YH23-2-4侧钻水平井钻井实践

位于新疆牙哈地区的YH23-2-4井是在某直井基础上填井侧钻而成的凝析气田水平井。实钻中,克服了斜井段长、水平位移大、井眼轨迹控制难度大,以及摩阻扭矩大、大斜度井段钻井液携岩困难、钻具疲劳破坏等诸多技术难点,井眼轨道设计采用直—增—增—增—平五段制剖面类型;深井侧钻坚持小钻压、小排量和稳定的工具面的原则,优选适宜的钻具组合;斜井段为满足轨迹对造斜率的需要,选用高速牙轮钻头配合1.75°螺杆钻具及MWD施工;水平段钻进中,合理确定滑动钻进和复合钻进的比例,根据LWD实时测井曲线与邻井测井曲线对比结果,及时调整靶点垂深,控制井眼轨迹在储层中有效穿行,降低钻井风险;采用聚磺类钻井液体系,在膏泥岩地层井底温度升高、井壁缩径、黏切升高、失水量大的情况下,适当提高钻井液密度,并加入一定量的原油和抗高温高压、降低失水量的钻井液材料,以增加钻井液的润滑性和流变性,保证井眼稳定和井下安全。     

川西须五气藏完井方式适应性研究

随着勘探开发的不断深入,非常规天然气成为重要的接替资源。四川盆地非常规天然气资源量丰富,须五气藏为典型的砂泥岩互层致密非常规气藏,有效的完井方式是气藏实现提高单井产能、提高气藏可采程度的重要保障。国内外非常规气藏水平井主要采用多段压裂技术、降阻水压裂技术、同步压裂技术,开发效果显著;研究表明,基质裂缝、裂缝网络渗透率、水力裂缝间隙、水力裂缝传导率、岩石压缩性、水力裂缝半长、自然裂缝孔隙度,对页岩气水平井产能影响较大,钻井过程中要对近井地带的基质渗透率、裂缝网络渗透率和自然裂缝孔隙度进行保护。川西须五气藏储层脆性矿物含量与美国其他页岩气相当,同时储层具有天然裂缝发育的特点,完井方式需要考虑储层改造工艺、最大程度上实现缝网压裂的目的;通过深入研究,优选出川西须五气藏完井方式,优选套管射孔完井方式,采用水平井+多段水力压裂和储层改造完井方法进行开发。     

川西新场构造欠平衡钻井欠压值的确定

川西地区地层岩石致密、硬度大、可钻性差,机械钻速低,欠平衡钻井能有效提高机械钻速。由于该地区地层压力高、泥页岩发育稳定性差,要成功实施欠平衡钻井关键是确定合理的钻井液密度。为此,提出需要获得精确的地层孔隙压力和坍塌压力,确定合理的欠压值,为优化设计提供科学依据。在分析欠压实理论的基础上,运用伊顿法并利用测井资料,结合实测资料,建立了新场构造钻遇地层准确的孔隙压力;通过井壁力学理论分析,结合实钻井资料,确定了井眼扩大率为60%是新场构造允许井眼最大垮塌范围;然后依据井眼扩大率为60%时计算出地层坍塌压力,计算坍塌压力与孔隙压力之差表明,新场地区液体欠平衡钻井欠压值在0.3g/cm3左右。同时,根据建立的压力剖面,新场构造须二段地层坍塌压力、孔隙压力与上部须三段地层坍塌压力一致,目前以须二段为目的层的常规钻井四开次钻井井身结构可以进一步优化、简化,以利于提高钻井速度。     

金平1井长水平段水平井的设计与施工

胜利油田自主设计并应用常规钻井设备自主施工完成的金平1井,完钻井深2128m,垂深583.9m,位移1636.34m,位垂比达2.803,是目前中国陆上油田位垂比最大的一口水平段水平井。该井的井身结构设计以高效钻井和保护油气层为设计原则,要求井眼轨道具有足够的直井段,并且尽量减小设计造斜率,从而降低摩阻和扭矩,保证水平段有效延伸。最终井眼轨道设计为直—增—增—水平段轨道,造斜率保持在18°～21°/100m。该井井眼尺寸大:一开为准660.4mm,二开为准346.1mm,三开为准241.3mm,造斜点浅,造斜段地层疏松,水平段及斜井段长,摩阻系数相对较大,要求钻井液体系具有良好的抑制性、携岩性、润滑性和防塌、造壁功能,施工难度大。通过不断调整钻具组合,使其满足斜井段和水平段井眼轨迹控制要求,优造钻井液体系,应用随钻测量技术,该井钻探获得成功。     

成岩作用对川西遂宁组气藏储层质量的控制

洛带气田上侏罗统遂宁组气藏是"十五"期间在川西坳陷致密砂岩领域的重大发现之一,其储层具有特低—超低孔隙度、低渗透率的特点,是川西浅中层少见的储层类型。在对洛带气田遂宁组沉积特征研究的基础上,利用岩石常规薄片、铸体薄片及扫描电境等微观储层研究方法,对该气藏储层的成岩作用及其对储集岩质量的影响进行了研究,建立了成岩作用序列。研究表明:①对遂宁组储层起破坏作用的是压实作用、胶结作用和交代作用,而溶蚀作用、压裂作用则对储层起到建设性作用;②遂宁组最主要的成岩相组合为铁泥膜-硬石膏-白云石-方解石成岩相;③由压实破裂、压实滑动和构造动力形成的微裂缝、粒缘缝有效改善了储层的渗透性。     

综合录井技术在川西水平井钻井中的导向作用

根据所钻目标层的综合录井参数的表现特征．结合区域地质资料和MWD数据分析,能起到地质导向的作用,并且具有简单易行、成本低廉的优势。在川西地区碎屑岩地层中,砂岩与泥岩、致密砂岩与疏松砂岩可以通过肉眼岩屑鉴定或钻时变化进行识别。准确识别目的层后．根据砂体含气性判别参数变化,通过地质综合分析可以现场初步评价储层,指导水平井钻井在优质储段穿行。在钻遇目的层前的钻井过程中,靶点的随钻预测和确认尤为重要,钻头上、下倾钻进状态的判断主要是确定当前钻进方向与所钻目的层的空间关系,钻头位置分析可以结合目标层地质模型与随钻测斜数据进行分析。以LSIH井为例,介绍了综合录井技术在水平井钻井中的导向作用,结果表明：综合录井技术能及时发现实钻砂体与设计砂体的差异,实现现场靶点的调整,为钻头钻出砂体后重新找到砂体以及减少钻头钻出砂体的几率发挥了重要作用。可应用于非均质性不强、储层发育稳定的水平井施工。     

辽河双6区块储气库水平井钻井与完井技术

辽河油区地质条件复杂,尤其是东部断陷盆地形成复杂破碎的断块构造加上储层复杂多变的陆相河流相沉积,给储气库建设带来了较大的难度.鉴于此,开展了枯竭油气藏双6区块储气库水平井钻完井技术研究,在有利部位优选主力层段部署水平井10口.针对储气库水平井钻井完井技术难点,进行井身结构和套管柱强度设计.施工中采用φ210mm 1.5°单弯螺杆(带φ308mm球扶)钻具和MWD仪器,采取滑动钻进和复合钻进方式进行造斜井段施工;采用φ172mm 1°和1.25°小度数单弯螺杆(带φ212mm球扶)钻具和LWD仪器进行水平井段施工.同时还采取了有针对性的油层保护技术以及安全钻井技术.技术套管固井采用双级注水泥固井工艺,为了保证固井质量,研发了防窜水泥浆体系——胶乳体系.通过现场应用,形成了一套比较完整成熟的储气库井配套综合技术.     

新场气田沙二气藏致密砂岩气层再评价研究

新场气田沙二气藏为多层叠置气藏,自上而下主要由4套含气砂体组成,共分为JS21、JS22、JS23、JS24四个气层,埋深为2200~2500m,平均孔隙度为10.2%,属低-中孔储层,试井解释有效渗透率低于0.1×10-3μm2,属典型的致密砂岩储层。新场沙二气藏累计提交探明地质储量534.35×108m3,动用地质储量445.08×108m3,累计采气量120.35×108m3,优质储量已全部动用,解释级别较低的致密砂岩气层动用程度较低。随着压裂改造工艺技术的进步,在以前难动用的储层上建产,将成为该气藏稳产的重要手段。根据各地质参数对油气的不同响应特征,建立了超平衡钻井条件下气测值的校正与恢复方法、地质指标权重评价等录井解释评价新技术,并利用该技术,对原来解释级别较低的致密砂岩气层潜力进行了再评价,筛选出了该类气层的潜力级别,为老井挖潜和气藏后期开发部署提供技术支撑。     

应力敏感对川西气田低渗气藏渗流的影响研究

川西气田中浅层主力气藏平均有效渗透率大多小于0.1×10-3μm2,具有典型低渗致密气藏特征.对于低渗油气藏渗流过程中应力敏感的影响程度,目前在国内外还存在较大的争议:有学者认为低渗透储层存在着较强的应力敏感性;也有学者认为储层岩石越致密,其对应力的敏感程度越低.地层压力变化可以作为验证低渗气藏是否存在应力敏感的重要参数.川西气田多数气井需压裂投产,因此本文仅针对压裂气井建立产能方程,并进行优化,从而建立物质平衡与方程优化法.利用物质平衡与产能方程优化法对CX135井,新场沙溪庙组气藏以及马井蓬莱镇组气藏的部分气井地层压力进行分析,发现考虑应力敏感和不考虑应力敏感计算所得的地层压力、无阻流量很相近,误差在5％以内,这说明应力敏感对川西低渗气藏气体渗流的影响较小,在产能计算过程中可以忽略不计.     

水平井测井解释在江苏油田的应用

介绍了湿接头和泵入法两种测井施工工艺的优缺点。分析了水平井与直井在测井环境、测井响应等方面的差异．研究了水平井测井中自然电位、自然伽马、声波测井在层界面的响应特征．探讨了水平井解释方法,即油水界面法和常规解释法。以XX水平井为例,对井眼轨迹在储层中的位置,储层横向变化特征,储层流体性质评价方法进行了研究。最后提出了关于水平测井的一些建议。     

美国Barnett页岩气开发中应用的钻井工程技术分析与启示

美国Barnett页岩气开发十分成功,有较多经验可供参考。井身结构设计要满足多次压裂的增产方式和长达30～50a生产周期的要求;丛式井成为降低开发成本、增大对储层控制能力的有效技术;水平井技术是页岩气开发的关键技术,水平井的成本一般是垂直井的1～1.5倍,而产量是垂直井的3倍左右;水平段钻进中,常使用油基钻井液和PDC钻头,在保持水平井眼稳定性的同时,提高机械钻速;低密度、高强度固井完井技术,能为后期储层改造和开发做好准备;随钻伽马测井曲线,可用于较准确地识别页岩储层,若水平井技术结合geo VISION随钻成像服务和RAB钻头附近地层电阻率仪器等LWD技术,可以更为合理的控制井眼轨迹。提出国内钻井工程技术集成与发展的建议:实现地面上集成、集中的"小间距丛式井组"(井工厂),做到"组少井多";实现储层中水平井眼轨道空间分布,合理开发"地下立体井网",做到"少井高产和高采收率";追求"钻井速度高、井眼质量好、钻井成本低"的钻井模式;开展长水平段水平井或水平分支井钻井技术的整体研究:研究满足后期开发和压裂需求的完井方式,在成本允许的条件下采用泡沫水泥固井技术,研制特殊套管、封隔器、分支工具等材料和新型井下工具。     

杜32-兴H309Z鱼骨水平井钻井技术

为进一步提高采收率,针对辽河油田超稠油储集区杜229块的地层、油藏特性,采用了MRC技术,部署了4分支鱼骨水平井——杜32-兴H309Z井。分析了钻井施工难点：鱼骨剖面设计和井眼轨迹控制难度大,井眼净化要求高。确定了分支井夹角小于30°、水平段主井眼与各分支井眼同径等设计原则。在钻井施工中精确控制了水平段轨迹,应用了悬空侧钻技术。该井最大造斜率14．46°／30m,最大井斜角95．94°,井深1428．66m,水平段油层累计长度1151m。     

苏丹水平井优快钻井技术研究与应用

苏丹市场老油区加密井增多,单井产量下滑,由于上产需要,甲方对水平井数量的需求大增.但因其独特、复杂的地质情况,导致钻井存在诸多难点,如起下钻阻卡、托压、塌卡等复杂和事故频发.对此,开展苏丹水平井优快钻井技术研究,通过实施井身结构优化技术、井眼轨迹控制技术、水平井钻井提速技术以及钻井液技术,有效解决了水平井施工难点,实现了优质、安全、快速钻井:钻头优选后,全面提升了钻井速度,减少了井下复杂;KCl/硅酸盐钻井液体系、Drilling-in钻井液体系有效保证了各项工序的顺利实施,在抑制页岩坍塌、稳定井壁、减少托压方面效果明显;水力震荡器的使用,可以解决长半径水平井摩阻大、造斜慢、加压困难的难题.研究成果一年内共成功实施20口水平井,平均钻井周期从2010年前的44d缩短至23.67d,缩短46.2％;平均建井周期为36.42d,比设计周期提前5～14d;机械钻速从原来的平均10.81m/h提高到12.41m/h,提高14.8％;事故和复杂现象由原来的3.7％降至1.8％.     

应用水平井挖掘杜84块兴Ⅱ组单砂体稠油油藏潜力

辽河油田杜84块兴隆台油藏纵向划分为兴Ⅵ组、兴Ⅲ组、兴Ⅱ组、兴Ⅰ组四套油层组。其中,兴Ⅵ组采用直平组合SAGD(蒸汽辅助重力泄油技术),兴Ⅰ组采用双水平井SAGD,兴Ⅱ、Ⅲ组互层状油藏水平井吞吐挖潜,实现杜84块多元化立体高效开发。通过开发方式转换,杜84块实现了油田纵向储量的均匀动用,很多区域达到或超过油田标定采收率(29.2%)。通过深化地质研究,发现兴Ⅱ组还存在未得到有效动用的单砂体油藏。结合部署界限和油藏发育情况,在兴Ⅱ组隔夹层发育稳定区域部署规划两口水平井杜84兴H2111井、杜84兴H2112井,控制地质储量11.5×104t,部署区域基本未动用。两口水平井目的层厚度在7m左右,水平段长度为240m以上,单井储量在5×104t左右。应用近钻头地质导向、随钻地质跟踪以及水平井同注同采技术,挖潜单砂体油藏潜力。     

沙特致密气藏水平井完井管柱下入难点与对策

近年来,在沙特阿拉伯,由于水平井的钻探,使产层的泄油面积明显增加,一些油气田的产量也在增长.在完井作业中,需要下入多级增产系统(MSS)完井管柱,但在致密气藏深水平井中,出现下入困难甚至管柱被卡现象.分析认为,井眼的完成、不同压力体系的多套地层、井眼的准备以及下入的技术和程序等因素,是影响管柱组合顺利下入的关键.实践证明,对于存在多套低压层的井眼,钻井设计时,技术套管应尽可能深下,封住上部低压非生产层,最好将套管鞋坐封在生产层内.应在井眼安全的情况下,将钻井液密度调低,以减轻低压层的过平衡压力;一旦发生黏卡,缓慢降低钻井液密度,并小幅活动管串,是解卡的唯一途径.在可能存在台阶的水平井段,用模拟完井管串结构的钻具组合(BHA)通井,可以消除机械卡钻风险,为大尺寸尾管顺利下入创造条件.     

二连宝饶油田水平井地质导向技术分析研究

在水平井钻进过程中,地质导向技术是保证井眼顺利着陆,并在油层中水平穿行一定距离的关键技术。结合二连宝饶油田6口水平井的钻井实践,探讨了利用随钻测井技术、综合录井技术,建立“导眼法”地质导向方法,采用“大波浪法”控制井眼轨迹,在现场及时指导钻进方向,实现准确着陆、保障井眼轨迹尽可能多地位于油层中,在现场实践中效果显著,对今后的水平井施工具有重要的现实意义。     

二维阶梯形水平井段设计方法研究

阶梯形水平井段用于开发层叠状的多个油层,比用多口水平井来开发具有节省钻井投资、提高开采效率等优点.建立了阶梯形水平井段所满足的二元非线性方程组,对于常用的5种不同的未知数组合情况,使用数学化简技巧将该方程组归结为3种标准形式的三角函数方程组.推导出了3种标准形式方程组的解析解计算公式.在求解阶梯形水平井段设计问题时,增降斜井段的拐点处的井斜角是一个关键未知数,而油层井段的长度、增(降)井段的井眼曲率可以作为另一个未知数.以某水平井开发2个不同深度的薄油层为算例,对计算公式进行了验证,并与文献上的数据进行了对比,证实了计算公式的正确性.计算公式具有与具体未知数组合情况相对独立的特点,更有利于计算机软件开发时的模块化编程实现.     

侧斜井剖面优化设计方法

A油田套损井累计占生产井数的15.1%,为了不影响原来的井网部署和开发方案,减少钻井占地面积及成本,可采用侧斜工艺技术进行套损井的修复。综合考虑A油田老井网的特点,结合侧斜井现场施工的实践,确定了侧斜井剖面设计的井身质量的一般原则:全井井眼曲率小于1.5°/30m,最大井斜角不超过3°,设计水平位移不能大于30m;侧斜井的井身剖面选用"直井段-侧斜段-稳斜段-降斜段",将最大井斜角定为已知,设计方位与原井眼方位相反。指定井身剖面设计方程组的4个参数为已知设计参数,求出方程的解析解,并利用该解析解研究了最大井斜角和井眼长度随造斜点的变化规律,提出了以造斜点为优选变量的优化设计算法。实际算例表明,该优化设计方法可以使用很少的计算量,快速求出满足井身质量要求的最优设计参数和最优设计剖面。