渭北油田高水垂比水平井钻井设计与应用

为解决渭北油田长3储层埋深浅、水平井水垂比高带来的摩阻大、井眼轨迹控制难等问题,开展了浅层高水垂比水平井钻井设计研究.在分析主要钻井技术难点的基础上,对不同尺寸井眼的摩阻和扭矩进行了数值模拟,将待钻井设计为三开井身结构,三开水平段采用φ215.9 mm钻头钻进;为了确保准确着陆入靶,根据长3储层的地质特征,采用双增井眼剖面;根据各开次钻遇地层的特征和钻井要求,一开井段采用塔式钻具组合,二开和三开井段采用倒装钻具组合,加重钻杆放在井斜角为45°~60°的井段内;根据渭北油田钻遇地层的特点,采用钾铵基聚合物钻井液,水平段控制钻井液滤失量小于5 mL;为降低钻井成本,充分利用现有钻井设备,选用ZJ30型非顶驱钻机.现场应用表明,利用常规钻井装备,采用上述钻井设计,解决了渭北油田长3储层浅层水平井钻井中存在的问题,实现了长3储层的有效开发.      

冀东油田水平井机械卡水技术

随着开发的深入,冀东油田部分水平井出现了高含水问题,由于水平井井身结构复杂、井斜大,侧钻井油层段井眼尺寸小,常规的机械卡水工艺无法实现卡水,而化学堵水费用高、施工周期长、风险大,为此,根据冀东油田常规水平井、侧钻水平井的不同井型和井身结构特点,研究了常规射孔和筛管完井水平井的单双卡技术,同时开发了小井眼尺寸的悬挂φ73 mm、φ88.9 mm、φ101.6 mm尾管完井的侧钻水平井单双卡技术,研制了外径70 mm、54 mm两个系列的小直径卡水工具系列,形成了水平井卡水施工的配套施工工艺,对水平井大斜度井段采用桥塞加水泥封层的复合卡水工艺进行了试验.该研究成果对国内类似复杂结构水平井进行卡水作业具有借鉴意义.     

SHW01深水平井钻井工艺技术

新疆石西油田第一口水平井──SHW01水平井,φ339.7mm表层会管下深500m,φ244.5mm技术套管下深4013.37m。三开用φ216mm钻头,第一次在井深4060m造斜钻至4390.18m(井外角69°)卡钻,经多次处理无效,注水泥封固。第二次在4066.21m侧钻,用双弯和单弯螺杆钻具增斜,于4472.05m(井斜角88°)进入水平段。后用转盘钻、单稳定器钻具钻进,于4484.70m进入水平段窗口,并较好地控制了稳平钻进,因冬季施工和井下情况复杂,为确保安全提前完钻。完钻井深4800.10m,垂深4385.20m,开封角90.3°,闭合方位7.06°,水平位移550.33m,采用φ177.8mm×4288.43m+φ139.7mm×503.67m复合油层套管,油层段为打孔套管和普通套管相间的结构完井。     

水包油钻井液在BZ28-1油田潜山地层的研究和应用

N8和S3井是为开发BZ28-1油田剩余储量而钻的2口调整井。因为该油田油藏压力系数已降至1左右，而且巳完钻的开发井在钻遇潜山地层时均出现了严重漏失，决定用低密度水包油钻井液配合压力控制钻井技术钻N8和S3井Ф152．4mm井段的潜山储层。对水包油钻井液配方进行了优选并评价了钻井液性能。研究与现场应用结果表明，水包油钻井液总体性能稳定，其良好的流变性、抑制性、降滤失性和携砂性满足了潜山地层近平衡条件下的压力控制钻井要求，储层保护效果好，2口井不仅顺利钻穿漏失严重的潜山储层，且都获得了较高的油气产量。该技术为今后渤海油田潜山地层的勘探开发提供了一条新的模式。     

渤海152.4mm小井眼长裸眼段筛管完井技术

在渤海油田调整井作业过程中出现了以E15H1井为例的小井眼侧钻情况。虽然受限于老井眼Φ177.8 mm套管开窗尺寸的限制,E15H1井钻井工程中出现了Φ177.8 mm套管内开窗后Φ152.4 mm井眼段既完成着陆段,又完成水平段的情况。在这种情况下,通过完井防砂管柱优化设计、完井工序优化,利用尾管挂代替顶部封隔器、Φ114.3 mm盲管(遇油遇水膨胀封隔器封隔)+Φ114.3 mm优质筛管模式,实现了渤海湾第一口Φ152.4 mm小井眼裸眼超过1 200.0 m的水平井完井作业。     

小井眼侧钻底水油藏水平井E15H1钻井技术

渤海油田部分老油田开发时间较长,随着开采的进行储层砂体平面和纵向非均质程度高、储层连通性较差、底水油藏储量比例大。为保证底水油藏的有效开发,在后期井网调整中以水平井作为开发的主要井型。本文通过H油田地质特点和钻井工程难点,利用水平井轨迹优化、着陆段钻井工具优选、水平段地质导向技术应用等手段,成功实施了小井眼侧钻水平井E15H1井,地质导向随钻实施效果较好,投产后产量高于配产20%。     

海上油田固井防砂一体化技术

为了解决老井开窗后固井与防砂问题。根据海上油田层系复杂、出砂严重、作业日费高等特点,研究了一种适用于海上油田的新型固井防砂一体化工艺技术,该技术一趟钻将防砂管柱与固井管柱下入井内,然后通过在不同位置的操作,可实现上部问题井段的固井作业和下部油层段的防砂作业,作业过程中可控制防砂段的静液柱压力,防止地层坍塌,作业结束后无需钻塞,避免了水泥对储层的污染,完井后管柱通径较大,利于后期开采或修井作业。该技术解决了长期困扰海上油田老井改造的技术难题,同时该技术在降低完井成本和后期作业难度等方面起到了积极作用。     

一趟管柱防砂堵水集成工艺技术应用

北部湾某油田调整井A12H在水平段钻遇水层,为防止油井过早出水,在南海西部首次尝试一趟防砂管柱带2个遇水遇油膨胀封隔器进行完井。通过控制井眼轨迹、调整泥浆性能、优化防砂管柱、摩阻计算、采用具有储层保护效果的钻完井液体系等措施为管柱顺利到位、工艺成功实施提供保障。应用结果表明:该完井工艺不仅缩短了完井时间,而且防砂堵水效果好,能延长油井寿命,降低油田开发成本,提高油气采收率,对海上类似作业具有很好的借鉴作用。     

水平井悬空侧钻技术在渤海油田花岗岩地层中的应用

JZ南油田是渤海油田的主力油田之一,为了开发太古界潜山难动用储量,提高单井产能和储层高采收率,在H井太古界潜山水平段尝试进行花岗岩井段悬空侧钻分支井。针对花岗岩井段可钻性差,井眼轨迹控制困难和悬空侧钻效率低等多个技术难题。提出了井眼轨迹控制技术、悬空侧钻钻具组合优选技术、参数控制措施。在现场应用中取得了显著效果,实现了在渤海油田太古界花岗岩地层首次成功侧钻分支井。     

L油田储层压力差异机理研究与应用

L油田是渤海最大的陆相多层砂岩油藏,含油井段长,单井钻遇油厚度大,采用一套层系多层合采合注。历经十多年的注水开发,油田进入中高含水期,开发矛盾突出,特别是纵向上主力砂体存在严重超压、欠压问题,对油田各类增产增注措施和调整井的实施有很大影响。通过对油田评价井岩心粒度的分选性统计分析,认为储层分选性差和不合理生产压差制度是造成油田主力砂体超压、欠压的主要原因,为多层砂岩油藏改善开发效果提供依据。     

渤南洼陷沙三段中亚段9砂组储层特征及分布规律

沙三段中亚段9砂组是渤南洼陷的重点勘探和含油层系之一.其储层在整个洼陷内分布广泛,含油气性较好,该区义601、义285、义65及义173等井,在沙三段中亚段9砂组试油均见到良好的工业油流,但不同区块储层沉积厚度、物性和油气充注程度不同,成藏条件复杂.以实钻资料为依据,对沙三段中亚段9砂组储层岩性、物性、含油性及横向变化特征进行了分析.研究认为该区沙三段中亚段9砂组为浊积扇体,主要分布在罗北及埕南洼陷边缘断裂所限定的断槽中,扇根位于南部,扇中位于渤南油田的主体部位,扇端位于北部义288井区,油藏类型主要为岩性及岩性-构造油气藏.     

随钻地质建模一体化综合研究及应用

针对渤海湾新近系明化镇组下段河流相储层的地质特点,在开发方案钻井实施过程中,应用精细地质建模一体化技术,充分利用新钻开发井资料,结合地球物理资料,应用地质统计学和随机模拟方法,开展对储层井震关系、沉积模式、沉积微相、砂体连通状况的综合研究,及时准确地调整和完善地质模型,建立储层地质预测模型,从而为随钻阶段井位优化、射孔方案优化提供了可靠的静态模型.通过开发井实钻表明,随钻地质建模为油田开发方案的制定和射孔方案优化提供了科学的地质依据.     

中短半径井眼固井防砂一体化管柱研究与试验

为了解决渤海油田中短半径裸眼井固井防砂一体化作业无适用管柱的问题,针对渤海油田的开发情况与技术现状,设计了一套适用于中短半径井眼的固井防砂一体化管柱,对其安全性、通过性的分析结果发现:该管柱在下入过程中不会出现螺旋弯曲,安全性达到了要求;可以顺利通过最大狗腿度为19.28°/30 m、曲率半径为89.20 m的井眼。试验井试验和现场试验均表明:中短半径井眼固井防砂一体化管柱的安全性和通过性达到了设计要求,能实现实现一趟钻完成上部井段固井作业和下部储层段选择性固井和砾石充填防砂作业的功能,能够满足渤海油田中短半径裸眼井实施固井防砂一体化作业的需求。      

水平套管井钻完井技术在旅大10-1油田的应用

随着渤海湾部分油田进入开发的中后期,储层局部水淹情况严重;部分油田底水锥进,裸眼水平井控水困难,油井生产寿命缩短;由于地层非均质分布,地层变化较大,部分水平井水平段钻遇大段泥岩,泥岩水化膨胀影响油井后期生产。本次旅大10-1-C16井采用水平套管井技术,首次突破了海上油田传统的水平裸眼井三开模式,二开跨越着陆段、水平段,直接完钻。通过从刮管洗井、射孔和防砂等方面优化完井工艺,成功实现了渤海油田第一口水平套管井完井投产,投产后稳产200m~3左右,含水率低。水平套管井完井技术的成功实践为海上油田水平井"稳油控水"提供了新的思路,对同类型的井具有较强的指导意义。     

子长油田安定区长6储层非均质性探讨

根据研究区80口井的砂体解释、统计与分析,结合物性分析资料,利用储层非均值性的表征参数,分析子长油田安定区长6储层层内和层间非均质性特征.结果表明,储层的层内和层间非均质性属较强范畴,但在局部小层层段、储层非均质性也有相对较弱的井层段,是油田开发较有利的油层.主力油层井段平均垂直渗透率是水平渗透率的3.5倍,对油田注水开发非常有利,能大大提高水洗波及厚度,提高油田的最终采收率.     

同层侧钻水平井技术在埕北油田的应用

实践研究表明,采用同层侧钻技术,可以充分利用低效井、低产井及关停井老井套管,减少施工井段,节省成本,提高剩余油的开采效果,恢复低产低效井生产能力。针对埕北油田AX井同层侧钻作业面临水平裸眼井防砂管柱打捞回收困难、侧钻水泥塞固井质量难以保证及如何规避水平段泥岩钻遇风险等技术难点,开展了同层侧钻关键技术研究,顺利完成了该井同层侧钻作业,费用相对常规侧钻方案节省69%,产油量为治理前的6. 8倍,取得了良好效果,为海上油田挖潜增储、延长老油田生产寿命提供了有效途径,值得进一步推广应用。     

膨胀管封隔复杂地层钻完井技术在侧钻井的应用

塔河油田为避开老井水体,老井侧钻上提造斜点钻遇上覆石炭系巴楚组或奥陶系桑塔木组泥岩井段,泥岩垮塌掉快堵塞采油井筒。为此,通过深井侧钻技术难点分析、扩孔工具优选、膨胀管关键技术分析及深井φ130.0 mm小井眼定向钻井技术配套,形成了一套适用于塔河油田深井侧钻井的随钻扩孔、膨胀管封隔复杂地层及后续小井眼定向钻井的非常规钻完井方案。同时布置了THA井进行试验,试验井创造了国内单次作业最长428 m和施工最深5 508 m 2项记录。现场应用结果表明,膨胀管封隔复杂地层钻完井技术解决了塔河油田φ177.8 mm套管开窗侧钻泥岩垮塌带来的技术难题,确保了钻井、完井和采油等作业井眼稳定;配套的深井φ130.0 mm小井眼定向钻井所需的钻杆、动力钻具和MWD,可以确保泥岩封隔井二开小井眼顺利钻至完钻井深。     

渤海油田水平分支井钻完井关键技术

为了进一步挖掘油田潜力,在渤海油田A区块部署了一口水平分支井。该井在钻完井中存在浅层造斜率高、侧钻开窗难度大、钻井液性能要求高,尾管下入难度大,防砂管柱下入阻卡风险高等难点。针对存在的问题,研究形成了包括开窗位置优选、Φ215.9mm井眼着陆段与水平段一趟完钻技术、满足壁挂式悬挂器坐挂条件的侧钻开窗技术、钻井液性能优化技术、下尾管技术、分支井眼重入技术和分支井完井技术等系列关键技术,有效保障了该井的顺利实施。该井是A区块的第1口水平分支井,该井的成功实施,有效节省了井槽和开采成本,为水平分支井技术在低产低效井治理和油田挖潜中的应用提供了经验,在渤海油田中后期的大规模调整开发中有广阔的应用前景。     

随钻测井地质导向技术在水平井钻井中的应用

鄂尔多斯盆地陇东地区长7段致密油储层岩性变化快、井控程度低、单砂体厚度小、砂体横向连续性差且纵向上分布不稳定,水平井随钻地质导向难度较大,砂体钻遇率偏低。针对上述难点,根据地质特征及开发要求,采用地质建模的方法沿砂体展布方向设计水平井井轨迹靶点,为水平井钻进提供依据;根据区域地层对比结果,结合导眼井目的层段测井曲线特征确定导向标志层;在造斜段导向过程中,利用随钻测井曲线特征结合录井资料识别标志层,预测着陆点位置及距离并调整钻井造斜率,保证井轨迹精准入靶;在水平段导向过程中,根据随钻伽马正演及伽马成像反演结果控制井轨迹,确保井轨迹在目的层段中穿行。形成了钻前地质设计、在造斜段确定曲率、在水平段调整井轨迹的水平井钻井全周期地质导向工作流程。应用结果表明：该地质导向技术适用于陇东地区水平井钻井,能够有效指导水平井钻进并提高储层钻遇率。     

多分支超短半径钻井技术在我国海上油田的首次应用北大核心CSCD

为了进一步有效开发涠洲低渗透储层,提高单井控制储量和产量,提出了采用多分支超短半径钻井技术来提高储层泄油面积的开发方式。针对多分支超短半径井存在的造斜率大于10°/m、常规刚性钻具无法顺利通过高造斜率井段等技术难题,成功研制了φ209 mm斜向器、φ127 mm柔性造斜钻杆、φ144 mm造斜钻头等新型多分支超短半径钻井工具,并配套井身结构设计与分支点选择、井眼轨迹设计与钻井参数控制技术形成了海上油田多分支超短半径钻井技术。现场应用结果表明,本文提出的多分支超短半径钻井技术在不依赖螺杆和旋转导向等工具的条件下可完成曲率半径3 m、造斜率16°/m的造斜作业,钻获产量为配产的3.5倍,为海上低孔渗储层开发提供了新思路。