丛式水平井钻井平台规划

为了解决油田（区块）丛式水平井钻井平台大小、数量和位置等的规划问题，研究了丛式水平井技术条件下平台的大小、数量和位置与油田地面工程建设投资和油气井建井投资之间的内在规律。结果表明，油田（区块）丛式水平井钻井平台大小、数量和位置等的规划问题可以通过建立以油田建设总投资（地面工程建设投资与油气井建井投资之和）最小为目标的混合整型非线性规划模型来求解。应用这一方法，在委内瑞拉奥里乳化油MPE-3区块丛式水平井钻井平台规划中，结合当地地面工程建设费用和建井工程费用，得出均布井网条件下的最优平台模式是12井式，区块最优平台设置数量是27个平台，其中21个平台为12井式，6个平台为18井式，单平台的最大钻井数量为18口井。计算实例表明，采用这种数学规划模型及其求解方法来解决油田（区块）丛式井平台设置问题是可行的。     

煤层气“井工厂”钻井模式设计与应用

"井工厂"钻井模式采用流水线式的施工方式,依次对平台上所有井各开次进行批量化施工,从而达到缩短施工周期和降低开发成本的目的。在简述延川南煤层气区块前期常规钻井工艺的基础上,分析了该区块采用"井工厂"作业的优势,从井场规划布置、钻机移动轨道优选、平台井数优化、钻井顺序优化、钻井液重复利用和测录井设计等方面对该区块的"井工厂"钻井模式进行了设计,并对设计的"井工厂"作业模式进行了现场应用。应用结果表明,井工厂"作业模式适合于采用丛式定向井开发的延川南煤层气田,可大大提高生产效率。最后指出,我国很多非常规油气田利用"井工厂"模式开发是今后发展的主要趋势,建议我国各石油公司加强技术攻关,做好技术储备工作。     

大型丛式水平井工程与山区页岩气高效开发模式

以水平井为基本特征的复杂结构井,包括大位移水平井、多分支水平井、"U"形井及丛式水平井等,是实现低渗透、非常规、深水、深层等复杂油气藏高效开发的先进井型,相关研究与实践在国内外已取得重大进展,有望在页岩油气高效开发中发挥重要的作用。在中国山区页岩气开发过程中,为了满足安全环保、节约用地、降本增效等基本要求,迫切需要加快创建独具特色的页岩气高效开发模式,为此提出了基于大型丛式水平井工程的山区页岩气高效开发模式及其工程技术支撑体系,建立了单个钻井平台"井工厂"可允许布置水平井的最大布井数量计算公式,阐明了大型丛式水平井工程"降本增效"的设计控制理念与关键技术内容;重点分析了大位移井技术的研究发展概况,阐明了大位移井及其钻井延伸极限的基本概念,给出了水平井大位移钻井裸眼延伸极限的预测计算方法,最后简要介绍了大位移井管柱力学与机械延伸极限研究所取得的相关成果及其工程意义。结论认为,该项研究成果遵循了油气田"地质与工程一体化"的高效开发思路,在今后山区页岩气开发工程中具有可预见的良好推广应用前景,将有助于推进中国"页岩革命"(Shale Revolution)取得新的进展。     

“井工厂”钻井成本模型构建与平台部署方案优化

“井工厂”作业模式使非常规油气实现了效益开发。通过分析非常规油气井工厂钻井的特点,明确了井工厂钻井成本构成要素,并对各要素进行了量化研究;根据井工厂钻井流程整合,构建了井工厂钻井成本分析模型;明确了井工厂钻井成本的影响因素,并对其进行了优化研究,构建了井工厂钻井成本优化算法,着重考虑了平台位置和平台数、钻井顺序、钻井学习效率、井型、井眼轨迹、批量化钻井工序、钻井液重复利用率等因素,结合渤海湾盆地济阳坳陷致密油藏钻井工程实践优化了模型参数,以成本最小为目标函数,得到了最优方案,并给出了最优方案中钻井成本各要素项的占比,其中钻机费用(40.55%)、套管费用(15.11%)、钻井液费用(14.80%)和固井费用(9.89%)为排序前4的成本要素项,4项费用之和占井工厂钻井总费用的80%以上。利用“余弦相似度”算法评估了成本计算模型的可信性,误差小于2%。该研究为非常规油气井工厂钻井方案优化设计和成本概算提供了理论依据。     

吉林油田浅层丛式水平井井眼轨迹控制技术

浅层丛式水平井技术是吉林油田扶余地区完善井网、高效开采的有效手段,而浅层丛式水平井的井眼轨迹控制是其成功实施的关键技术。通过对吉林油田扶余城区12号丛式水平井组井口间距小、井浅、井多等技术难点的系统分析研究及现场钻井试验总结,形成了一套完善的浅层丛式水平井井眼轨迹控制技术,即优化井口排布、直井段防斜打直、优选造斜点、轨迹误差保守计算、优化钻具组合、提高轨迹测量精度、有效防碰绕障和精细施工等。并利用该技术在扶余城区12号丛式水平井组顺利实施32口井(其中水平井23口,大位移定向井8口,直井1口),创下国内单个平台水平井数量最多的纪录。现场应用表明,浅层丛式水平井技术可成功解决因井场征地困难、地面受限等原因造成的储量难动用问题,为扶余油田受限油藏的集约、有效开发提供了一种新的途径和方法,具有广阔的应用前景。      

吉木萨尔致密油平台3工厂化钻井实践

丛式水平井组技术能节约大量的土地,提高钻井效率,是非常规油气田规模开发的有效途径。通过借鉴国内丛式水平井组井工厂化钻井成功经验,在技术调研和油藏地质研究的基础上,新疆油田吉木萨尔致密油在平台3首次实施了丛式水平井组的工厂化钻井实践,通过配套钻井技术和集约化钻井生产组织管理,钻井速度大幅提高,有效缩短了钻井周期。通过工厂化钻井技术和生产组织实践和探讨,从方案设计、工厂化钻井配套技术应用、实践效果分析,为致密油规模开发和提高钻井效率,降低开发成本,提供了技术支持,为今后致密油工厂化钻井提供了经验借鉴。     

大庆油田大规模平台丛式定向井完钻

<正>2013年8月15日,由大庆油田钻井一公司30543钻井队施工的大庆采油九厂塔283-1区块的12口定向井全部完钻,累计完钻井深2.78万m,累计钻进时间58.29 d,创造了大庆油田外围平台丛式定向井数量最多的纪录。丛式平台定向井可有效减少占地面积,减少钻机搬迁次数,既缩短了钻井周期,又降低了成本,还为后期的规模性开采开发提供了便利。此平台井数多达12口,平均井深2 300 m,直井段300～500 m,井距7 m。其中,有9口井的目的层     

页岩气钻完井技术现状及难点分析

页岩气勘探开发在中国刚刚起步,缺乏相关技术经验。为此,介绍了国外页岩气钻完井技术现状及最新进展。国外页岩气开发先后经历了直井、单支水平井、多分支水平井、丛式井、丛式水平井钻井（PAD水平井）的发展历程;目前水平井已成为页岩气开发的主要钻井方式,页岩气水平井钻井要考虑其成本,垂直井段的深度不超过3 000 m,水平井段的长度介于500～2 500 m;PAD水平井钻井利用一个钻井平台作为钻井点,先后钻多口水平井,可以降低成本、节约时间,是比较新的页岩气钻井技术;页岩气固井主要采用泡沫水泥固井技术,完井方式以套管固井后射孔完井为主。在综合分析国外页岩气钻完井技术及钻完井难点的基础上,指出国内页岩气钻井应着力解决在保持井壁稳定、预防事故、降低钻井成本、研发配套仪器和优选钻井液配方等方面存在的问题。     

页岩气“井工厂”不同压裂模式下裂缝复杂程度研究

为了不断优化页岩气"井工厂"的压裂模式,通过建立多裂缝相互干扰诱导应力数学模型,在考虑多井多缝的前提下,建立了多裂缝影响下的诱导应力场有限元模型,对单井逐次压裂、跳跃式压裂、两口水平井同步压裂、拉链式压裂以及改进的拉链式压裂等5种压裂模式进行模拟,对比分析了不同水平路径下诱导应力的变化情况以及最小水平主应力方向的变化规律,并重点讨论了由于压裂次序不同所导致的诱导应力场差异。研究结果表明:(1)裂缝周围的近井筒地带产生的诱导压应力最大,裂缝尖端处产生的诱导拉应力最大;(2)对于两口水平井压裂,靠近补偿井一侧的裂缝尖端诱导拉应力更大,两井的中间位置主要受到诱导拉应力的作用;(3)最小水平主应力方向偏转主要集中在裂缝尖端区域,裂缝数量增多,最小水平主应力的偏转范围和偏转幅度均增大;(4)改进拉链式压裂在各条路径上产生的诱导应力均为最大,对于靠近两口井中间区域各点的诱导应力值影响尤其大,可以有效增加压裂裂缝的复杂程度。结论认为,该研究成果可以为页岩气"井工厂"压裂的复杂裂缝网络预测和压裂模式优化提供帮助。     

水平井“工厂化”部署与设计优化——以四川威远页岩气藏为例

威远地区位于四川盆地边缘,其页岩气资源丰富,但有机碳含量和含气量偏低,且埋深较大(2 800~4 000 m),地表条件复杂,开发难度较大。为实现四川威远页岩气规模化经济有效开发,通过精细地质研究,落实断层及裂缝分布特征,建立三维地质模型,明确页岩储层的"甜点"区分布及水平井纵向有利靶体;采用平台丛式水平井"工厂化"布井模式,优化钻井及压裂地质设计,现场实施精准地质导向技术进一步保障水平井目标箱体钻遇率。结果表明:水平井"工厂化"开发通过地质—钻井—压裂一体化设计施工,实现了页岩气规模效益开发的目的。     

昌吉油田致密油长位移丛式水平井钻井技术

美国致密油成功开发的经验表明,适宜的工程技术与“工厂化”运行模式的有机结合是降低开发成本的有效手段。为了进一步降低开发成本,昌吉油田致密油有效开发试验区采用了大井丛平台水平井开发方式,以满足“工厂化”作业模式需要。针对昌吉油田二叠系芦草沟组致密油钻井地质特点,阐述了井身结构优化设计、钻头优选、水平井眼方位选择、三维井眼轨迹优化设计与精细控制、丛式井防碰以及钻井液体系优选等关键技术,通过现场试验,井身结构实现了由四开变三开,机械钻速较前期探井提高了2.46倍,钻井工期缩短了82.75 d,采用常规定向工具满足了1 300~1 800 m水平段三维井眼轨迹控制要求,钻井成本大幅度降低,为该区致密油有效开发创造了有利条件。     

涪陵页岩气田“井工厂”技术经济性评价

“井工厂”平台的布井数量和作业模式会直接影响“井工厂”技术的经济性,而目前缺少“井工厂”技术经济性评价模型。为此,在分析“井工厂”作业对钻前、钻井以及压裂等工程成本影响的基础上,以工程总成本降低最大为目标函数,建立了“井工厂”技术经济性评价模型,并用涪陵页岩气田现场实际数据进行了计算分析。实例证明,计算结果与现场实际数据具有较好的一致性;分析发现,涪陵地区中浅层页岩气井“井工厂”平台最优布井数量为4~8口,在布井超过10口的深层页岩气平台,最佳作业模式为“30型钻机+70型钻机”的流水线双钻机“井工厂”作业模式。研究表明,提出的“井工厂”经济性评价分析方法,及计算得到的“井工厂”平台最优布井数量和作业模式,可为“井工厂”技术的整体部署和设计提供指导。      

G0-7三维水平井井组工厂化钻井工艺

G0-7三维水平井组部署在长庆油田苏里格气田东南部,由1口直井、2口定向井、2口常规水平井、4口三维水平井组成,采用工厂化钻井作业"一字型"施工模式,3部钻机同时施工,每部钻机施工1口常规井和2口水平井。针对丛式井组施工难点,从防碰绕障、井身剖面优化、井眼轨迹控制、降摩减阻等方面制定一系列措施,形成"预分法"井眼防碰绕障、三维井剖面优化、三维井井眼轨迹控制及CQ-SP2钻井液体系等特色技术。该丛式井组水平井平均机械钻速达9.68 m/h,同比提高18.19%,平均钻井周期为55.67 d,比原有模式施工周期缩短8.82%。该井组工厂化作业顺利完成为长庆油田部署三维水平井井组工厂化作业提供了有力技术支撑。     

中江气田致密砂岩气藏“井工厂”钻井井眼轨迹控制技术

针对中江构造丛式井组井间防碰压力高、轨迹控制难度大及钻井周期长等难题,借鉴国内外页岩气藏“井工厂”轨迹控制技术成功经验,研究形成了以槽口-靶点优化布置、“多增式”井眼轨道设计、直井段防斜打快及井间防碰为核心的致密砂岩气藏“井工厂”钻井井眼轨迹控制技术,并首次将该技术应用到JS33-19HF平台6口井开发中。现场应用表明,优化后的轨道设计及轨迹控制技术保障了井身质量、提高了机械钻速,井组平均机械钻速较设计提高了54.1 %,实际钻井周期缩短102.47 d。该技术的成功应用对致密砂岩气藏的高效开发具有重要借鉴意义。     

威远区块页岩气“井工厂”钻井技术

威远区块地表为低山丘陵地貌,交通运输不便,增加了钻井成本,且钻井平台周围有居民散居,导致井场建设和钻井过程中在健康、安全和环保方面面临巨大挑战。为此,针对威远区块的地貌特征及该区块的页岩气开发特点,开展了山地"井工厂"井网部署和井眼轨道设计、井眼轨迹控制、丛式井组防碰设计、TI-350T全液压深井智能钻机应用和"井工厂"钻井作业流程设计等方面的研究,形成了高效的页岩气"井工厂"钻井技术。该钻井技术在威204H11平台进行了应用,平均机械钻速达到7.13 m/h,钻机井间运移仅需2.0 h,钻井液利用率达到80%以上,大大减少了非钻井作业时间、降低了钻井成本。应用表明,该"井工厂"钻井技术可为国内其他类似页岩气区块的高效开发提供借鉴。      

苏南SN0084大斜度井钻井技术

SN0084井丛共布井9口,其中含1口直井和8口大斜度定向井。针对该井丛大斜度井多和施工技术难点,进行了地质、工程和钻井液优化设计,优选了钻具组合和钻头、优化了井眼轨迹,并通过使用MWD仪器、预防井下复杂情况,最终实现了“一开一趟钻,二开三趟钻” 模式快速完钻,水平位移1 335.47 m,平均井径扩大率4.09%,起下钻正常,完钻后,电测遇阻通井2次,下套管顺利到底,固井质量合格。该井的施工经验为今后该区块大斜度井的安全、优质、高效施工提供了有益的参考。     

苏53区块“井工厂”技术

苏里格气田是典型的低压、低渗透、低丰度致密砂岩气藏,储层物性差,单井产量低,经济效益差。为提高该气田的开发效果和经济效益,通过不断探索和实践,结合储层特点和钻井作业条件,建立了一套适合该气田的以"方案设计最优化、工程技术模板化、施工作业流程化、作业规程标准化、资源利用综合化和队伍管理一体化"为核心的"井工厂"作业模式。方案设计最优化包括地质方案、钻井方案和压裂方案的优化;工程技术模板化包含"1+2+2"钻头选型及与之相配套的技术模板;施工作业流程化就是按照流程批量钻不同井段和分批次进行连续压裂作业;作业规程标准化是为工厂化钻完井与压裂制订标准化的作业规程。"井工厂"作业提高了苏53区块的作业效率,缩短了钻井周期,节约了生产成本,仅用210 d就完成了一个平台13口井（10口水平井、2口定向井和1口直井）的征地建井场、钻井、完井、压裂、试气和投产等工作,而且13口井经过大规模同步体积压裂改造,有效地提高了单井产量。      

一种基于支撑向量机学习预测井眼轨迹的新方法

对影响井眼轨迹的几个主要因素进行了分析,提出了一种利用小样本统计学习理论中的支撑向量机来进行井眼轨迹预测的新方法,介绍了用于非线性回归估计的支撑向量机的基本原理,通过对一口或几口已钻井的轨迹数据、钻进方式和底部钻具组合结构参数进行学习训练支撑向量机,建立了井眼轨迹的支撑向量机预测模型,并利用多口实钻井的轨迹数据进行了验证。结果表明,这种新方法的预测精度远高于传统的定曲率几何预测方法。     

卫 68-FP1 井泥页岩油藏水平井钻井技术

为了解决卫68-FP1 井水平段井眼尺寸小、井下摩阻大、井眼轨迹不易控制等问题,在计算不同井眼曲率下摩阻、扭矩的基础上,结合邻井实钻资料,优化了井眼轨道设计,以降低摩阻和扭矩;根据非常规水平井的实钻经验,选用"小角度螺杆+欠尺寸双稳定器"钻具组合,并对螺杆钻具的弯角和稳定器外径进行了优化,以提高井眼轨迹控制精度;选用合理密度的油基钻井液,以保证水平段的井壁稳定性;采用C1+伽马地质导向技术,以提高油层钻遇率;制定了安全钻进技术措施,以确保钻井安全。实钻结果表明:合理的井眼轨道设计能够有效降低钻进摩阻;"小角度螺杆+欠尺寸双稳定器"钻具组合能精确控制井眼轨迹,并能提高旋转钻进比例;C1+伽马地质导向技术能确保水平段始终在油层穿行。卫 68-FP1 井的顺利完成,可为泥页岩油藏水平井的钻井施工提供借鉴。      

延川南煤层气低成本高效钻井技术探索与实践

储层丰度低、单井产量低是制约煤层气开发的瓶颈,因此如何提高钻井效率、控制成本是实现煤层气有效开发的关键。在总结延川南煤层气区块前期钻井经验的基础上,引入"井工厂"钻井模式,重点开展了井组及施工工序优化、预偏离防碰、导向钻具、个性化钻头和高效堵漏等降本增效技术的研究和实践,并利用学习曲线法对关键技术进行了持续优化,形成了煤层气低成本高效钻井技术。延川南煤层气区块808口井采用了煤层气低成本高效钻井技术,优质高效地完成了产能建设任务,其中平均单井钻井周期较产能建设前缩短30.3%以上,机械钻速提高了51.6%以上。研究与实践表明,煤层气开发时应用"井工厂"钻井模式能够显著控制钻井成本,提高开发效率,实现煤层气有效开发。