四级分支井钻完井技术在曹妃甸11-1油田的应用北大核心CSCD

渤海曹妃甸11-1油田综合含水率高、原油采出程度低、平台槽口少,该油田剩余油挖潜亟需采用四级分支井钻完井技术。结合曹妃甸11-1油田地质油藏特征及开发要求,深入分析井眼重入难度大、侧钻窗口质量和钻井液性能要求高、下尾管“盲找”困难、水平段固井质量难以保障、井眼清洗质量要求高、完井工具下入难度大等分支井钻完井技术实施难点,形成了主井眼/分支井眼重入技术、套管侧钻开窗技术、聚合物钻井液技术、下尾管固井技术、配套完井防砂管柱优化设计等四级分支井钻完井技术。该技术已在曹妃甸11-1油田3口分支井取得成功应用,日增产油200 m^3,控水增产效果良好,可有效解决老井低产、剩余油挖潜难题,为渤海油田中后期调整提供了新的思路。     

四级分支井钻完井技术在曹妃甸11-1油田的应用

渤海曹妃甸11-1油田综合含水率高、原油采出程度低、平台槽口少,该油田剩余油挖潜亟需采用四级分支井钻完井技术。结合曹妃甸11-1油田地质油藏特征及开发要求,深入分析井眼重入难度大、侧钻窗口质量和钻井液性能要求高、下尾管"盲找"困难、水平段固井质量难以保障、井眼清洗质量要求高、完井工具下入难度大等分支井钻完井技术实施难点,形成了主井眼/分支井眼重入技术、套管侧钻开窗技术、聚合物钻井液技术、下尾管固井技术、配套完井防砂管柱优化设计等四级分支井钻完井技术。该技术已在曹妃甸11-1油田3口分支井取得成功应用,日增产油200 m~3,控水增产效果良好,可有效解决老井低产、剩余油挖潜难题,为渤海油田中后期调整提供了新的思路。     

河3支平1井TAML5级分支井钻完井技术

为满足分支井眼可以合采也可以分采的要求,验证TAML5级完井分支井技术对胜利油田复杂地质环境的适应性,胜利油田在河3区块部署了1口TAML5级完井分支水平井——河3-支平1井。该井施工工艺复杂,操作难度大,对井径扩大率要求高,对井眼轨迹要求严格,复杂尾管串下入难度大,对井眼连接器总成和上分支井眼回接的密封性能要求高。该井在钻完井过程中综合应用了地质导向钻井、井眼轨道优选、套管开窗侧钻、陀螺定向、防碰绕障、井径扩大率控制与井壁稳定技术,确保了该井的顺利完成,为TAML 5级完井分支井技术的推广应用积累了经验。分析了该井钻完井的主要技术难点,介绍了该井的工程设计、钻完井技术措施,重点介绍了该井的完井过程。      

鱼骨型水平分支井在渤海油田的应用研究北大核心CSCD

有效治理低产低效井和挖潜剩余油,是渤海油田实现增产目标的关键,而高效利用平台井槽并提高单井产能是实现少井、高产和降本增效的有效手段。本文以渤海油田X区块的2口鱼骨型水平分支井为例,结合油田开发现状及地质油藏特点,分析了鱼骨型水平分支井钻完井高造斜率保障困难、悬空侧钻井段容易发生钻具阻卡、夹壁墙易坍塌失稳、钻井液性能要求高等方面的技术难点,介绍了分支井钻进方式、裸眼悬空侧钻技术、井眼轨迹控制技术、配套钻井液技术及主井眼防砂完井技术等多项关键技术,并以X4H1井为例分析鱼骨型水平分支井钻完井技术的应用效果。研究结果表明,鱼骨型水平分支井可有效提高单井产能、实现少井高产的目的,同时可高效利用主井眼井筒,节省平台槽口,大幅节省钻完井投资。本文研究成果为鱼骨型水平分支井在渤海油田低产低效井治理和老油田挖潜中的推广提供了一定的借鉴。     

埕北A22侧钻水平井四级完井技术

埕北A22井侧钻水平井采用四级完井技术实现了分支井眼与主井眼同时开采、扩大单口井的采油面积、提高采收率、降低开发成本的目的。该井首先在主井眼中下入易钻式膨胀管封隔器以及可回收式斜向器,对主井眼进行开窗作业,侧钻分支井眼,然后在分支井中下入筛管和尾管,利用特殊的内管胀封工具实现1趟钻具完成封隔器定位、胀封以及固井作业,确保分支井尾管与主井眼套管连接处的密封性。开发过程中可首先开采侧钻分支井眼,待新井眼的含水率与老井眼含水率接近时,再套铣、回收斜向器,连通老井眼,实现新老井眼合采,达到剩余油的高效开采。该井的成功完井为老油田的增产、稳产起到了保障作用。     

文13-侧305井深部开窗侧钻井固井技术

文13-侧305井是1口双靶侧钻定向井,目的层是文13东块沙三中8~10油组,井深3700 m。在?139.7 mm套管内开窗侧钻,下入?101.6 mm尾管固井,套管重叠段单边间隙仅9.88 mm,钻井液密度1.78 g/cm3,漏涌并存,固井施工难度大,是目前国内最深的一口?139.7 mm开窗侧钻井。通过在下套管前调整钻井液性能,试验钻具静摩阻及承压,优选尾管悬挂器,水泥浆采用AMPS共聚物降失水剂,配合中温缓凝剂,较好地控制了高温下水泥浆的失水,解决了顶部强度发展慢等问题。使用配套固井工艺,固井施工顺利,解释固井质量为优质。该井的成功经验,为中原油田深层开窗侧钻开发老油田提供了技术支撑。     

四川盆地高温高压含硫气井五级分支井钻完井技术

MX023-H1井是四川盆地龙王庙组气藏的一口五级分支井,目的是为验证分支井技术在深层碳酸盐岩气藏高效开发的适应性。该井作为国内第一口高温高压含硫五级分支气井,分支井眼钻完井作业面临完井级别高、作业程序多、井身质量要求严格、复杂套管串下入难度大、固井水泥环防气窜性能要求高等技术难题。为此,通过增加窗口强度、选择稳定地层开窗等手段以确保后期开采期间分支井眼与主井眼连接处的稳定性;设计平滑的井眼轨道和提高钻井液防塌性能可保证井径规则,降低了下套管难度;采用新设计的?177.8 mm弯套管,完成了近5 000 m井深?215.9 mm分支井眼通井作业,满足了分支井眼重入和通井要求,为分支井眼套管顺利下入创造了良好的井眼条件;壁挂式悬挂器壁钩前端开口槽间隙由21.66 mm增至25.66 mm,提高了壁挂成功率;三凝水泥浆体系配合控压平衡法固井技术,保障了分支井眼溢漏同存条件下的固井质量,一界面合格率97.6%、二界面合格率100%。现场应用表明,配套技术能够满足深层高温高压含硫五级分支井钻完井作业要求,该分支井钻完井作业的成功实施可为后续五级分支井技术的推广应用提供借鉴。     

鱼骨型水平分支井在渤海油田的应用研究

有效治理低产低效井和挖潜剩余油,是渤海油田实现增产目标的关键,而高效利用平台井槽并提高单井产能是实现少井、高产和降本增效的有效手段。本文以渤海油田X区块的2口鱼骨型水平分支井为例,结合油田开发现状及地质油藏特点,分析了鱼骨型水平分支井钻完井高造斜率保障困难、悬空侧钻井段容易发生钻具阻卡、夹壁墙易坍塌失稳、钻井液性能要求高等方面的技术难点,介绍了分支井钻进方式、裸眼悬空侧钻技术、井眼轨迹控制技术、配套钻井液技术及主井眼防砂完井技术等多项关键技术,并以X4H1井为例分析鱼骨型水平分支井钻完井技术的应用效果。研究结果表明,鱼骨型水平分支井可有效提高单井产能、实现少井高产的目的,同时可高效利用主井眼井筒,节省平台槽口,大幅节省钻完井投资。本文研究成果为鱼骨型水平分支井在渤海油田低产低效井治理和老油田挖潜中的推广提供了一定的借鉴。     

小井眼开窗侧钻水平井技术在秦皇岛32-6油田的应用

我国陆地油田应用实践表明,采用小井眼开窗侧钻技术,可以充分利用低效井、无效井及关停井上部套管,减少施工井段,节省成本,提高剩余油的开采效果,恢复停产井生产能力。针对秦皇岛32-6油田E15H1井小井眼开窗侧钻作业面临方位测量难度大、易卡钻、井眼轨迹控制难度大、钻井液性能要求高及完井筛管串粘卡风险高等技术难点,开展了小井眼套管开窗侧钻、造斜段和水平段井眼轨迹控制、钻井液性能控制及完井防粘卡等关键技术研究,顺利完成了该井小井眼开窗侧钻作业,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。     

S114-2cx深井套管开窗侧钻作业难点及所采取的主要技术措施

S114-2cx井是塔河油田一口老井开窗侧钻评价井。该井井眼小、开窗侧钻点深、开窗段地层可钻性差、侧钻增斜井段短、水平位移长,给开窗侧钻作业带来诸多困难。从深井套管开窗、侧钻施工、井眼轨迹控制、钻井液等方面摸索出了一系列技术措施,保证了S114-2cx井套管开窗侧钻作业的成功实施,也为其他地区深井套管开窗侧钻作业提供了经验。     

渤海油田中短半径侧钻井实践与认识

渤海部分油田处于目前开发的中后期,利用老井原井身结构进行侧钻调整井改造,完善井网布置,提高剩余油的开采是渤海油田主要的增产措施之一。XXX区块位于渤海湾盆地渤南低凸起西端,该区块由于埋藏浅、成岩程度低,岩石疏松,粒间孔发育,对于侧钻井壁稳定维护难度大。同时,该区采油井122口,注水井52口,水源井5口,轨迹控制难,钻具柔度要求高,中短半径。加之较高的井眼曲率,生产套管难以下入。对此,优选PEC钻井液,维护井壁;优化开窗钻具组合确保开窗顺利,优选高弯角马达利于井眼轨迹控制;采用浮鞋及尾管的生产组合确保储层顺利完井。最终,成功的在XXX区块钻成第一口在井眼无扩眼的中短半径井,为渤海湾稳产增产贡献了一份力量,为渤海湾后续中短半径井提供参考。     

北海Statfjord油田的一口分支井设计

介绍了Ｓｔａｔｆｊｏｒｄ油田Ｃ－２３分支井的钻井和完井历程，该井在Ｂｒｅｎｔ油藏中钻了两个水平分支井眼，分别长１７６５ｍ和２３９４ｍ。这两个分支井眼都在同一方向上钻穿了Ｔａｒｂｅｒｔ和Ｎｅｓｓ地层，两个分支井眼之间的距离仅有８０ｍ，在油层段都下入了Φ１７７．８ｍｍ注水泥尾管内奸以井采用油管管传输射孔枪在Ｔａｒｂｅｒｒ地层射孔。     

旅大A3h水平分支井钻井技术

为增加泄油面积、提高单井产量和采收率,渤海油田旅大A3h井在井斜90°左右实施水平分支井。该井原设计为一口东营组水平井,在φ311mm井眼水平段着陆后,由于油藏变浅,着陆点靠近油层下部,后续钻完井作业难度很大。针对这一情况,结合油藏特点,创新钻完井工艺,将原设计的水平井优化为水平分支井,优化钻具组合,改变完井方案,创下了渤海水平分支井井斜最大的记录;同时也刷新了GP工具在井斜95°以上钻出分支井眼的世界记录。最终实现了油藏开发效益最大化,取得了较好的经济效益。     

安塞低渗油田水平多分支井钻井技术

针对安塞油田低渗透油藏地质特征,结合分支井开发方式的适应性及其技术特点,通过对分支井井身结构优化、钻头选型、轨迹控制、分支井眼侧钻、地质导向、摩阻扭矩分析等技术的研究和应用,成功完成了安塞油田第1口水平多分支井-杏平1井。该井完钻井深5068 m,水平位移1574.22 m,主水平段长1203 m,水垂深比1.16。在只能使用常规钻井设备及导向工具等难题下,成功采用低边侧钻技术在主水平段内侧钻了7个分支井眼,分支井眼总长2300m,累计打开目的储层3503 m,并实现了多次重入钻井,初步形成了适合安塞油田地质特点的分支井钻井技术。     

TK122H井复合尾管固井技术

由于塔河油田开发需要,要求对三叠系水平井的水平井段进行封固。水平井下套管摩阻大,大斜度井段易形成岩屑床,加之要求D177．8mm套管下至A点附近和井眼轨迹复杂,将尾管下到位的难度大;水平井段蹩压坐桂、碰压困难。大斜度井段井径不规则,套管在水平井段和大斜度井段的居中度低,顶替效率差;水泥浆在水平井段,自由水极易聚集在井壁上侧形成连续的水槽或水带或低边水泥颗粒的沉降窜槽,不能有效封固;钻井液中混油的比例高,影响水泥浆的胶结质量。通过TK122H井的复合尾管封固水平井段的固井施工术难点分析,从井眼准备、管串结构、固井液设计等方面提出该井复合尾管固井技术措施。现场实践取得了较好效果,为复合尾管水平井段封固提供有益的参考。     

胜利油田古潜山深井侧钻技术

分析了胜利油田桩西古潜山地层在侧钻施工中面临的井眼尺寸小、地层硬、地温梯度高、压力系数低等技术难点 ,介绍了在该地区第一口侧钻井 ZG14 - D1井套管开窗侧钻、轨迹控制、钻井液、尾管固井等主要技术措施及实施情况。该井的成功对该地区深井侧钻井施工 ,恢复老井的生产具有重要的意义     

Power Drive Archer侧钻水平分支井应用分析

渤海绥中油田某井是一口水平井,为保证本井产量,油藏决定在原井眼的基础上侧钻分支井,原井眼命名Ma,新井眼命名Mb。大多数分支井钻井使用常规的导向钻具,本井是渤海油田首次采用斯伦贝谢旋转导向工具PD-Archer进行水平分支井作业。     

开窗侧钻水平井周32-11A侧平1井施工技术

周32—11A侧平1井是江苏油田第一口开窗侧钻水平试验井,其钻井施工具有井眼轨迹不易控制、与邻井防碰难度大、目的层垂深不确定、润滑降阻要求高等特点。从开窗侧钻、井眼轨迹控制、与邻井防碰、地质导向、润滑降组、钻井液技术等方面介绍了该井钻井施工技术。主要施工经验有：在长井段滑动扭方位井段中间适当嵌入复合井段,有助于减轻岩屑床的厚度;使用柔性倒装组合,把单弯螺杆工具面转至低边,来回划井壁,有利于破坏岩屑床;在PDC钻头滑动钻进托压严重时,使用单牙轮钻头钻进,能减轻托压;使用地质导向技术能有效解决目的层垂深不确定的问题;低固相甲酸盐聚合醇钻井液是一种良好的侧钻水平井钻井液体系。     

泽74-1X井尾管固井技术

泽74-1X井是利用原上部井眼进行侧钻的1口重点评价井,井身剖面为"直增稳降直"五段制定向井。完钻井深3860m,进入潜山5m,最大井斜41.46°,最大井眼曲率11.03(°)/30m,水平位移574.21m。在?215.9mm井眼内下?177.8mm尾管先期完井,尾管实际下深3859.8m,尾管全长1852.49m,属于超长封固段小间隙井下尾管固井范畴。介绍了下套管固井存在的技术难点,针对该技术难点,优选了水泥浆体系,采取了合理的下套管固井措施。该井固井的成功为今后同类井的固井提供了有益的经验。     

定向套管开窗侧钻技术在华北油田的应用

定向套管开窗侧钻技术已成为井下大修作业的重要组成部分。套管开窗侧钻可有效的利用原井的上部套管及地面管网，减缓水、气锥进，改善驱油效果，使低渗油藏、裂缝性油藏及薄油藏发挥更大的潜能。简述了华北油田应用套管开窗技术采用的井身结构、开窗工具、开窗磨铣的步骤和开窗技术参数；定向侧钻采用的钻头和井眼轨迹控制方法，以及完井施工时尾管结构的确定、下入，钻井液的调整和固井作业。该技术经华北油田7口定向侧钻井实例应用，大部分井取得了较高的产能。