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。     

渤海油田水平分支井钻完井关键技术

为了进一步挖掘油田潜力,在渤海油田A区块部署了一口水平分支井。该井在钻完井中存在浅层造斜率高、侧钻开窗难度大、钻井液性能要求高,尾管下入难度大,防砂管柱下入阻卡风险高等难点。针对存在的问题,研究形成了包括开窗位置优选、Φ215.9mm井眼着陆段与水平段一趟完钻技术、满足壁挂式悬挂器坐挂条件的侧钻开窗技术、钻井液性能优化技术、下尾管技术、分支井眼重入技术和分支井完井技术等系列关键技术,有效保障了该井的顺利实施。该井是A区块的第1口水平分支井,该井的成功实施,有效节省了井槽和开采成本,为水平分支井技术在低产低效井治理和油田挖潜中的应用提供了经验,在渤海油田中后期的大规模调整开发中有广阔的应用前景。     

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。     

水平井悬空侧钻技术在渤海油田花岗岩地层中的应用

JZ南油田是渤海油田的主力油田之一,为了开发太古界潜山难动用储量,提高单井产能和储层高采收率,在H井太古界潜山水平段尝试进行花岗岩井段悬空侧钻分支井。针对花岗岩井段可钻性差,井眼轨迹控制困难和悬空侧钻效率低等多个技术难题。提出了井眼轨迹控制技术、悬空侧钻钻具组合优选技术、参数控制措施。在现场应用中取得了显著效果,实现了在渤海油田太古界花岗岩地层首次成功侧钻分支井。     

边台-H3Z双层鱼骨型分支水平井钻井技术

简要介绍了国内首口TAML4级完井同向双层鱼骨型分支水平井边台-H3Z井的设计概况,分析了该井的钻井技术难点,从井眼轨迹控制、动力钻具选择、钻具组合和钻井液体系的优选、窗口保护、套管内分支与完井、悬空侧钻及夹壁墙的保护等方面,对该井所采取的技术措施进行了详细介绍。该井的成功,为应用分支水平井技术开发古潜山难动用储量、提高单井产量、提高采收率、降低综合开发成本、提高经济效益开辟了新的途径。      

静52-H1Z鱼骨型水平井钻井技术

为了开发古潜山地层难动用储量、提高单井产量和油层采收率、降低水平井综合开发成本，静52-H1Z井在水平井段设计施工20个分支。针对悬空侧钻、主井眼重入、井身轨迹控制和地层的可钻性差等多个技术难点，提出了复合井眼悬空侧钻技术、主井眼管柱重入技术、井身轨迹控制技术和钻井提速技术等方法，在现场应用中取得了显著效果，大大缩短了钻井周期，保证了安全快速完井。静52-H1Z鱼骨型20分支水平井的顺利完钻，为国内油田鱼骨型水平井朝着更多分支方向的发展积累了丰富的?验，提供了有力的技术准备；同时，也标志着中国石油水平井钻井技术向国际领先水平再次迈进一步。     

渤海油田低效井侧钻技术应用前景分析

渤海油田目前低效井越来越多。新钻调整井或治理低效井面临着成本高、手段单一等难题。针对此问题,通过分析渤海油田稳产现状、剩余油分布规律,提出了低效井侧钻的必要性。根据渤海油田钻完井技术水平,提出了利用平台现有修井机进行低效井侧钻中短半径井眼的低成本侧钻思路,分析了钻完井方案可行性,评估了修井机作业能力。研究结果显示,渤海常规的φ152.4mm钻头+动力钻具+随钻测井工具(LWD+MWD)+非磁钻铤+震击器+钻杆的钻具组合可实现10°/30m以下的造斜率要求。优化的侧钻小井眼的井身结构和完井防砂技术方案适用于渤海油田的侧钻井作业。目前海洋修井机从提升能力、最大扭矩、水力清洁等方面均能满足侧钻井要求,海上平台现有修井机进行低效井中短半径井眼的侧钻作业在渤海油田具有可行性。结合具体实例进行了低效井侧钻技术应用经济效益评估,侧钻中短半径井眼技术及优化管理措施可大幅度降低钻井成本,提高经济效益。     

水平分支井轮采工艺在曹妃甸油田的应用

受平台槽口少、原油采出程度低等因素的影响,渤海油田引入多级分支井钻完井技术,在保留原井眼生产层位的同时,侧钻分支井眼进行开采,结合该类井1个槽口对应2个生产井眼的特殊井筒构造,深入分析主井眼及分支井眼轮换开采的可操作性,研究形成了包括管柱组合、工序操作等配套的分支井轮采工艺,为渤海油田同类井身结构多井眼的轮换开采提供了...     

渤海油田低产低效井综合治理技术体系现状及展望北大核心CSCD

低产低效井综合治理是渤海油田实现增产目标的关键途径之一。为了促进渤海油田低产低效井综合治理技术体系的研究与发展,分析总结了低产低效井的成因、治理难点及主要挑战,综述了高含水储层治理技术、储层改造技术、防砂治理技术、井筒治理与恢复技术、储层低效治理技术等低产低效井综合治理技术体系,并探讨了未来渤海油田低产低效井治理技术发展方向,以期为提高低产低效井治理技术能力、升级完善综合治理技术体系、推动渤海油田低产低效井实现低成本高效治理提供指导。     

分支水平井技术在潜山硬地层遇到的挑战及解决方案

辽河油田沈北潜山高凝油油藏储层为花岗岩硬地层,物性差,裂隙发育随机性大,直井、水平井单井产量都比较低,而且开发成本高。为降低综合开发成本,增加单井的泄油面积和裂隙钻遇率,尝试利用分支水平井技术开发,效果明显,产量提高。然而现场应用中遇到一系列严峻的挑战,例如,高研磨性花岗岩硬地层套管开窗效率低,鱼骨分支侧钻难;鱼骨分支井眼完井方式简单,寿命短,控水防砂效果差;储层易伤害等等。针对以上技术问题,开展了硬地层套管开窗技术及复合鱼骨井眼侧钻工艺研究,并将欠平衡技术与鱼骨井钻完井技术相结合,取得了突出进展,有效发现并保护了油气藏,实现了储层的最大化进尺。分支水平井工艺的完善推动了潜山区块的规模化分支水平井布井开发。这项技术对于降低潜山裂隙高凝油油藏的吨油开发成本具有重要意义。     

广安002-Z2鱼刺状多级分支水平井钻井技术

广安002-Z2是一口4井眼、2分支鱼刺井,在主井眼采用斜向器侧钻第1分支井,在第1分支井中采用悬空裸眼侧钻第2分支井,主导眼采用筛管完井,分支井采用裸眼完井。在斜向器回收未成功的情况下,采用绕障钻通主导眼实现压力连通。该井成功采用多种侧钻技术顺利完钻,累计水平段长达2031.71m,钻遇3个储层,大大地增加了天然气产量。该技术具有广阔的推广应用价值。     

渤海稠油油田水平分支井钻井完井技术

渤海油田的大部分油藏为稠油油藏，地层胶结疏松，如何提高采收率、增加原油产量是稠油开发过程中面临的艰巨任务之一，而水平分支井钻井完井技术是提高稠油油藏采收率的有效途径之一。主要从水平分支井的工程设计、钻井完井的难点分析、井眼轨迹控制工艺技术以及钻井液体系、性能、现场维护等方面介绍了渤海稠油油田水平分支井的钻井完井技术，并对其经济效益进行了简要的分析。水平分支井钻井完井技术的成功应用，为渤海稠油油田的开发找到了一条新路子，并将在几个油田的开发和调整中推广应用。     

分支水平井技术在伊拉克HFY油田的应用

通过对伊拉克HFY油田Mishrif储层特点及钻采工程的研究,确定了采用分支井双分支裸眼悬空侧钻并裸眼下筛管的钻完井方式;通过对分支连接井段的井壁稳定、主、分支井眼轨道及施工进行优化设计及作业,形成了HFY油田分支井裸眼悬空侧钻关键技术,降低了主、分支井眼钻井的难度与风险,成功完成4口分支水平井的钻井。第1口分支井生产测试获得了日产原油1 638 m3,与单支水平井初产相比增长了2倍。分支水平井在HFY油田的应用表明,根据油田条件确定合适的分支井钻完井方式是油田优化钻井、优化开发方式、提高综合开发效益的重要途径,Mishrif储层分支井钻井的成功为中东地区大型碳酸盐储层分支井钻井积累了经验,也为油田低成本开发开拓了思路。     

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。     

同层侧钻水平井技术在埕北油田的应用

实践研究表明,采用同层侧钻技术,可以充分利用低效井、低产井及关停井老井套管,减少施工井段,节省成本,提高剩余油的开采效果,恢复低产低效井生产能力。针对埕北油田AX井同层侧钻作业面临水平裸眼井防砂管柱打捞回收困难、侧钻水泥塞固井质量难以保证及如何规避水平段泥岩钻遇风险等技术难点,开展了同层侧钻关键技术研究,顺利完成了该井同层侧钻作业,费用相对常规侧钻方案节省69%,产油量为治理前的6. 8倍,取得了良好效果,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。     

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。     

新疆油田浅层稠油鱼骨型分支水平井技术

为进一步降低新疆浅层稠油区块开发的综合投资及开采成本，寻求稠油油藏商业开发的最佳技术途径，2006年新疆油田在百重7井区首次采用鱼骨型分支水平井技术进行了稠油开采的现场试验并取得成功。结合新疆浅层稠油油藏第一口鱼骨型分支水平井——bHW01Z井现场实施情况，从技术关键、井身结构优选、井眼轨道设计、井眼轨迹控制技术、裸眼分支侧钻技术、主井眼重入及钻井液防塌等方面对浅层稠油鱼骨型分支水平井技术进行了详细介绍。bHW01Z井的成功不但证明应用鱼骨型分支水平井开采浅层稠油是可行的， 也为今后该技术在新疆油田浅层油藏的推广应用积累了经验。     

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。     

中短半径水平套管井侧钻设计与实践

为有效利用海上井槽，挖潜地层剩余油，对渤海油田一口出砂关停井海H1井进行侧钻治理。鉴于该井采用常规侧钻方式钻井费用较高，经济效益边界，设计海H2井采用中短半径侧钻技术，以减少作业进尺，降低钻井工期费用。同时，结合侧钻后目的层存在钻遇高含水层和泥岩夹层的风险，设计海H2井为水平套管井。后续在实施中，钻完井作业顺利，且投产后生产效果良好，实现了长时间的低含水生产。该井的成功实施，为渤海油田实现经济高效的低效井侧钻治理，提供了一个技术途径。