苏53区块工厂化钻井完井关键技术

苏里格气田是国内最大的致密砂岩气田,苏53区块是该气田目前实施水平井整体开发的唯一区块。为提高该区块的开发效率,实现低成本开发,以前期实践和国内外工厂化作业先进经验为基础,通过强化区域地质研究,优化方案设计,加强施工管理,形成了适合苏里格气田工厂化作业的钻井完井技术。该技术主要包括水平井地质导向技术、钻井技术、储层改造技术等。地质导向技术主要通过完善地质模型和调整井眼轨迹,实现水平井准确入靶和高效钻进;钻井技术主要为优化井身结构及井眼轨道,优选PDC钻头和钻井液体系及设计钻机平移系统等;储层改造技术是根据区域地质特征及完钻参数,将体积压裂融入同步压裂,以提高储量动用。苏53区块通过实施工厂化钻井完井技术,水平井平均单井钻井周期比该区块常规水平井缩短15.98 d,平均单井储层钻遇率比该区块常规水平井提高4.9百分点,水平井平均单井产气量比该区块常规水平井高0.49×104 m3/d,其工厂化钻井完井技术可为国内非常规气藏水平井工厂化作业提供借鉴。      

KCl聚磺钻井液体系在延长气田水平井的应用

鄂尔多斯盆地气藏类型多为低孔低渗砂岩气藏,通过水平井技术扩大泄流面积,充分挖掘储层潜力,提高单井产量,达到提高气田开发效益的目的。延长气田自2011年开始水平井钻探,但是钻井过程中经常钻遇井漏、井塌等复杂事故,钻井周期长、成本高,水平井开发效益不明显。通过对水平井的地质、工程概况和钻井液技术难点进行分析,针对气田水平井井壁失稳和井漏等两大突出问题,结合地层对钻井液抑制性和封堵性的要求,对比聚磺钻井液和KCl聚磺钻井液的抑制性和封堵性,KCl聚磺钻井液体系具有强的抑制性和封堵性。现场两口井应用证实,KCl聚磺钻井液具有预防垮塌与漏失的优点,钻井周期短,无复杂事故发生,经济效益明显。     

威远页岩气田单井产能主控因素与开发优化技术对策

针对威远页岩气田优质储集层厚度小、水平应力差大及井间产能变化大等特点,在20余口评价井页岩储集层地质和测井评价基础上,系统分析、总结了全区100余口水平井优质储集层钻遇率、优质储集层厚度和压裂参数特征与单井测试产量的关系,明确单井产能的主控因素,提出水平井开发优化技术对策。研究表明,优质储量动用程度是决定水平井单井产能的主控因素,即页岩气水平井产能受控于优质储集层发育厚度、优质储集层钻遇长度和储集层改造程度。基于上述认识,对威远页岩气田进行了开发优化:①水平井靶体位置定于龙一11小层中、下部(威202井区)和龙一11小层(威204井区);②开发井优先部署在优质储集层厚度较大的威远县城周边区域;③采用中高强度改造方式。优化方案实施后,单井测试产量和单井预测最终可采储量均大幅提高。图12表1参26     

薄产层水平井GP06-9井钻井技术

GP06-9井是长庆油田分公司在靖边中部气田下古生界薄气层实施的第一口水平开发试验井.钻探目的层为奥陶系下统马五13层.针对有效储层厚度0.5～1.0 m,并且埋藏深度超过3 180.00 m的地质状况,采取直井探明储层地质信息后,填井至造斜点以上50 m,再侧钻水平井.该井在优化井身结构设计的基础上,通过采取挤压封堵技术、裸眼侧钻技术、井眼轨迹控制技术等关键技术,解决了上部易漏层刘家沟组地层的漏失、下部"双石"层和石炭系"煤层"的坍塌及长水平井段的井眼轨迹控制、长裸眼井段的井壁稳定等技术难题,总结了在薄气层水平井钻井施工的技术措施.GP06-9井的成功不仅对提高该区块的产能具有重要作用,而且为有效开发该区块的薄产层积累了十分重要的实践经验.     

玛湖致密砂砾岩2 000 m水平段水平井优快钻完井技术

准噶尔盆地玛湖斜坡百口泉组致密油为新疆油田公司新发现的大油区,在探索长水平段水平井开发过程中,面临砂砾岩地层可钻性差,地层井壁失稳垮塌严重,漏失复杂情况多,平均单井漏失173 m3,水平段机械钻速仅2.06 m/h,固井难度大等问题。针对以上难点,重点开展了井身结构及井眼轨迹优化、EVOLUTION?类油基钻井液、长水平段小间隙固井技术、砂砾岩难钻地层的钻头选型等钻井提速配套技术研究和实践。在玛131区块成功完钻了2口2 000 m长水平段水平井,钻井周期减少27.7%,下套管顺利,固井质量满足大型分段压裂要求,形成了一套适合玛湖地区致密油经济有效开发的钻完井技术。     

分支水平井钻完井技术在苏里格气田的应用

苏里格气田属低渗、低压气田,水平井开发技术已成为苏里格气田开发的主体技术,针对气田多套气藏发育的地质特点,通过分支水平井钻完井技术研究,进一步提高水平井单井产量,提高开发效率,降低综合开发成本.介绍川庆钻探在苏里格桃七区块首次开展的分层合采和同层合采双分支水平井钻完井先导性现场试验成果,主水平井段和分支水平井段均实现分段压裂增产改造,单井产量是同区域常规水平井平均值的2～3倍,初步形成了适合苏里格气田开发需要的分支水平井钻完井技术,为低渗透油气田经济高效开发探索出一条新的技术途径.     

苏里格气田上古地层裸眼完井可行性研究

为了加速开发丰富的油气资源,结合低渗透气田低渗、低压特点,可采用水平井等技术开发。为了降低成本,提高单井产量需要储层段开展裸眼完井技术可行性研究,为裸眼完井与压裂增产提供技术支撑。利用摩尔一库仑准则、Drucker-Prager准则和Lade准则对苏里格气田苏4、苏6气井上古地层裸眼完井时井壁稳定性进行了预测。结果表明：苏里格气田上古地层气井井壁稳定性较好,可进行储层段的裸眼完井。但对于上部非储层段受水化后稳定性变差的影响,不能全井眼裸眼完井,需用套管封堵储层之上的地层,确保上部地层良好封隔,套管无损坏。     

大牛地气田盒1气藏水平井开发工程技术与实践

针对大牛地盒1气藏水平井钻井周期较长、单井产量低且不能长期稳产的工程技术难点,开展了水平井钻采工程技术研究。对已钻水平井井身结构、钻井液、压裂施工参数及工艺和排水采气工艺进行分析发现,井身结构、压裂施工参数和泡沫性能是制约开发的主要因素,针对性地对φ152.4 mm井眼、多级管外封隔器分段压裂和泡排试验进行了研究,形成了以φ152.4 mm井眼三开井身结构、复合钻井和防塌钻井液为主的优快钻井技术,钻井周期缩短7.79%;建立了适合盒1气藏储层特征的水平井压裂工艺技术,施工成功率98.5%,压后平均单井无阻流量是直井的4.9倍;建立了临界携液模型,试验了速度管排水采气技术,生产时率提高了8.49%。应用结果表明,φ152.4 mm井眼和复合钻井可实现钻井提速,多级管外封隔器分段压裂是盒1气藏建产的有效方式,泡沫排水采气技术可确保气田稳产。      

苏里格气田大位移水平井钻井液技术

苏里格气田安定组、直罗组、石千峰组和石盒子组泥岩地层易发生严重井壁垮塌,且因水平位移大、水平段长、井眼小易导致井眼清洁与润滑问题。针对苏里格气田的地质构造、岩层特性和水平井的井身结构特点进行了研究,对石盒子泥岩地层取样做了全岩矿物分析和黏土矿物分析,找出了影响井壁稳定的原因。针对苏里格地区地质特点、井身结构及保护油气层的要求,系统地分析了水平气井施工的钻井液技术难点,提出分地层采用不同的钻井液体系,并对钻井液处理方法与钻井施工的技术措施进行了阐述。4口高难度水平井的安全施工表明,苏里格气田大位移水平井钻井液技术能满足该地区大位移水平井施工的需要,可为高效开发苏里格气田钻井施工提供支持。     

DF2井水平井钻井完井液技术

DF2水平井是在鄂尔多斯盆地大牛地气田施工的一口重点开发准备井.由于DF2井穿越煤层、井径大、水平井段长、实施了复合导眼、井眼轨迹调整频繁等.因此,分析了前期在山1气层巳实施的水平井DPI和DFI井存在的问题,优化了DF2井井身结构;为了避免煤层垮塌,在进入山西组前将钻井液密度调整到1.20 g/cm3.在斜井段实施了复合导眼,调整了A点靶前距,有效降低了DF2井钻遇煤层段长;造斜A点之前采用双保天然高分子钻井液,水平段采用无土相漂珠钻井完井液,成功解决了大井眼、复合导眼的井眼净化和造斜段煤层垮塌问题.DF2井的成功实施为在该地区进行大规模开发提供了宝贵经验和技术支持.     

延川南煤层气田V形水平井组压裂技术

延川南煤层气田存在单井产气量低、生产成本高和投资回收期长的问题,为此,进行了煤层气V形水平井组压裂技术研究。在统计该气田已压裂井裂缝方位的基础上,预测待压裂井的裂缝方位,依据煤层厚度及2口水平井水平段的埋深与夹角设计裂缝位置及裂缝长度,并优选分段压裂工艺、压裂液、支撑剂及压裂参数,形成了延川南煤层气V形水平井组压裂技术。该压裂技术在延川南煤层气田3组V形水平井组进行了应用,累计压裂29段,平均每段用液量881 m3、加砂量49.4 m3,压裂成功率90%,平均产气量是定向井的6.18倍,投入产出比低于定向井。现场应用表明,煤层气V形水平井组压裂技术可以提高单井产气量,降低生产成本,缩短投资回收期。      

紧邻碎软煤层的顶板岩层水平井开发煤层气技术

煤体结构破碎和渗透率低是碎软煤层"有气难出"的主要原因。为了提高该类储层的煤层气产量,以淮北矿区芦岭井田8号煤层为例,从水平井钻井、压裂和排采控制等3个方面加以综合考虑,基于紧邻碎软煤层的顶板岩层水平井开发煤层气的思路,在对顶板水平井穿层压裂裂缝扩展规律进行研究的基础上,对顶板水平井位置进行了优化,探索形成了紧邻碎软煤层的顶板岩层水平井开发煤层气技术,并进行了现场试验。研究结果表明:(1)顶板岩层水平井穿层压裂过程中形成的垂直裂缝能够从高应力值的顶板岩层向下延伸到低应力值的煤层中,且水平井的位置对穿层压裂效果会产生重要的影响,水平井距离煤层越近,穿层压裂裂缝延伸的效果越好;(2)水平井的位置应布置在距离煤层顶界1.5 m范围的顶板内,这样才能最大限度地满足顶板水平井的增产改造要求;(3)形成了"优质、快速、安全"钻井技术,深穿透定向射孔技术,"大排量、大规模、高前置液比、中砂比"活性水压裂技术等3项关键技术;(4)工程实践取得了较好的产气效果。结论认为,紧邻碎软煤层顶板岩层水平井开发煤层气技术可行,该研究成果为碎软煤层的煤层气开发提供了一条新的技术途径。     

煤层气水平井的煤层实时识别技术

煤层气排采开发阶段,井眼轨迹与煤层的有效接触面积对优化采气速度和提高采收率有着重要意义。而在煤层气水平井钻井过程中实时、精确地识别煤层,可以明显地提高井眼轨迹在煤层中延伸长度,增加有效接触面积。应用LWD数据开展煤层识别已在工程现场得到广泛应用,而整合综合录井数据实时识别煤层的方法还处于研究阶段。基于煤层与围岩的地层岩性差异在综合录井数据上表现的特征,采用BP神经网络算法,以综合录井数据为依托,提出了实时识别煤层的录井解释方法。研究显示,通过煤层识别录井解释方法,应用综合录井数据不但可以实现煤层实时识别,而且获得的分析结果还可以指导水平段轨迹在煤层中的延伸,为水平井钻进过程中煤层识别提供了新的思路。结论认为,该方法性能稳定,数据来源广泛,响应时间短,准确度高,并拓宽了综合录井数据的应用领域,可以在煤层气水平井导向钻井的研究工作中发挥更大的作用。     

煤层气井多次铺砂压裂工艺

沁水盆地高阶煤储层采用活性水压裂工艺后,直井平均单井日产量仅1 000 m3/d左右。理论分析和压裂监测统计表明,常规活性水压裂工艺存在压裂容易窜层和活性水携砂能力差、支撑距离短的弊端,制约了煤层的改造效果和单井产量的提升。为进一步提高煤层气井压裂改造效率,利用低黏液体携砂能力差、易形成砂堤的特性,提出煤层多次铺砂压裂工艺思路。以裂缝和砂堤为研究对象,根据物质平衡理论,建立了活性水多次铺砂压裂数学模型,同时优化压裂排量、液量和支撑剂粒径等工艺参数。现场试验结果表明,应用三次铺砂压裂工艺大大降低了煤层压窜的程度,压后单井平均日产气量达到2 223 m3/d,验证了三次铺砂数值计算模型指导现场施工的可行性。     

沁水盆地寿阳区块煤层气井产水差异性原因分析及有利区预测

沁水盆地寿阳区块多数煤层气井在排采过程中呈现出"高产水、低产气"的特点,较高的产水量严重制约了煤层气单井产能。为此,基于该区64口煤层气井的排采动态资料和相关的地质、钻井及压裂资料,从断裂构造、压裂缝类型和煤层顶底板岩性组合三方面综合分析了煤层气井产水差异性的原因,并据此提出了"避水采气"层次分析方法,预测了该区"避水采气"的有利区。研究认为,该区煤层气井产水差异性主要存在两大原因:(1)部分煤层气井位于断层附近,断层沟通了煤层顶底板的砂岩含水层,导致单井产水量较高;(2)区域地应力类型决定了该区煤层在压裂过程中会产生垂直压裂缝,其压穿岩性组合类型较差的煤层顶底板,从而沟通含水层导致单井产水量较高。结论认为:(1)煤层气生产过程中应进行"避水采气"有利区预测,其层次分析步骤为"一看断裂构造,二看应力类型,三看岩性组合";(2)该区块西部、东北部和中北部为煤层气开发的"避水采气"有利区。     

煤层气多分支水平井轨迹控制技术

多分支水平井因能够有效提高煤层气产能而成为煤层气开采的主要井型,但由于技术和经验不足,在钻井施工过程中,钻速慢、井下复杂情况时有发生。文中分析了多分支水平井在各个阶段的轨迹控制难点,并探讨了悬空侧钻、老眼重入等技术难点及控制要点,给出了造斜段轨道设计运算过程,通过合理选择随钻测量系统,精确控制了钻井全过程轨迹参数。该井眼轨迹的精确控制为我国煤层气多分支水平井整套工艺的施工提供可靠的技术借鉴和准确的参考数据。     

煤层气低产井低产原因及增产改造技术

沁水煤层气田的煤层气开发已初具规模,但部分煤层气开发井由于地质、工程或排采因素的影响而产量低,亟需查明原因。为此,从地质因素(构造位置、陷落柱、断层等)、工程因素(钻完井及水力压裂过程中储层污染等)和排采因素(套压控制、排液速度、停电停抽等)3个方面对煤层气单井产气量的影响进行了详细的分析,阐述了嵌套钻井、短半径水力喷射钻井、小井眼侧钻、二次(重复)水力压裂等增产改造技术的特点及优势,并结合对煤层气低产井原因的分析,给出了不同增产改造技术的适用特性。对煤层气规模开发过程中老井、低产井的后期改造提供了技术支撑。     

煤层气仿树形水平井的探索与实践

多分支水平井是目前煤层气开发的主要井型之一,传统的煤层气多分支水平井主支、分支追求最大限度穿越煤层,其结果可能是煤层垮塌,进尺达不到设计要求,主支不可监测、不可重入、不可冲洗。为此,提出了"主支疏通、分支控面、脉支增产"的仿树形水平井设计理念,将多分支水平井的主支建在稳定的煤层顶板或底板上,分支由主支侧钻进入煤层,再从分支侧钻若干脉支。一个主支与若干分支以及每个分支上的若干脉支,构成了主支长期稳定并可监测和重入维护的仿树形多分支水平井。已在山西沁水盆地成功钻成了该类井型,试验井ZS1平-5H井主支全部在煤层顶板泥岩内,该井顺利完成1个主支、13个分支、26个脉支的钻进工作,总进尺12 288m,见煤后总进尺9 512m,纯煤进尺9 408m,实现了单井万米进尺无事故,并成功实现了主支洗井,为我国煤层气高效开发提供了一种新的井型。     

高煤阶煤层气开发工程技术的不适应性及解决思路

为了解决煤层气开发普遍存在的区域储层变化复杂、不同地区工程技术的适应性差异大等问题,基于沁水盆地高煤阶储层的横向变化特征,分析研究了以往煤层气开发中工程技术的应用效果,结合大量室内实验及现场实践,提出了一整套以疏导式开发理念为核心的煤层气开发工程技术思路,形成了以可控水平井和疏通式煤层改造工艺为主体的技术系列。现场应用效果良好,可控水平井钻井周期缩短20%~30%,钻井成本降低30%~50%,直井疏通式改造平均单井日产气增加大于500 m3/ d,有效提高了煤层气开采效益,为今后煤层气高效开发提供了理论与技术支撑。     

沁南盆地柿庄南区块煤层气开发工艺适用性分析

我国煤层气平均单井产量偏低,如何快速提高单井产气量是当前亟待解决的问题。基于不同煤储层的地质条件,选择科学的配套工程技术是提高煤层气开发效益的关键。以沁南盆地柿庄南区块为例,基于大量的试验数据和工程实践,提出影响煤层气开发效果的主导地质因素,总结已实施钻完井工艺的优缺点和适用性,优选出适合研究区地质特征的开发技术。研究结果表明:影响柿庄南区块煤层气开发工艺效果的地质因素主要是地应力、煤体结构和地质构造;对于类似柿庄南区块地质特征的低渗储层,选择水平井开发更为高效;断层对煤层气开发影响较大。