、古生物分析,也可在实验室定量分析其矿物成分,测量颗粒密度,在钻屑颗粒较大时,还可测定其孔隙度、渗透率和毛细压力。钻屑采集、分析技术的改进,可大大改善对地层的评价。     

?193.7 mm 套管开窗侧钻分支井钻完井技术

曙125-H3 井位于辽河坳陷西部凹陷曙光低潜山曙125 区块,是一口利用复杂结构分支井技术提高单井控制储量的特殊工艺井。该井是国内首口?193.7 mm 套管开窗侧钻的分支井,存在井身结构复杂、井场位置受限、井深、水平段长、轨迹上翘等实施难点。通过井身结构优化、开窗位置优选、井眼轨迹优化实现了井身结构瘦身,节约了钻井投资,通过高压造斜器底座的研制与应用、钻具优选、钻进方式优化、紧后扩眼、强刚性钻具通井、弯管- 导管重入等技术解决了现场实施中的技术难点。该井的成功实施提供了一种新的分支井井身结构,可以有效降低钻井投资,提高单井井眼波及范围。     

钻井工程风险评估与控制系统的设计与软件研发

为了提高国内钻井风险评估水平、缩小与国外的技术差距,开发了一套集“钻前风险预测、钻进风险监控、钻后风险总结”于一体的钻井工程风险评估与控制系统,并完成了相关的软件研发。该系统包括5个子系统:含不确定度钻井地质力学参数钻前描述及随钻更新子系统、钻前工程设计风险评估与控制子系统、钻井作业过程动态风险评估与控制子系统、钻后工程风险总结与分析子系统以及钻井工程风险数据库子系统。该软件可以实现对井下复杂与事故的钻前工程风险预测和钻进过程中的工程风险监测以及钻后的风险总结,为钻前优化钻井工程设计方案、钻中规避钻进过程中的工程风险和后期待钻井工程设计方案的优化制定提供技术指导和科学依据。     

川西首口页岩气水平井顺利完钻

8月20日,川西首口页岩气水平井——新页HF-1井顺利钻至设计井深4 077 m完钻。该井由西南油气分公司工程技术研究院设计,中原钻井公司施工。该井的顺利完钻,标志着川西地区页岩气水平井钻井技术探索取得了初步成功,并由此揭开了川西页岩气大开发的序幕。     

九龙山气田开发全面提速管理模式探析

九龙山气田是川西北气矿勘探开发的重点区块。为加快该区块的勘探开发进程,2010年以来,川西北气矿积极开展与钻井提速有关的探索与实践,在组织、管理、技术等方面形成了九龙山气田钻井提速的管理新模式,实现了钻前工程、钻井工程的全面提速和钻井成本的有效控制。