玛湖油田玛18井区“工厂化”水平井钻井技术

玛湖油田玛18井区致密油气水平井钻井存在钻井速度低、钻井周期长的问题,为此,在分析该井区地层情况和钻井技术难点的基础上,进行了“工厂化”水平井钻井关键技术研究,包括成熟钻头序列优选、直井段采用“MWD+螺杆+PDC钻头”钻进、造斜段和水平段使用“旋转导向工具+PDC钻头”钻进、应用XZ高性能水基钻井液等,形成了玛18井区“工厂化”水平井钻井技术,多口井的现场应用结果表明,单井完井周期明显缩短。其中,MaHW6234和MaHW6235平台水平井单井完井周期缩短至86.0 d;MaHW6203井钻井周期缩短至78.8 d,完钻井深6 130.00 m,创玛湖油田水平井最深纪录。玛湖油田玛18井区“工厂化”水平井钻井技术为高效开发玛湖油田三叠系百口泉组致密油气藏提供了技术支持。      

玛18井区低渗透砂砾岩油藏水平井优化设计及产能预测

针对艾湖油田玛18井区低渗透砂砾岩油藏直井压裂单井可采储量低、经济效益差的问题,通过油藏数值模拟法、油藏工程方法、经济极限法和矿场试验法对多级压裂水平井参数设计和产能预测开展研究。结果表明:玛18井区“甜点”深度为3 876~3 881 m,水平井走向应为南北向,推荐水平井水平段长度为1 200~1 400 m,井间距为500 m,裂缝半长为150 m,裂缝间距为50 m。采用优化参数设计6口多级压裂水平井,第1 a平均日产油为29.0 t/d,符合产能预测数据(25.0~33.0 t/d)。该研究建立了砂砾岩储层含油饱和度预测方法,并形成砂砾岩油藏多级压裂水平井参数设计和产能预测方法,可为同类油藏的开发提供借鉴。     

玛湖凹陷风城组页岩油巨厚储层直井体积压裂关键技术

玛湖凹陷风城组页岩油储层砂体埋藏深、厚度大、整体含油、基质致密、富含金属离子,压裂面临着纵向动用程度不足、裂缝复杂程度低、加砂风险高、常规胍胶压裂液不配伍等改造难点.为充分释放其页岩油勘探潜力,通过精细描述储层力学性质,评价缝网形成的主控因素,建立可压性指数计算模型,结合人工裂缝纵向扩展能力优选射孔簇及层间距,形成了纵...     

限流压裂在低效油田乌5井区的应用

根据低效油田乌5井区油藏物性差、射孔层段多单层薄、射孔跨度大的特点，在投产时都需要进行压裂改造。为了提高射孔层段的动用程度，2004年在该井区进行了11井次的限流压裂试验，取得了较好增产效果。限流压裂工艺技术是提高低效油田乌5井区压裂增产效果的有效技术手段，值得进一步推广应用。     

玛湖油田致密砾岩油藏压裂数值模拟研究

为全方位掌握玛湖油田致密砾岩储层条件,减小井间裂缝干扰,实现精准压裂并完成产能预测,采用地质、地应力、压裂耦合的模拟方法,建立三维数值模型.以玛湖致密油藏试验区为例,依据现有地质资料完成单井地应力模型,在此基础上建立准确的三维地应力模型,并加载人工裂缝模型,通过耦合压裂模型,研究区域压裂施工完成后地应力随时间与空间的变...     

滴西18井区石炭系气层压裂改造技术研究

分析了克拉美丽气藏滴西18井区的储层特征,通过对石炭系气藏压裂的难点分析,探讨了前置液段塞技术、提高前置液比例、采用较大的施工排量、变排量工艺、小阶梯砂比加砂工艺等压裂改造技术,同时研制出适合低渗致密气藏压裂改造的防水锁压裂液体系,这些技术的应用保证了滴西184井压裂改造的成功实施.     

玛北油田玛2井区下三叠统百口泉组旋回划分与小层对比研究

通过岩心观察,测井、录井、地震资料分析,对玛2井区下三叠统百口泉组（T1b）进行了旋回划分与小层对比。结果表明：T1b发育1个长期旋回,3个中期旋回,9个短期旋回,且均属于上升半旋回,地层堆叠样式呈退积式;区内T1b自下而上可划分为3段（T1b1、T1b2、T1b3）,其中T1b1．T1b2砂体厚度变化较小,分布稳定,为主要的储集层。     

地质导向技术在玛湖区块的应用分析

地质导向技术在新疆油田玛湖砂砾油藏开发应用中取得较好的效果,油层钻遇率得到大幅度提升,由于不同地质导向技术费用存在较大的差异,受油田开发投资控制需要,针对玛湖不同井区的油藏地质特征,采取探边技术与常规LWD地质导向技术结合,在确保油层钻遇率的情况下,有效地控制了开发成本。通过分析常规LWD地质导向与探边地质导向技术的特点和区别,介绍了探边地质导向在玛湖区块的应用情况,结合玛湖区块地质特征和油藏特征,提出不同水平井应用探边地质导向和常规LWD地质导向技术的优选方案,为后期水平井钻井中选择最优性价比地质导向技术提供参考和借鉴。     

榆树林油田树2井区整体压裂裂缝参数优化

针对榆树林油田压裂方案存在的问题,根据树2井区块储层特征和现有开发井网与裂缝方位,采用等效导流能力方法,进行了多参数整体压裂数值模拟。结果显示,在储层有效渗透率分别为0.05×10~(-3)μm2,0.1×10~(-3)μm~2,0.2×10~(-3)μm~2和0.3×10~(-3)μm~2条件下,边油井最优穿透比分别为0.6,0.5,0.4和0.3,角油井分别为0.8,0.8,0.6和0.5,水井裂缝长度分别为0.4,0.4,0.3和0.3;油、水井裂缝导流能力为25~30μm~2·cm。低渗油藏水井裂缝长度应严格控制,要求的导流能力也较低,以免油井见水过早。     

玛湖井区低伤害滑溜水压裂液性能评价

玛湖1井区百口泉组为典型的低孔低渗致密油储层.该井区大规模水力压裂面临3大难题,如压裂液减阻效果差、对储层伤害大;水资源匮乏,油田污水处理困难;缝间剩余油分布,采收率有待提高.针对这些问题,以羟甲基苯乙烯、醋酸乙烯酯、丙烯酰胺、聚乙烯基苄基三甲基氯化铵等为原料,通过分散聚合法制备了减阻剂(JHFR),将其与多功能添加剂...     

玛湖油田MaHW1602水平井低活度钻井液技术

玛湖油田MaHW1602井地层条件复杂,目的层三叠系百口泉组含硬质泥岩、疏松砾岩等,水平段钻进过程中易发生坍塌掉块等井下故障。由于该地区近年使用的“去磺”钻井液存在防塌性不足的问题,为此,在分析该井地层特点及钻井液难点的基础上,通过室内试验优选了活度调节剂、封堵剂和抑制剂,形成了非磺化低活度钻井液体系。室内试验结果显示,低活度钻井液封堵率超过90%,平均水活度为0.863,满足现场钻井要求。该钻井液在MaHW1602井三开井段进行了现场应用,疏松易塌井段无明显的井径扩大现象,井眼规则,平均井径扩大率6.5%,且钻进中无明显托压现象,电测、下套管顺利,未出现钻井液性能突变、下钻或开泵漏失等问题。研究与应用表明,低活度钻井液具有较好的封堵和防塌性能,能够满足玛湖油田长水平段水平井安全钻进的需求。      

庆城油田页岩油水平井压增渗一体化体积压裂技术

庆城油田页岩油储层低压、低脆性指数特征明显,是阻碍体积压裂后建立高效驱替渗流系统的重要因素,为此,研究了压裂、增能和渗吸(压增渗)一体化体积压裂技术.建立了页岩油储层类型精细划分方法;基于长期产液剖面测试所得矿场大数据,优化了不同储层类型改造策略;利用油藏数值模拟方法,优化了压增渗体积压裂技术关键参数.研究表明:Ⅰ+Ⅱ...     

胜利油田草南SWSD-平1井钻井设计与施工

介绍了我国第一口单井蒸汽驱重力辅助泄油水平井——草南ＳＷＳＤ－平１井的设计与施工情况，提出了不等径井眼和水平段位于稠油砾石层的水平井钻井及完井作业的技术措施，为今后该类水平井的施工提供了可靠的技术支持。     

张店油田大斜度定向井施工难点及措施

采用大斜度井或水平井钻井技术实现一井多层开采 ,降低了开发成本 ,使油气产量大幅度增加。但在大斜度井施工中也存在一些技术难题。针对张店地区地层特性 ,结合该区块的大斜度井施工具体情况 ,对大斜度井施工难点及需解决的问题进行了分析 ,并提出相应措施。     

玛北油田深井压裂技术研究

玛北油田乌尔禾组油藏由于埋藏深、地应力高,造成前期压裂施工泵压高,加砂困难,施工成功率较低。通过分析存在的主要难点,形成了针对性的压裂改造思路。通过优化施工管柱及施工参数,优选压裂液和支撑剂,较好地解决了玛北油田深井压裂的难题,并为该地区建立了配套的压裂改造优化模式。     

榆树林油田树322井区压裂改造潜力研究

针对大庆榆树林油田树322井区油藏地质和现有开发井网与裂缝方位,利用ECLIPSE油藏模拟软件,进行了多参数下的压裂增产增注的油藏模拟,进而优化了该区进行压裂改造的裂缝参数。结果显示,在储层有效渗透率分别为0.05、0.1、0.2和0.3mD时,一类油井的裂缝长度分别为120、90、45和30m;二类油井的裂缝长度分别为120、90、75和75m;三类油井的裂缝长度分别为120、120、90和90m;水井压裂在上述对应有效渗透率下的裂缝长度分别为60、45、45和30m;裂缝导流能力为20～30μm2.cm。油水井优化裂缝参数条件下的产量预测表明在该区进行整体压裂改造具有巨大潜力,为后期该区开发方案的调整提供了技术支撑;也为该区进行的压裂施工方案设计提供了优化的裂缝参数目标。     

塔河油田水平井钻井技术

塔河1号油田位于塔里木盆地沙雅隆起塔河1号构造，其圈闭层位有石炭系和三叠系中，下油组，目前，该油田已完钻的沙29井，沙51井，TK101井，TK102井，TK103井在三叠系上，中，下油组均获工业油气流，其中，下油组油层厚度大，油质好，但底水，为防止底水锥进，减少生产压差，完成原油生产任务及完善开发井网，验证水平井开发的经济效益，西北石油局从1998年5月至1999年11月相继在该油田完成了5口水平井，取得明显的经济效益，水平井的采油指数是直井的1－3倍，水平井可有效地控制底水锥进和气锥进，延缓见水时间，水平吉单井控制面积是直井的2－3倍，而钻井费用只是直井的1．5－2倍。