新疆油田浅层稠油水平井分段完井管柱下入技术

新疆油田稠油油藏具有埋深浅、储层结构复杂、地层非均质程度高等特点。为提高稠油资源的开发效率,在浅层稠油水平井中引入了分段完井技术。介绍了浅层稠油水平井分段完井施工工艺,分析了新疆油田浅层稠油水平井分段完井管柱下入的技术难点。在此基础上,建立了浅层稠油水平井分段完井管柱下入过程中的摩阻计算模型,并推导出了计算摩阻力的具体公式。建立的摩阻计算模型在新疆油田9口稠油水平井分段完井中进行了应用,用计算得到的摩阻力指导管柱下入,结果9口水平井分段完井管柱均一次准确下至设计井深,下入成功率100%。     

浅层稠油水平井三管管柱入井遇阻原因及对策分析

浅层稠油水平井在多管柱下入的过程中,受油藏埋深浅、原油黏度高、地层胶结疏松出砂等多种因素
影响,经常出现管柱下入遇阻的情况。针对浅层稠油火驱水平井三管管柱入井开展技术攻关,分别采用连续油管
冲洗、循环冲洗、井口设备加压泡沫冲砂、同心管负压冲砂等多种工艺进行技术验证,成功解决了三管管柱入井难
题,形成了浅层稠油火驱水平井管柱入井配套技术。研究结果对浅层稠油水平井、直井多管柱下入具有借鉴意义。     

克拉玛依油田浅层水平井钻井工艺技术

克拉玛依油田九区浅层稠油油藏埋藏浅、欠压实、胶结疏松，水平井钻井存在一定的特殊性，从地质油藏特征、水平井钻井设计与现场施工工艺，固井完井技术等方面，阐述了浅层水平井钻井技术，分析了浅层水平井各工艺实施的关键技术。     

鱼骨井钻井技术在新疆克拉玛依浅层稠油油藏应用实践

新疆克拉玛依油田九6、九8、百重7井区埋藏丰富稠油资源。近年，使用水平井钻井技术开发取得了好的效果。但相比较而言，浅层稠油水平井产出／投入比例尚未达到满意的效果。为探索提高浅层稠油油藏开发效益的新手段，新疆油田公司在科学论证的基础上，大胆引入鱼骨井钻井技术，分别在百重7井区、克拉玛依九区钻成bHW01Z、hw9601z浅层鱼骨分支水平井各1口，试验取得成功。以bHW01Z、hw9601z浅层鱼骨分支水平井为素材，论述了克拉玛依浅层鱼骨井分支水平井的工艺要点，并探讨了新疆油田鱼骨井技术发展的思路。     

葡南葡浅12区块蒸汽驱矿场试验研究

葡南葡浅12区块黑帝庙油层1993年开始投入蒸汽吞吐开采,到2003年末,部分生产井蒸汽吞吐超过8周期.为探索浅、薄层稠油油藏蒸汽驱开发的可行性,提高大庆稠油油藏开发水平,开展了蒸汽驱开发矿场试验.试验中通过井下测试及井筒热损失计算,评价了地面和井筒的隔热措施对降低热损失的能力.分析认为,目前选择的配套管柱适合稠油蒸汽驱热采开发;同时利用高温蒸汽泡沫调剖技术解决了注蒸汽开采过程中汽窜问题.2年多的矿场试验获得了良好的开发效果,阶段累计油汽比0.19 t/t,达到了较高水平.矿场试验结果表明:浅薄层稠油油藏在高轮次吞吐后转蒸汽驱的方法切实可行,前景乐观.     

浅薄层稠油油藏水平井开发实践与认识

介绍了克拉玛依油田四2区齐古组油藏的特征、开发过程和开采工艺,形成了一套较为适合的常规直井钻机钻浅层稠油水平井的钻井、完井技术工艺,实践表明,在浅层稠油利用直井和水平井技术进行开发,可大幅度提高单井产能和综合开发效益。     

潭口浅层稠油水平井轨迹控制及套管柱下入技术初探

采用水平井技术开发浅层稠油可以减少投资、提高原油采收率。潭口油田稠油油藏普遍埋藏浅,原油黏度高,为了热采的需要,一般采用大尺寸的生产套管柱。本文分析了浅层稠油水平井施工所涉及的井眼轨迹控制和套管柱下入等技术难点以及施工要点,为今后在同类型油井的施工提供技术指导。     

窄条带状边水稠油油藏水平井提高开发效果的技术对策

新庄油田南三块窄条带状边水稠油油藏热采水平井生产过程中存在油层剖面动用不均、边水侵入等问题。通过从油藏、注采参数和工艺等方面研究了影响水平井开发效果的主要因素,确定并实施了注采参数优化、氮气泡沫调剖、优化注汽管柱等配套技术,改善了稠油热采水平井开发效果,提高了稠油油藏资源利用率,为其他油田同类型稠油水平井开发提供了借鉴。     

沾18-支平1鱼骨状水平井钻井技术

胜利油田拥有丰富的浅层稠油资源，稠油油藏埋深较浅、地层松软，大部分区块埋深在800~1200 m左右。稠油油藏一般有地层敏感性强、供液差、产能低和下降快等特点，多年来在钻井等方面采取了多种工艺措施，如定向井、水平井等，均未取得很好的开采效果。鱼骨状水平井技术是提高油藏采收率的钻井新技术，但在稠油热采油藏中应用却面临一些特定的技术难题。对鱼骨状水平井技术在稠油热采井中应用的主要技术难题进行了分析，结合胜利油田第1口稠油热采井——沾18-支平1井的现场实践，详细介绍了鱼骨状水平井钻井技术的应用情况，为今后在稠油热采区块推广应用提供了依据，也为技术配套成熟并推广应用提供了参考。     

斜直井钻机在新疆油田九区VHSD水平井中的应用

新疆油田拥有丰富的浅层稠油资源,1993年新疆油田利用斜直井钻机在克拉玛依油田九区和风城地区钻成了8口斜直水平井,因当时钻机设备及工艺落后,该技术并未得到推广应用,多年来新疆油田公司一直采用直井钻机钻水平井的方式开采浅层稠油油藏,2014年新疆油田开展了直井与水平井组合的驱泄复合(VHSD:Vertical Horizontal Steam Drive)先导试验。最终试验表明,VHSD技术可有效提高稠油油藏蒸汽吞吐后期的开发效果。为继续应用水平井技术经济、有效地开发浅层稠油油藏,同时探索新的水平井钻井方式,时隔二十余年后,2018年新疆油田公司决定选择在克拉玛依九区进行斜直井钻机钻VHSD水平井的先导试验,并成功钻成了新疆油田第一口应用斜直井钻机钻成的VHSD水平井——HWT98020井,该井完钻井深757 m,垂深165.40 m,井斜角89.50°。该井的顺利完成,不仅意味着新疆油田对钻井设备的不断探索突破,对克拉玛依油田未来的浅层稠油井开采也具有及其重大意义。     

吉林油田致密油水平井优快钻井完井技术

吉林油田致密油水平井钻井成本高、钻井周期长、机械钻速慢,井眼易失稳,且摩阻和扭矩大、套管下入困难,针对这些问题,开展了二开长水平段水平井优快钻井完井技术研究.为了从设计源头降低钻井成本、缩短钻井周期,将前期采用的三开小井眼井身结构简化为浅下表层套管的二开井身结构,节省了一个开次的中完时间;同时,研究形成了以井眼轨道优化...     

胜利油田钻井完井技术新进展及发展建议

“十二五”期间,胜利油田为了实现复杂油气藏的高效开发和剩余油气的挖潜增效,深入开展了复杂结构井钻井、随钻测控仪器、新型破岩工具、膨胀管及钻井液完井液等技术研究与工具研制,初步形成了满足滩海浅海、低渗透、超稠油等难动用油气藏勘探开发需要的配套钻井完井技术。现场应用表明,大位移井、密集型丛式井技术的进步有力推动了滩海浅海油气藏的整体开发和降本增效,水力喷射径向水平井、近钻头地质导向及磁性导向钻井等技术丰富了复杂断块、超稠油等类型油气藏的精细开发手段,捷联式垂直钻井、扭转冲击钻井工具、高性能钻井液及实体膨胀管封堵等技术有效解决了复杂深井机械钻速慢且井下故障多的技术难题。在分析目前胜利油田钻井完井技术现状的基础上,分别从钻井装备自动化、高端随钻测控、信息化及绿色环保钻井等方面提出了“十三五”期间的发展建议,有利于进一步推动胜利油田钻井完井技术的快速发展,更好地满足复杂油气藏高效开发和剩余油气挖潜增效的需求。      

多分支水平井钻井技术在玉平8井的应用

为提高吐哈盆地鲁克沁油田稠油油藏的开采效率、降低水平井综合开发成本,实现油藏高效、经济开发。吐哈油田布署了一口多分支水平井—玉平8井,该井在施工中对地层可钻性差、水平段悬空侧钻、主井眼重入等多个技术难点进行了分析,运用了动力钻具优选、水平段井眼悬空侧钻技术,完善了水平分支井前进式施工方式、分支井眼重入主井眼等重要技术,有效地缩短了钻井周期,保证了安全快速完成施工任务。玉平8井的顺利完钻,为今后在稠油油藏开发钻多分支水平井、扩大储层控制面积,大幅度提高油井产量和采收率提供了新的途径。     

春风油田排6北区块浅层水平井钻井技术

春风油田排6北区块油藏属于浅薄层特、超稠油油藏,具有埋藏深度浅、储层胶结疏松、砂体薄等特点,为了提高单井产量和采收率,采用水平井蒸汽吞吐技术进行开采。针对该区块水平井施工在轨迹控制、地质导向、套管下入等方面的难题,开展了井眼轨迹优化、轨迹控制和钻井液排量的研究与实践,现场实践表明,采取相应的技术措施,保证了排6北首批10口水平井顺利完成,未出现重大复杂情况,取得了良好的钻井效果。     

大庆油田钻井完井技术新进展及发展建议

“十二五”期间,大庆油田针对深层火山岩砂砾岩、致密油水平井、特高含水油田调整井和超浅稠油水平井等钻完井技术难题,在复杂地层钻完井技术、随钻测量与控制技术、深井提速提效关键技术与工具、钻井液技术和固井技术等方面开展了技术攻关,钻完井技术能力和水平得到了长足的进步和发展,并形成了具有大庆油田特色的钻完井配套技术,基本满足了大庆油田钻井提速、提效和降本的技术需求。“十三五”期间,为了满足大庆油田深部气藏和“三低”油田经济有效勘探开发的需求,实现年产油气当量4 000×104 t持续稳产的战略目标,需在深部难钻地层、复杂区块调整井和非常规油气资源等3个领域以及前沿高端技术方面开展攻关研究,持续推进大庆油田钻完井技术的进步和发展,为大庆油田健康可持续发展提供钻完井技术保障。      

南堡13-1706大位移井钻井技术

冀东油田南堡滩海油田受端岛面积限制,需要部署水平位移大于3 000 m的大位移井开发。针对大位移井钻井施工中存在摩阻扭矩大、轨迹控制难、循环泵压高、井眼清洁难度大、长裸眼井壁失稳、深部井段定向托压等技术难题,开展了人工端岛大位移井钻完井技术研究。通过对井眼轨道优化设计、装备升级改造,提升大位移井井眼延伸极限,利用Landmark软件对摩阻扭矩、钻井参数进行分析,研究了KCl抗高温钻井液复配新型固壁剂和封堵剂强化钻井液封堵能力及套管安全下入技术。采用井眼轨迹控制、降摩减扭、优化钻井液、套管安全下入等常规技术的优化和集成应用,成功实施了大位移井南堡13-1706井。该井完钻井深6 387 m,最大井斜83°,水平位移4 941 m,为水平位移大于4 500 m的大位移井钻井实践积累了经验,为加快南堡滩海中深层油藏的勘探开发提供了技术支持。     

超浅层大位移水平井楼平2井钻井技术

为提高河南油田稠油储量动用程度，完善注蒸汽开发井网，增加油井热采产能，探索合理经济开发超浅层稠油油藏的新途径，在井楼区块部署了第1口超浅层中曲率大位移水平井——楼平2井。开展了表层定向、浅层松散地层中曲率井眼轨迹控制，中曲率井眼的入井管柱加压，钻井液体系配方和固井施工工艺研究。该井完钻井深530 m，垂深162.4 m，水平位移407.9 m，最大井斜96.28°，位垂比2.51，油层套管一次下至设计位置，固井质量合格，经蒸汽吞吐投产开发效果良好。该井及后续3口井的试验表明:在河南油田特浅松散地层，实施垂深162～185 m、井斜96°、位移410 m、位垂比在2.51以内的中曲率大位移水平井技术进行稠油开采是切实可行的。它的试验成功为国内其他同类油田的开发提供了经验。     

长庆油田陇东地区页岩油超长水平段水平井钻井技术

长庆油田陇东地区页岩油超长水平段水平井钻井过程中存在井眼轨迹控制困难、机械钻速低、水平段堵漏难度大、井壁易失稳和完井套管下入困难等技术难题,为此,进行了井眼轨道设计及井眼轨迹控制技术优化,优选旋转导向钻具组合,应用高性能水基钻井液和套管漂浮下入技术,根据漏层特点和漏失速度采取不同的堵漏技术措施,形成了页岩油超长水平段水平井钻井技术。该技术在陇东地区华H50–7井进行了应用,顺利完成长度4 088.00 m的超长水平段钻进,创国内陆上油气井最长水平段纪录,表明该钻井技术可以满足陇东地区页岩油高效开发的需求,也为国内其他地区超长水平段水平井钻井提供了借鉴。      

垦东12区块4号岛丛式井钻井技术

胜利新滩油田垦东12区块4号岛是一海油陆采大位移丛式井组,地层复杂、防碰绕障井多、轨迹控制要求高,整体施工难度大。针对以上施工技术难点,采用了浅层大井眼定向、井身轨迹控制、防碰绕障、钻井液体系优选等关键性技术措施,20口井全部达到设计要求,斜井段一次定向成功,中靶率100%,取得了较好效果,为以后通过大位移丛式井组整体开发滩海油藏积累了经验。     

水平井注汽开发浅层稠油油藏参数优化研究

为了进一步提高XJ研究区浅层稠油油藏的开发效果,充分发挥水平井注汽开发技术的优势,结合数值模拟方法,建立了浅层稠油油藏模型,对水平井蒸汽吞吐开采参数进行了优化研究。计算结果表明:以水平井眼位于油层中下部,水平井段长度250~350 m,注汽速度200~250 m3/d,注汽压力5~6 MPa,注入蒸汽干度0.7~0.8,注入蒸汽温度300℃的模式进行开发可获得最优的注汽开采效果。优化结果在研究区浅层稠油的实际应用中取得了较好效果,为研究区增产提供了一定的技术参考。