苏里格气田苏53区块工厂化作业实践

工厂化作业可以大大提高施工效率、降低施工成本,是目前开发致密气藏的主要趋势。在总结国内外成功经验的基础上,在进行充分的先导试验之后,优选了苏里格气田苏53区块进行工厂化作业实践:1 200 m×300 m的大平台分两排共部署13口井,包括10口水平井、2口定向井和1口直井;2 1部ZJ30车载钻机批量打表层,2部ZJ50机械钻机批量打直井段、造斜段和水平段;3采用"1+2+2"钻头模板和钻机平移技术,大大缩短了钻井周期;4分别采用段内多裂缝压裂和同步压裂技术对水平井进行体积改造,连续混配技术和速溶瓜胶压裂液体系的研制保证了同步压裂的成功实施。工厂化作业水平井钻井平均机械钻速11.5 m/h,比2012年提升了4.99 m/h,节约了大量接甩钻具和固井候凝时间,重复利用钻井液2 100 m3;对13口井实施的工厂化压裂仅用时13 d,比常规单井压裂缩短了10 d。截止2014年3月15日,平台平均日产97.231×104 m3,累产10 500.17×104 m3,其中同步压裂6口井平均单井日产9.873×104 m3,效果显著。     

页岩气钻完井技术现状及难点分析

页岩气勘探开发在中国刚刚起步,缺乏相关技术经验。为此,介绍了国外页岩气钻完井技术现状及最新进展。国外页岩气开发先后经历了直井、单支水平井、多分支水平井、丛式井、丛式水平井钻井（PAD水平井）的发展历程;目前水平井已成为页岩气开发的主要钻井方式,页岩气水平井钻井要考虑其成本,垂直井段的深度不超过3 000 m,水平井段的长度介于500～2 500 m;PAD水平井钻井利用一个钻井平台作为钻井点,先后钻多口水平井,可以降低成本、节约时间,是比较新的页岩气钻井技术;页岩气固井主要采用泡沫水泥固井技术,完井方式以套管固井后射孔完井为主。在综合分析国外页岩气钻完井技术及钻完井难点的基础上,指出国内页岩气钻井应着力解决在保持井壁稳定、预防事故、降低钻井成本、研发配套仪器和优选钻井液配方等方面存在的问题。     

“井工厂”压裂模式在大牛地气田的应用

为进一步加快大牛地气田利用水平井组开发天然气步伐,结合盒1气层改造的要求,在多级管外封隔器水平井分段压裂工艺的基础上,开展了井组压裂模式的研究。通过优化压裂设计,同时结合施工参数及裂缝监测结果对设计参数进行实时调整,形成了丛式水平井组“井工厂”压裂模式分段压裂工艺。在R井组6口水平井进行了现场试验,压后井组无阻流量达77.88×104 m3/d,成功探索出了适合致密砂岩气藏水平井组“井工厂”压裂开发的有效途径。     

苏里格低渗透气藏水平井有效产气长度的压恢试井解释研究

苏里格低渗透气藏部分井采用水平井开发,最大实钻水平井段长度达1301 m,如何评价水平井有效产气长度是现场急需解决的问题。从水平气井基本试井理论出发,分析了准确获取水平井有效产气长度参数的试井拟合原理与方法。对苏里格低渗透气藏6口实测水平井进行了有效的试井解释,求取了储层水平渗透率、垂直渗透率、水平井有效产气长度等特性参数。解释的水平井有效产气长度占实钻水平井段长度比例范围为(13.68%~65.12%),平均35.96%。解释结果可为苏里格低渗透气藏的气藏工程分析提供基础数据。     

楼平3井超浅层大位移水平井钻井技术

井楼油田拥有丰富的浅层稠油资源,采用常规直井钻机钻浅层稠油水平井开发因地面距离目的层垂直井段短,使得钻井完井工艺面临一些特定的技术难题。楼平3井是河南油田的一口超浅层中短半径大位移水平井,防碰绕障问题比较严峻,施工难度较大。针对施工难点,采取了相应的技术措施,实现了安全优质钻井,该井完钻井深569m,完钻垂深184.34m,井斜88.29°,水平位移453.95m,位垂比2.39,成为当时国内应用常规直井钻机所钻位垂比居二的水平井。对类似浅层大位移水平井施工有着重要的借鉴意义。     

丛式水平井组整体压裂工艺技术在致密低渗透气藏中的应用

为进一步提高鄂尔多斯盆地大牛地气田盒1段气层的储量动用程度、评价水平井组开发的经济技术可行性,开展了以多级管外封隔器分段压裂为主导的水平井组工程压裂工艺试验。首先对丛式水平井井组压裂方案进行优化,结合井场地面情况及井身轨迹,优选了压裂工艺、压裂顺序;其次,结合储层工程地质特征,单井录井、气测、随钻伽马等资料以及井网条件,研究了不同的压裂裂缝参数及设计施工参数,并开展了相邻两井同步压裂技术研究;第三,结合施工参数及裂缝监测结果对设计参数进行了实时调整,形成了丛式水平井组分段压裂优化设计工艺技术及其压裂现场优化调整技术;第四,针对现场大规模施工及同步压裂试验易出现的突发情况,制订了详细的应急预案,确保井组压裂成功实施。最后在A井组进行了6井46段现场试验,压后井组天然气无阻流量达77.63×104 m3/d,为该气田致密砂岩气藏的高效开发提供了技术支撑     

我国首口大偏移距丛式三维水平井开钻

2012年7月14日,位于长庆陇东地区的国内首口大偏移距丛式三维水平井——阳平X井开钻,标志着长庆油田丛式三维水平井钻井试验进入实施阶段。三维长水平段水平井钻完井技术是致密油藏经济有效开发的关键技术之一。油气工艺研究院在充分调研国内外钻完井技术的基础上,深入开展了致密油藏三维水平井长水平段钻完井技术方案论证。     

北美移动钻机技术现状

丛式水平井在大幅提高非常规油气开发中单井产量的同时又降低土地占用面积和建井成本,是未来非常规油气资源开发的重要手段。利用快速移动钻机进行丛式水平井开发,可在短时间内高效钻出一组丛式井,利用钻机的免拆卸高移动性,降低钻机搬安时间,从而提高整体钻井效率,降低钻完井成本,并可实现工厂化作业。 文章主要调研介绍了北美地区陆上移动钻机技术现状。     

丛式水平井井组压裂工艺技术研究及试验

为提高致密砂岩气藏的开发效益,基于储层工程地质特征、单井测录井、随钻伽马等资料,采用三维两相模型气藏数值模拟和全三维网络模型裂缝数值模拟相结合的方法,优化了丛式水平井井组的裂缝整体布局、裂缝参数和施工参数。盒1层、山1层和太2层的参数优化结果为:裂缝采用等间距交错布局,缝间距150 m,裂缝数量7~9条,裂缝半长150~200 m,裂缝导流能力30 D·cm;施工排量4.0~5.0 m3/min,前置液体积分数35%~40%,平均砂比21%~25%,单段加砂量35~45 m3。DP43H和 DPT-27 丛式水平井井组压裂后无阻流量分别达到77.6×104和73.2×104 m3/d,平均单井无阻流量分别为12.9×104和18.3×104 m3/d,比同层位邻井分别提高1.5和2.2倍,压裂施工时间比单井累计施工时间分别缩短11和17 d。研究结果表明,丛式水平井井组压裂技术是致密砂岩气藏提高单井产量、缩短施工周期、降低施工成本的有效手段。      

日光油田Cardium组致密油大位移水平井钻井实践

针对日光油田Cardium组致密油开发需要大量高效低成本的水平井钻井和多段压裂等特点,研究并应用了致密油大位移水平井钻井技术。考虑大位移水平井复合钻井的特殊要求,建立了三段组合圆弧井眼轨道模型,深入研究了井身结构、油基钻井液、钻头优化和钻具组合等关键技术。对3口先导试验大位移水平井丛式井组和3口相邻水平井丛式井组的经济效益进行了评价,评价结果表明,其平均每米水平段长度的钻完井费用比相邻丛式井组节约22%、钻井周期比相邻丛式井组减少42%,其初始平均日产量和6个月总产量分别是相邻丛式井组的1.6倍和1.7倍,达到了先导试验的目的。得到的研究成果对同类地层致密油的勘探开发具有借鉴意义。     

不同增产方式对低渗气藏开发效果的影响分析

随着目前国内低渗气藏的开发比重逐渐增加,其最佳开发方式显得非常重要。常用的增产措施是直井压裂和打水平井。采用数值模拟方法,研究了各种因素对压裂井和水平井开发效果的影响,并对这两种井的开发效果进行了对比,指出了在低渗地层压裂井效果较好;渗透率较高时,水平井效果较好。     

水平井分段压裂技术及在长北气田的适用性研究

水平井目前已成为提高油气田勘探开发综合效益的重要途径,但是有时低压低渗透油气藏水平井的单井产量也达不到经济开发的要求,这就必然面临着储层改造的问题。水平井分段压裂技术扭转了低渗透油气田多井低产的开发方式,实现了少井高产。长北项目至2011年11月共完钻29口双分支水平井,一期和二期开发的水平井产量高,可以满足经济开发的要求,三期开发的水平井砂岩钻遇难度大、投资比较高、单井产量较低;为此有必要探索改进开发方案,加强对水平井进行分段压裂的研究。为此总结了水平井分段压裂的发展概况、水平井分段压裂常用方法,结合长庆油田苏里格气田近年来水平井分段压裂的经验,分析认为水力喷砂射孔压裂方法和裸眼封隔器加投球滑套压裂方法比较适合长北气田。     

超低渗透油藏水平井压裂优化及应用

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏储层致密、物性差、孔喉细微,是典型的低压、低渗、低丰度油藏,超前注水和水平井分段压裂技术可提高其开发效果.文中以最具代表性的华庆油田长6超低渗透油藏为研究对象,结合注采井网根据水平并段与注水井的相对位置,将常规压裂和体积压裂进行组合设计,在距离水线较近的井段实施小规模压裂,距离水线较远的井段实施大规模体积压裂.该方案的实施,在减小早期水淹风险的同时进一步扩大了储层改造体积,提高了人工裂缝和井网、注水的适配性.同时,开展了8口水平井新型压裂设计的矿场试验,与采用常规压裂设计的邻近水平井相比,试油产量提高20 m3/d左右,投产初期3个月累计产油量提高184t,含水率较低且保持稳定.     

特低渗透油藏水平井开发参数优化

为了提高特低渗透油藏水平井的开发效果,针对志丹油田长6油藏的地质特征和水平井开发过程中出现的问题,开展了水平井开发技术和开发参数等研究工作,利用数值模拟优化研究得到如下认识:1)水平段长度与初产、现产、累产有比较明显的正相关性,但当水平段长度大于1 000 m时累产油增幅明显减小,综合考虑钻井和压裂成本,最优水平段长度...     

深层砂砾岩水平井组立体缝网压裂优化技术

深层致密砂砾岩储层盐227区块为厚层特低渗常压油藏,常规直井压裂效果差、建产难,单一水平井开发难以实现纵向厚层有效动用。借鉴国外页岩气工厂化开发理念,发展了"三层楼"工厂化整体压裂开发模式,即1套层系、3层开发,8口水平井组作为一个整体进行压裂,第一层为3口井,第二层为3口井,第三层为2口井,水平段长900~1 400 m,三层之间纵向跨度为80 m。综合考虑平面上同层井间、纵向上层间裂缝参数匹配,建立层间立体体积缝网,提高储量控制程度。通过优化施工参数,应用新型实时混配压裂液技术,配套泵送桥塞分段压裂工艺、裂缝实时监测技术,完成4个井组8口井87段的集中压裂,裂缝监测显示立体缝网基本形成。工厂化整体压裂平均施工周期比单一水平井压裂缩短50%,单井投产费用减少395.5万元。压裂后单井平均产油量11.8 t/d,为同区块直井的4倍以上,取得了良好的改造效果,为今后同类致密油储层的经济开发积累了经验。      

水平井分段压裂工艺发展现状

水平井分段压裂可以有效降低地层中油气的渗流阻力,提高单井产量,实现低渗致密储层中油气的高效开发。在调研国内外水平井分段压裂改造工艺技术的基础上,重点阐述了国内外水平井技术发展概况以及水平井分段压裂工艺,并简要概括了水平井压裂存在的主要问题以及水平井压裂技术发展趋势,为低渗致密油气藏的改造提供了参考。     

长庆气区低渗透气藏开发技术新进展及攻关方向

鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏（靖边气田）、低渗透砂岩气藏（榆林气田）和致密砂岩气藏（苏里格气田）的经济有效开发。近期该公司以建设“西部大庆”为目标,低渗透气藏开发水平显著提高,又取得了一系列的新进展：①水平井已经成为低渗透致密气藏开发的主体技术,其单井产气量超过直井的3倍,产能建设比例保持在50%以上;②丛式井钻完井技术、工厂化作业模式等提高了单井产量,降低了开发成本;③井、集气站、处理厂数字化建设提升了气田的生产管理水平。截至2012年底,长庆气区建成了年产300×10⁸ m³以上的天然气生产能力,当年产气量达到290×10⁸ m³,长庆气区已经成为我国重要的天然气生产基地。下一步该公司将按照“攀峰工程”发展规划,以提高单井产量、提高采收率、降低开发成本为目标,加强4个方面的技术攻关：水平井加体积压裂技术系列、储气库建设技术系列、多层系气藏立体开发技术系列和低产低效井综合治理技术系列。     

我国水平井完井技术现状与发展建议

经过几十年的发展,我国各种岩性的油气藏都有水平井钻成,且采取的水平井完井方法多种多样。但是,我国的水平井完井技术尚有2个难点,即水平井如何均衡排液并提高开发效益、低渗透砂岩油气藏水平井如何进行多段压裂改造。详细介绍了我国底水油藏延缓和控制底水脊进的技术现状,现有技术有采水采气联合控制水气脊进、射孔井分段控水完井、裸眼井分段控水完井、水平井井下智能找堵水及分层开采完井、水平井均衡排液完井等。其中,均衡排液完井属于系列技术,包括变盲筛比例筛管控水完井、梯级筛管完井、梯级筛管与变盲筛比例筛管复合、中心控压控水完井等。分析介绍了低渗地层水平井分段压裂完井技术现状,该类技术包括水力喷射分段压裂、双卡上提压裂多段技术、分段环空压裂、液体胶塞隔离分段压裂、机械桥塞隔离分段压裂、水平井限流压裂等;研究了水平井分段压裂合理段数的设计,指出:应根据地层特点确定合理的分段压裂段数,以避免因裂缝间距太小相互干扰或因裂缝间距太大造成死油区很大。最后,针对我国水平井完井技术现状,预测了发展趋势,提出了发展建议。      

鄂尔多斯盆地页岩油水平井体积压裂改造策略思考

鄂尔多斯盆地页岩油具有压力系数低、脆性指数低、纵向夹层多以及非均质性强等特点,采用水平井体积压裂技术可以大幅度提高单井产量,但低油价下难以实现经济有效开发。以该盆地矿场实践大数据为基础,建立了体积压裂效果定量评价方法,提出了体积压裂改造策略和下步工程攻关方向。在建立水平井地质工程综合品质分段分级评价新标准和储层类型精细分类的基础之上,基于9口水平井112段产液剖面测试结果得出：I类和II类储层改造段数占比为85.2%,产出占比高达96.4%,为主要产能贡献段;III类储层改造段数占比为14.8%,产出占比仅占3.6%,贡献程度最低;应优先改造I类和II类储层,III类储层选择性改造。影响产能的主控因素依次为：油层长度、进液强度、布缝密度、脆性指数、加砂强度、渗透率、施工排量、孔隙度、水平应力差及含油饱和度。储层物质基础是获得高产能的首要条件,提高缝网波及体积是实现非常规油气产能最大化的重要途径。研究成果可为盆地页岩油水平井体积压裂优化设计提供科学依据,有力助推页岩油规模效益开发。     

马58H致密油藏水平井分段多簇射孔压裂技术

马58H井是位于三塘湖盆地马朗凹陷马中地层岩性圈闭的水平探井,属致密凝灰岩油藏,具有高孔低渗、小孔喉、非均质性强的特点,水平井段长804 m。为解决该井压裂作业存在的难题,开展了致密油藏水平井分段压裂技术研究。针对低温井压裂液快速破胶难及施工后对致密油储层的伤害问题,研制出配套的超低浓度、低伤害复合压裂液体系,并通过对裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力的优化、铺砂浓度与导流能力关系优化、簇间距及孔数优化,采用速钻桥塞分段多簇射孔压裂工艺,顺利完成了该井压裂施工。马58H井分段压裂施工总液量7 755.9 m3,总砂量566.3 m3,最高排量11.2 m3/min,压裂后获得日产131 m3的高产油流,为吐哈油田三塘湖致密油高效开发动用探索了一条新途径。