水平井测压深度对压力解释的影响探讨

为了准确测试和解释水平井的地层压力,采用管柱输送存储式测试技术,将压力计送入水平井水平段、造斜段、垂直段等不同位置上,获得准确测压资料。通过对水平井不同位置上的实测压力资料分析,探讨了水平井测压深度对资料录取和解释结果的影响,并建立了垂直井段与水平井段压力的折算方法。结果表明:折算后的垂直井段与水平井段压力曲线完全重合;在不含气的条件下,只要压力计沉入液面,压力测量位置对解释结果的影响可通过压力折算消除,从而准确解释地层压力。该成果为水平井压力试井施工深度的确定提供了试验依据。     

大牛地气田低渗透气藏水平井多点对比测试技术

为搞清水平井不同位置试井测试结果的差异性,对鄂尔多斯盆地大牛地气田低渗透气藏某一典型水平井开展了连续油管多点对比测试作业的先导性试验。首先介绍了该典型井的基本情况,包括造斜点、靶点和水平井段中点的关井压力恢复测试曲线和测试数据,再利用现代试井分析方法,对这3个点的测试结果进行了有效的试井解释,划分了渗流流动阶段。从测试曲线形态、测试资料品质和试井解释结果三方面入手,对比分析了3个测试点的差异性,发现水平井段中点和靶点测试结果差异性小,但却与造斜点测试结果明显不同,因此认为后期该典型井的测试只需将仪器下到入靶点即可。最后,基于该典型井的多点对比测试结果,分析、讨论了大牛地气田低渗透气藏水平井测试曲线异常的原因,并对该气藏水平井后期测试提出了合理化建议。该先导性试验展示的多点对比测试技术、现场实验数据和结果认识,对现代气井测试具有指导作用。     

广安002-H1井长水平段筛尾管下入技术

四川盆地广安构造广安002-H1井完钻井深4055m,水平位移2499.13m,其中水平段长2010m,最小井斜为87°、最大井斜为91.96°,创川渝气区水平段最长的纪录。该井是典型的短直井段、长水平段水平井,下钻至井深3300～3500m就不能正常下入,必须通过旋转、划眼才能下钻至井底。为了确保139.7mm筛尾管能顺利下入,进行了下入条件计算和下入难度分析,采用滚轮扶正器模拟刚度通井、增加下入推力等技术措施,顺利地把139.7mm筛尾管下至井底。该技术为短直井段、长水平段水平井筛尾管下入设计和施工积累了经验。     

水平井段连续携液理论与试验研究

在水平井筒中,地层产出的液体由于重力作用在较短的距离内就会沉降在水平井段底部,以液膜的形式沿着井底向气流方向移动,因而水平井段中连续携液临界气速的计算方法与直井段不同。在水平井段中分层流是主导流型,管底液膜厚度相比之下远大于管顶,是导致水平井段积液的主要因素。从水平井段液膜的流动和分布机理出发提出了分层流模型、携带沉降机理模型与Kelvin-Helmholtz波动理论3种水平井段连续携液临界气速的计算模型,并制作水平井段连续携液试验装置进行了试验研究。结果表明,气液界面不稳定波动携液在水平井段连续携液中处于主导地位,可将基于Kelvin-Helmholtz波动理论的临界气速计算式作为水平井段连续携液临界气速的计算公式。     

多级压裂水平井分段测试压力分析方法

多级压裂水平井缝间渗流规律及相互干扰程度对于确定生产过程中缝间干扰程度、诊断产水缝及来水方向具有重要意义。基于Cinco-Ley有限导流裂缝模型,采用点源法,将压裂缝离散为若干裂缝微元,联立内外边界条件构建矩阵求取每个裂缝微元的流量,通过各测试段裂缝微元流量之和进行约束,建立了多级压裂水平井分段测压的试井模型。如果分段测试各测试段流量呈现规则的U型分布,则导数曲线与全井段测试曲线重合;无量纲流量比合段测试流量偏高的压力导数曲线在井储和线性流阶段相对全井段测试曲线上移,反之相对全井段测试曲线下移。各测试段裂缝半长减小,压力导数曲线线性流段向上移动;裂缝间距增大,线性流阶段持续时间延长;裂缝导流能力增大,早期压力导数下降但趋势减缓;缝间干扰出现在第2过渡流阶段,水平井中部测试段压力导数出现上翘。提出的半解析模型在简化条件下与商业试井软件数值试井结果吻合度极高,证明离散求解方法准确、可靠。水平井分段测压实例解释拟合效果好,得到的参数为诊断水平井缝间产液情况、制定开发调整措施提供了依据。     

利用试井方法评价水平井分段压裂效果

随着水平井技术及压裂技术的改进与完善,水平井分段压裂工艺技术逐渐成熟,成为低渗油气藏增产的重要措施之一,现场应用前景广阔。微地震监测和试井分析技术是进行压裂效果评价的常规技术。试井分析是对分段压裂水平井的压力恢复数据进行解释评价,计算地层参数,了解油藏物性,评价水平井分段压裂效果。本文简要介绍了水平井分段压裂技术、水平井压力恢复测试工艺、水平分段压裂井试井解释物理模型及流动特征,并给出具体井例。     

双重介质复合数值试井技术在裂缝性礁灰岩底水油藏中的应用

针对流花11-1油田解析试井结果与地质和动态特征吻合程度差的问题,综合考虑地质模型、生产历史、重力毛管力、相对渗透率曲线,运用多层裂缝性底水油藏的水平井数值试井解释方法,形成裂缝性底水油藏水平井双重介质复合数值试井技术。在整体压力恢复测试资料中筛选出40口井用于压力恢复数据,进行双重介质复合数值试井解释,该方法既考虑了底水能量,又考虑了多层之间渗透率的差异。结合现有地质认识,该数值模型解释结果表明,油田压力恢复试井曲线主要存在线性流、双线性流和双孔渗流3种流动特征。针对不同类型井建议减小生产压差或者采取稳油控水方式进行改造,对实际生产具有指导意义。     

杜84断块SAGD监测技术研究

杜84断块超稠油直井随着吞吐周期的不断增加,周期吞吐效果变差.为提高采收率,在直井井间加密实施水平井,挖掘井间剩余油,采用周围直井注汽水平井采油的蒸汽辅助重力泄油(sAGD)技术进行开采.在SAGD生产阶段,利用水平井井内下入毛细管与热电偶束的方法进行多点压力温度监测,同时监测水平段蒸汽腔内压力温度及蒸汽腔扩展范围,为周围直井注汽井选择及水平井生产动态参数调整,确保水平段蒸汽腔横向及纵向均匀扩展,最终实现重力泄油提供了重要的依据.     

JZ251S 油田水平井控制压力钻井技术

JZ25-1S 油田水平井在钻进过程中,随着水平段长度增长会发生井漏问题,为此应用了控制压力钻井技术,控制井底循环压力低于地层漏失压力来解决该问题。首先根据地层漏失压力、井底循环压力和单位井段环空压力损失,计算井斜角90°时的安全钻进水平段长度,如果该水平段长度不符合开发要求,则再根据油气层厚度、油水界面、产层以上井段循环压力以及单位井段环空压力损失,计算安全钻进的最大井段长度和最大井斜角。JZ25-1S 油田JZ25-1S-A17 井水平段井斜角为90°时,安全钻进水平段长度只有965.00 m,通过计算得知,如果产层井段井斜角不大于86.67°便可以增加产层段长度,从而提高单井产量。实钻表明,该井控制产层井段井斜角不大于86.67°,使产层井段长度达到1 068.00 m,且未出现井漏。表明该方法能有效解决 JZ25-1S 油田水平井段钻进过程中,随水平段增长发生漏失的问题。      

兴Ⅰ组蒸汽辅助重力泄油双水平井蒸汽腔非均匀发育调控技术研究

针对辽河油田杜84块兴Ⅰ组蒸汽辅助重力泄油双水平井蒸汽腔沿水平井长方向上欠均匀发育的问题,应用蒸汽腔发育监测资料及生产数据分析该试验区双水平井蒸汽腔发育状态,观察得出,该井区蒸汽辅助重力泄油试验井汽腔沿水平段发育均衡程度低,主要表现为水平段中前段汽腔发育较好,水平段后端未有效发育。为了改善兴Ⅰ组蒸汽辅助重力泄油试验井组汽腔非均匀发育状况以提高生产效果,分别对蒸汽辅助重力泄油双水平井注采管柱工艺、控液工艺、操作压力以及气液界面控制进行了研究。结果表明,通过改变注采点位置,在生产水平井泵下接尾管和水平段下入衬管,将操作压力控制在3.0~3.5 MPa,以及将蒸汽辅助重力泄油生产阶段的SubCool值控制范围设定为5℃~15℃可以有效地提高杜84块兴Ⅰ组蒸汽辅助重力泄油双水平井组蒸汽腔扩展的均衡性及生产效果。     

中曲率辐向水平井轨迹设计

普通水平井轨迹由三部分组成：直井段，造斜段，水平段。辐向水平井是水平井系列中的高难度井，它除了有一段水平井段外，还有另外一条或多条分支井段。在实际设计水平井时，首先根据钻探目的及油气藏的空间组合模式设计水平井段，确定始靶点、终靶点及各轨迹控制点的坐标，然后按始靶点轨迹参数反推，设计造斜段的造斜点坐标、造斜率及垂直、水平位移，并确定井口坐标。设计分支井的目的主要是探明倾斜油层的油水界面，分支井段各控制点参数的设计方法与水平段类似。     

套管压裂管柱安全性计算方法与准确性研究

通过对新疆油田公司5井次套管压裂事故的套管柱进行安全性计算,发现基于静态受力分析的管柱安全性计算方法在直井中有着较高的准确性,能够保证套管柱的安全。对于水平井,该方法的计算结果与实际不符,不能指导压裂作业。分析理论极限泵压与油层套管实际破坏泵压的误差,该误差值与水平段长度呈正比关系。在水平井中采用该方法计算压裂管柱的安全压力时,应当根据水平段长度设定安全系数。根据统计结果,在水平段长度为1 600 m时,油层套管的三轴应力安全系数应当增加16.27%。     

气井井筒温度、压力与积液综合预测模型

气井积液是产水气藏开发设计和气井生产管理面临的重要问题,但目前对气井流动机理与携液预测还存在争议。从气液两相流的基本流动机理出发,建立了考虑液滴变形和井斜影响下气井井筒的流型、温度、压力与携液综合预测模型,并用实际井数据对模型进行了验证。结果表明,所建模型可用于直井、斜井和水平井的产水气井井筒温度压力预测,预测误差小于5%;在环雾状流动情况下,井筒内液体以液滴和液膜的形式被完全带出井口,不会出现井筒积液;对常规垂直气井,利用井口数据便能判断气井积液情况,Turner模型计算气井携液临界值较实际值偏大,李闽模型计算结果明显偏小,建议采用彭朝阳模型计算气井携液临界值;对斜井和水平井,则需要同时考虑液滴变形和井斜的影响,水平井近水平段携液临界流速和流量明显较垂直井段小,而造斜井段携液临界流速和临界流量随井斜角的增大先增大后减小,在井斜角为30°~60°之间达到最大值,因此造斜井段是气井积液判断的重点部位。     

国内外钻完井技术新进展

页岩气、致密油/页岩油、致密气、深水、极地等的勘探开发活动推动了全球钻完井活动持续回升,促进了水平井、工厂化作业等钻井技术,以及快速移动钻机、深水钻机、极地钻机等钻井装备的快速发展。国外近年来在高效起下钻机和高运移性钻机,复合钻头、微芯钻头及高效辅助破岩工具,井下实时大容量信息高速上传,实现造斜段和水平段一趟钻的高造斜率旋转导向技术,可折叠连续管,钻井远程传输与实时优化,连续循环系统,控压钻井,高温油基钻井液、新型水基钻井液和新型堵漏技术等方面取得显著进展。国内在万米钻机及配套装备、MWD/LWD/EMWD/近钻头地质导向系统、连续管技术与装备、控压钻井、垂直钻井、随钻温度压力测试等方面也实现重要突破,推动了钻井技术与装备不断进步。     

对水平井段砂卡形态的新认识

针对水平井冲砂难度大、风险大、水平段管柱砂卡难以打捞的观点,分析了砂在水平井段与直井段所处的不同形态,阐述了砂在井筒内所处的空间形态、受力状态。通过水平段砂卡管柱处理实例,得出了水平段砂卡管柱处理难度低于直井砂卡的认识以及水平段冲砂技术风险小于直井砂卡风险的观点。提出了新的水平井段冲砂、解卡作业思维方式,使该技术更加简单化,提高了施工效率,降低了修井成本。     

非自喷油井产能预测方法及应用

在直角坐标系下,将井底压力恢复资料绘成P-t曲线,在曲线上任取两个时间点(t₁,t₂),第 3点(t₃)取其平均值,读出对应的P₁,P₂和P₃值,并求出时间曲线的斜率,即可根据图版求出产率指数。选点时,t₁和t₂间隔不宜过小,t₁一般选取 40min左右,t₂选取 300min左右。该方法主要依据段塞流测试理论而建立。中国东部某油田采用此法所得预测结果与实际测试结果基本相同。     

汪深1-平1井轨迹控制技术

汪深1-平1井是大庆油田一口深井水平井,完钻井深4205m,水平段长1009．51m,因地质原因2次填井侧钻,施工中轨迹控制难度加大。直井段4,311．1mm井眼采用大尺寸塔式钻具组合既可以控制井斜,又能释放钻压;造斜段做好二次剖面设计及施工预案,优选螺杆度数,使实钻轨迹尽量接近设计轨迹;水平段施工做到滑动钻进和复合钻进的合理分配．尽量使轨迹平滑。侧钻选用1．5°单弯螺杆,摆好工具面后小钻压侧钻,同时取砂样分析水泥与岩屑比例,水泥量减少后逐渐加压．禁止启动转盘。该井轨迹控制及2次成功侧钻为该地区水平井施工提供了借鉴。     

水平井技术在欢喜岭油田开发中的实践效果

为了实现欢喜岭油田可持续发展,近年来以水平井技术为核心,广泛运用于区块扩边部署、底水油藏挖潜、薄层油藏动用、老区二次开发、多点注汽提高水平段动用程度、稠油油藏废气压力试验等方面,在欢2-17-10块等12个不同类型的老区块实施水平井72口,投产后均取得较好效果,极大地改善了欢喜岭油田开发效果,达到了老油田稳产的目的,为老油田持续高效开发探索了一条新路。     

水平井吸水剖面测井技术及探讨

因为水平井的井身结构、井内注入流体的流动特性等因素的影响,垂直井中的测井技术很难准确解释注入水在整个水平井段的流动状态及分布状况;同时使得垂直井中的测井仪器、测试工艺无法适应水平井测井的需求。根据井身结构和测井工艺的特点,采用连续油管传输工艺技术,将井下仪器送至测量井段,达到对水平井进行吸水剖面测试的目的。用高温双点式微差井温仪测量水平井段的井温恢复曲线,定性地分析出水平井段的注入状态及吸水井段的分布状况。     

底水油藏的水平井开发

结合新疆塔里木盆地某底水油藏实例,开展了利用水平井和直井开发底水油藏的对比研究,证实水平井开发底水油藏优于直井。在此基础上,提出了利用实际生产资料计算水平井临界产量和临界井底流压的新方法,并从油藏工程、物理实验和油藏数值模拟等不同角度研究了水平井开发底水油藏的开发方式。研究表明:利用水平井开发底水油藏应当重视水平渗透率和垂向渗透率的影响;不同初配产对开发效果的影响不同,如果油井的初配产小于油井的临界产量的3～5倍范围内,减小初配产能够明显改善开发效果;如果油井的初配产远远大于油井的临界产量,增加或减小油井的初配产对开发效果的影响不大。水平井的水平段应当控制在油层相对厚度的70～90。。