苏里格气田首口分支水平井钻完井技术

苏里格气田属典型低压、低渗、低产的“三低”气田,总体上看储层物性较差,常规水平井开发效率较低,中低产井占绝大多数。为了提高苏里格气田水平井单井产量,提高开发效率,降低综合开发成本,针对苏里格气田多套气藏发育的地质特点,开展了分支水平井钻完井技术研究及现场试验。文中从施工难点、井身结构、侧钻技术、完井方式等方面介绍了苏里格气田首口双分支水平井——T7-14-18H井的钻完井关键技术及现场试验,该井成功实现了水平井段裸眼完井+分段压裂增产改造,初步探索出了一套符合苏里格气田开发需要的分支水平井钻完井配套技术,为低渗透油气田经济高效开发探索出了一条新的技术途径。     

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.     

川渝地区超深井钻完井技术新进展

中国石油川渝地区勘探开发已由上二叠统—三叠系向更深的下二叠统—震旦系转移,区域向川中古隆起外围、川西下二叠统、川东寒武系进行战略拓展,地质条件愈加复杂,超深井的多压力系统、可钻性差、超高压超高温、高含硫等难题给钻完井工程带来巨大挑战。通过技术攻关,形成了集井身结构优化、个性化钻头、优质钻完井液、深井水平井钻井、精细控压钻井、特殊取心等技术为一体的超深井钻完井技术,为安岳气田龙王庙组资源快速转化、二叠系和泥盆系资源重大发现提供了强有力的技术支持,加速了川渝地区深层油气藏勘探开发进程。     

磨溪高石梯区块震旦系探井钻井提速技术措施与效果

针对川中磨溪高石梯区块震旦系探井钻井技术难点,开展了深井钻井提速工程研究试验,通过优化井身结构、优选和应用个性化设计的高效PDC钻头、应用复合钻井技术以及优选钻井施工参数等技术措施,大幅度提高了震旦系探井钻井速度,形成了一套适合该区块钻井工程地质条件的深井钻井提速配套技术,为加快该区块天然气勘探步伐提供了有力的技术保证。     

辽河油田小35-H1Z双分支水平井钻完井技术

针对辽河油田小33、小35断块油藏地质情况复杂、储量动用程度差及直井开发效果差的特点,为提高边部储量动用程度和改善开发效果,决定部署双分支水平井进行二次开发.在精细油藏地质研究基础之上,优化部署小35-H1Z井,该井2个分支分属不同断块,分支间垂深相差50 m,第1分支水平段长850 m,第2分支水平段长350 m.分析了该井的施工难点,介绍了钻完井工艺技术,包括井身结构优化设计、井眼轨迹优化设计、钻具结合优化设计、钻井液技术、分支井完井技术等.该井完井水平达到了TAML4级,油层钻遇率达到100%,初期投产日产油气当量达140 t,是同一区块直井产量的6～8倍,取得显著的开发效果.该井的成功实施为今后类似难采难动用区块的开发提供了一条新的途径.     

涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术

针对涪陵焦石坝区块地质条件复杂、各向异性大,易导致发生井下故障、钻速慢、钻井周期长及成本居高不下的问题,在分析该区块页岩气钻井完井技术难点的基础上,进行了页岩气水平井钻井工程技术适应性评价,通过对丛式井布井方案、井身结构、井眼轨道设计、优快钻井技术、钻井液技术及页岩气层长水平段固井技术等进行优选及进一步优化,提出了涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术方案。该技术方案在焦页 1-2HF 井等17口井进行了现场实践及应用,初步形成了涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术。应用表明,该技术可显著提高机械钻速、缩短钻井周期,可为涪陵焦石坝区块页岩气规模开发提供技术支持。      

柴达木盆地东坪H102井水平井钻完井技术研究与应用

东坪气田是目前国内陆上大型基岩储层气藏,其钻探难度较大,机械钻速低,钻井过程中复杂情况较多。本文从施工难点、井身结构、钻井技术、完井方式等方面介绍了东坪气田第一口开发水平井—东坪H102井的钻完井关键技术。旨在通过对该井的研究分析,形成适合东坪1区块的完井投产一体化技术,不断提高该地区的整体钻井技术水平和施工服务能力。总结了逐步形成的特色水平井钻完井工艺技术,为今后该区块水平井钻完井技术提供了宝贵的参考依据。     

四川盆地“三高”气井TAML5级分支井钻完井核心技术

分支井可大幅度地降低油气开发成本，是今后深层、超深层油气开发的主要井型之一。为探索分支井在深层碳酸盐岩气藏的适应性和高效开发的新途径，以中国石油西南油气田在四川盆地高石梯—磨溪区块龙王庙组气藏、灯影组气藏部署的2口分支井（MX023-H1井、GS001-X52井）为例，在综合分析该区块地质特点以及TAML5级完井分支井井身结构设计的基础上，系统进行5级分支井眼钻完井技术先导性试验。现场试验表明：(1)分支连接处均实现了机械+固井密封，满足了后期完井管柱选择性重入条件，达到了TAML5级完井要求；(2)现场施工过程中，壁挂式悬挂器是否成功坐挂是分支井施工成败的关键，应用陀螺测方位判断壁挂式悬挂器坐挂情况的方法准确、可靠，为后期井眼的可选择性重入提供了保障；(3)在分支井眼通井、尾管管柱下入过程中，应用设计的弯管将管柱导入开窗窗口，顺利进入分支井眼，充分证实了弯管导入工艺的准确性和可靠性；(4)实践细化形成了分支井眼开窗、通井、套管入窗、套管下入、壁挂式悬挂器坐挂等系列规范化操作流程。结论认为，分支井是今后油气田降低钻井成本、提高采收率的重要技术手段，所形成的一套适合“三高”气井的分支井钻...     

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。      

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。      

哈萨克斯坦H8309双分支水平井钻完井技术

哈萨克斯坦肯基亚克油区是世界上公认的难开采区块之一,该区块单井控油面积小、开发成本高,为此,决定通过钻探分支井技术解决该区块的技术难题。H8309井是中国石油海外第1口双分支水平井、该井开窗点较深,为克服深井高压、确保井壁稳定,采用了高密度钻井液(1.98 g/cm3);为减小井控风险,首次使用了分支井造斜器分段打捞技术和深井分支井完井管柱丢手技术。双分支井眼都实施了酸化压裂增产改造措施。H8309井完井日产原油180 t,平稳运行138 d,是邻井水平井日产量的3倍。该井的成功实施为今后难产、难开发区块的高效开发提供了经验,为肯尼亚克油区的油气开采提供了新的技术方法,更为其他开发断块边部油藏、提高采收率、降低开发成本提供了强有力的技术支持。     

鱼骨型水平井分支井眼完井技术实施探讨

鱼骨型水平井是水平井技术的进一步延伸和发展,是油田用于改善开发效果和提高采收率的一种重要手段,新疆油田近年来开始将该技术运用于油田开发。从新疆油田已钻鱼骨型分支水平井情况来看,在开采初期单井产量非常高,但开采一段时间后产量骤减。本文针对这一现象,通过对新疆油田已钻鱼骨型水平井完井现状及存在问题进行分析,并结合其钻井特点,研究出一套鱼骨型水平井分支井眼下筛管完井工艺技术实施方案及其配套工具,并在此基础上提出了几种完井方案设想。     

气井生产期间井筒内温度变化对水泥环密封完整性影响的研究及应用

针对高石梯-磨溪区块天然气井生产期间易出现环空带压的问题,采用水泥环密封完整性模型分析生产期间井筒内温度变化对水泥环密封性能的影响,提出了固井水泥浆设计要求、工艺参数优化等提高该地区水泥环密封完整性的固井配套技术措施。该技术现场应用后,高石梯-磨溪区块完井试油期间未发生环空带压现象,且生产期间的环空带压风险也有所降低;因此该技术在预防天然气井环空带压方面具有很大的推广应用前景。     

辽河边台潜山双分支鱼骨水平井钻完井技术

分支水平井技术的进步使得开发低品质块状潜山高凝油藏的经济效益日渐凸显。在论述辽河油田
边台潜山北构造地质特征的基础上,重点介绍该区块基于系统设计理念的短水平段双分支鱼骨水平井井身结构优
化设计技术,分析该区钻完井施工的工艺技术难点,总结了钻井施工关键技术和利用套管外封隔器施工的ＴＡＭＬ４
级完井技术。辽河油田经过多年的复杂结构井开发实践形成的较为成熟的潜山油藏开发技术,具有一定推广应用
价值,可供国内开发类似潜山油藏借鉴。     

长庆低渗透油气田分支井钻完井技术综述

分支井技术是水平井、侧钻井技术的集成和发展,是继水平井之后的又一重要的改善油田开发效果和提高原油采收率的有效手段,它将会在油气田开发中得到越来越广泛的应用。近年来,随着分支井技术及相应的钻完井技术和储层改造技术、工具的发展,长庆油田认真分析长庆“三低”油气藏地质特点和分支井的应用优势,逐步展开了分支井的应用试验,完成了多口分支井施工,不断探索适合于长庆“三低”油气田勘探开发的分支井钻完井关键技术和相应的配套工具。分支井技术将是长庆油田继水平井之后的又一重要的提高和改善油田开发效果及原油采收率的先进技术。     

MX10井古生界井漏原因浅析及建议

MX10井是磨溪-高石梯区块一口重点预探井,该井在古生界钻进中出现井漏、堵漏液反吐现象,严重影响钻井工程安全和进程,给该区块油气勘探开发带来严重的经济损失。文章依据钻井、录井、测井、试油资料,运用井漏必要条件研究的方法,剖析了MX10井古生界各漏失层段井漏原因,合理解释了反吐现象。分析认为:MX10井古生界井漏的主要诱因为古生界钻进中暴露多个压力系数相差较大的压力系统;MX10井古生界漏失层位不全在古生界,前2次井漏从上至下依次为栖一段、龙王庙组,最后1次井漏层位:前期为古生界寒武系筇竹寺组-元古界震旦系灯影组四段,其后为栖一段、筇竹寺-灯四段;古生界井漏类型依次为:裂缝型严重井漏、孔隙型大漏、诱发的复合型严重井漏;钻井设计中地层压力的准确预测、钻井过程中的实时跟踪分析是有效预防和治理井漏的前提条件;加入随钻堵漏剂防漏、严重井漏时水泥浆堵漏、控压钻井技术的应用可有效治理当前磨溪-高石梯地区古生界井漏。     

分支水平井完井技术在胜利油田的应用

分支水平井是水平井技术的进一步发展和完善 ,是一种用于老油田开发后期提高采收率和新区改善开发效果的重要手段。目前 ,该技术在国外得到大规模的研究和应用 ,而在国内却刚刚起步。介绍了胜利油田第一口自行设计并施工的双分支水平井———桩 1-支平 1井的完井技术 ,该井是中石化重点科技攻关项目“分支井钻采配套技术研究”的第一口试验井。从完井方案设计、完井管柱、完井施工工艺等方面阐述分支水平井完井技术的难点和重点 ,最后提出几点认识和研究方向     

辽河油田兴古7块水平井钻完井技术

辽河油田兴古7块是兴隆台古潜山油藏的主体区块,确定以“直井控制,大斜度井和水平鱼骨井整体开发、段间叠置、段内交错和底部注水”的方式进行开发,水平井的钻完井质量直接关系该区块的持续生产能力。总结分析了该区钻完井施工的技术难点,提出了针对性的施工工艺,着重论述了基于遇液膨胀封隔器的水平井选择性完井工艺。该工艺的成功应用不仅解决了辽河油田水平井完井方法单一的问题,同时为国内其他油田利用水平井技术开发深层古潜山油藏提供了借鉴。     

大庆油田分支水平井钻井完井技术研究与应用

为适应勘探开发总体需要,提高特低丰富薄油层的开发,提高单井产量和储层动用程度,提高扶扬油层的有效开发效果,大庆油田仅用14d6h打完全井进尺,成功地完成了肇分31-平28井,同时填补了大庆油田在分支井钻 井完井技术领域的空白。介绍了该井区块的地质特征,讨论了分支水平井工程设计、钻井工艺等应用技术。     

中国陆上深井超深井钻完井技术现状及攻关建议

石油天然气是当今人类社会的主体能源,影响国计民生和国防安全。随着油气勘探开发程度的不断提高,深井超深井乃至深地钻探的需求与日俱增。随着井深越来越大,地质条件越来越复杂,钻完井技术难度也越来越高。结合近年来深井超深井钻完井技术进展,对中国陆上深井超深井钻完井的重要意义、总体现状和面临的挑战进行了阐述,从对标国际先进水平、支撑油气勘探开发等视角,展望了深井超深井钻完井技术发展方向,提出了技术攻关及部署建议,以期对中国深井超深井钻完井技术的发展起到加速推动作用。