YH23-2-4侧钻水平井钻井实践

位于新疆牙哈地区的YH23-2-4井是在某直井基础上填井侧钻而成的凝析气田水平井。实钻中,克服了斜井段长、水平位移大、井眼轨迹控制难度大,以及摩阻扭矩大、大斜度井段钻井液携岩困难、钻具疲劳破坏等诸多技术难点,井眼轨道设计采用直—增—增—增—平五段制剖面类型;深井侧钻坚持小钻压、小排量和稳定的工具面的原则,优选适宜的钻具组合;斜井段为满足轨迹对造斜率的需要,选用高速牙轮钻头配合1.75°螺杆钻具及MWD施工;水平段钻进中,合理确定滑动钻进和复合钻进的比例,根据LWD实时测井曲线与邻井测井曲线对比结果,及时调整靶点垂深,控制井眼轨迹在储层中有效穿行,降低钻井风险;采用聚磺类钻井液体系,在膏泥岩地层井底温度升高、井壁缩径、黏切升高、失水量大的情况下,适当提高钻井液密度,并加入一定量的原油和抗高温高压、降低失水量的钻井液材料,以增加钻井液的润滑性和流变性,保证井眼稳定和井下安全。     

复合盐饱和盐水钻井液在利97井中的应用

利97井是胜利油田布署的一口钻探盐下油气藏的重点探井,共钻遇3套盐膏层,盐膏层总厚度达600m,其井段岩性主要为盐膏岩、膏泥岩、纯盐岩及红色、灰色泥岩。根据该井地质特点和施工要求,配制复合盐饱和盐水钻井液体系,并进行热稳定性和抗污染性实验,在该井三开井段(2850～3915m)应用,取得良好效果。有效抑制了泥岩段地层黏土矿物的水化膨胀,钻井过程中无掉块,起下钻顺利;盐膏层钻井过程中,用Na2SO4控制钻井液中Ca2+含量,很好地控制了钻井液流变性和滤失量,减少了采用纯碱控制Ca2+含量对钻井液流变性造成的不利影响;用饱和盐水钻井液控制Cl-的浓度,使其一直处于饱和状态,钻井液未对井壁溶蚀,电测解释井眼相对规则;三开钻进、电测、完井及取心都非常顺利(盐膏层取心2次),表明复合盐饱和盐水钻井液体系适合该区块的钻井施工,值得推广应用。     

我国深井钻井技术发展的难点及对策

分析了目前我国深井钻井技术面临的主要难点:井段内存在多套压力体系,喷漏共存;钻遇地层复杂,井壁稳定性差,井漏、井涌、井塌、缩径、卡钻等井下复杂情况频发;机械钻速低,钻井周期长,钻具易损坏;在地层倾角大的地区直井防斜难度大;深井井下温度高、压力大,钻井液、井下工具和测量仪器性能要求高;固井施工难度大。展望了深井钻井技术的发展趋势,并结合国内外钻井技术发展的最新进展,提出了加快我国深井钻井技术发展的对策:应用套管钻井技术、膨胀管技术,改善井身结构提高整体钻井速度;提高钻压、转数,增加钻头的切削能力和寿命,提高深部井段机械钻速;最大限度地扩大气体钻井的使用范围;增强地层承压能力,实现井壁稳定;降低固井施工难度,提高封固质量;提高工程事故的预防与快速处理能力。     

薄层水平井地质导向技术在赵平3井的应用

赵平3井是布署在泌阳凹陷赵凹油田的一口水平井,设计水平段长152.07m,设计目的层厚度为2.6m,但从邻井资料分析,含油层段为1.8m厚,属薄层水平井。该井地质导向工作,钻前主要包括对资料的收集、分析、整理,重新处理邻井井斜资料,提前确定用来预测A靶点位置的对比标志层,并预测目的层深度、选择最佳靶心位置;钻进过程中主要包括进行地层对比分析,建立地质剖面,进行精细地层对比和着陆点分析。其中,水平段钻进地质导向以钻遇最大厚度油层为目标,同时兼顾工程实施的可行性。钻井施工中,确定一个合理的气体迟到时间、岩屑迟到时间以及准确识别真假新钻地层岩屑至关重要。水平段钻进过程中仍可能穿越顶底板及钻遇泥岩夹层,因此应不断进行井眼轨迹的调整,以保证钻进轨迹始终在油层中运行。水平井地质导向技术在赵平3井顺利实施。     

水平井地质导向技术在涠洲油田的应用

随着各油田对油气资源勘探开发综合效益的日益重视和钻井工艺技术的不断提高,利用水平井开发油气藏的规模不断扩大,水平井技术得到长足发展。水平井地质导向技术是直接关系到水平井成功与否的关键技术。结合涠洲油田地质特点,通过实例分析,介绍了油层着陆和水平井地质导向过程中的地层对比法、井身轨迹跟踪图法、随钻测井(LWD)地质导向法等技术方法,通过结合精确地质模型的建立、随钻过程中围岩储层的识别及现场录井等技术,摸索出水平井着陆与水平段钻进的主要技术流程与导向原则,提出了钻头位置、地层倾角及地层视厚度的判定方法;并在此基础上,完成了地质导向监测系统的构建,实现了油田地质、钻井、录井实时数据的资源共享,保证了水平井精确中靶及最大限度地钻遇储集层,并对地质导向过程中遇到的问题进行总结。     

影响元坝气田超深井钻井提速的工程地质因素及技术对策

元坝气田工程地质特征异常复杂,钻井难度大,存在井漏、井涌、卡钻、井塌、高含硫化氢、高压水层等工程地质复杂问题,钻井效率低,周期长,建井成本高.从油气藏的基本地质特征、岩石力学性质、井壁稳定性等方面,分析认为,储层埋藏超深,钻遇地层岩性复杂、储层特征多样、油气立体成藏、油气水分布复杂、各油气藏特征差异大,岩石致密、强度大、可钻性差,异常高压-超高压、纵向多压力系统、井壁力学稳定性差、安全钻井液密度窗口窄,是钻井提速的工程地质影响因素.结合工程地质特征,提出了优化井身结构设计,优选空气钻井、泡沫钻井、液体欠平衡钻井、“螺杆+PDC钻头”和“涡轮+孕镶金刚石钻头”复合钻井、旋转导向钻井等钻井技术,以及优选高效钻头,优选钻井液体系等钻井提速技术对策,能够满足元坝气田海相超深井安全、快速钻井的需要.     

川西新场须二段新10-1H水平井安全快速钻井技术

川西新场构造须二段气藏储层埋深较大,范围一般为4600～5200m,孔隙度和渗透率较低,孔隙度范围在1%～4%之间,渗透率普遍低于0.06×10-3μm2。由于须二段气藏获得高产、稳产的储层类型主要为致密的裂缝-孔隙型,因此水平井是开发此类气藏的有效技术。以川西新场构造第一口水平井——新10-1H水平井为例,分析了该构造须二段水平井安全快速钻井的难点,并提出相应技术对策:直井段一开井段采用塔式钻具组合,二开井段采用钻头和直螺杆配合塔式钻具,并根据实时测量数据,采取小钻压吊打等措施,确保井眼的防斜打直;通过动力钻具与MWD配合控制井眼轨迹,并根据MWD实时测量数据分析井下情况,合理调整井眼轨迹,确保井眼轨迹的精确控制;根据地层岩性特点,优选牙轮钻头和PDC钻头,是提高钻速的关键;水平段钻进施工时,采用复合金属离子聚磺防漏水包油钻井液体系,能够有效润滑、防卡,降低摩阻至250kN以下,保障钻进的顺利进行。     

T726井石炭系盐膏层钻井完井技术

T726井是中国石化西北分公司在塔河油田西南部边缘地区布置的一口重点评价井。针对塔里木盆地石炭系盐层埋藏深,温度高,地层压力大,极易发生“缩径、坍塌”,造成卡钻,同时由于盐岩层的塑性蠕动,形成不规则井眼,甚至造成套管挤毁变形事故,井身质量难以控制,固井质量难以保证等问题,通过对同类型已钻井进行总结分析,提出了一系列钻井技术措施,并在T726井严格实施。结果表明,施工全过程安全无事故,盐层套管无变形,井身质量和固井质量优良,为以后在该地区石炭系盐膏层安全钻井积累了成功的经验。     

综合录井技术在川西水平井钻井中的导向作用

根据所钻目标层的综合录井参数的表现特征．结合区域地质资料和MWD数据分析,能起到地质导向的作用,并且具有简单易行、成本低廉的优势。在川西地区碎屑岩地层中,砂岩与泥岩、致密砂岩与疏松砂岩可以通过肉眼岩屑鉴定或钻时变化进行识别。准确识别目的层后．根据砂体含气性判别参数变化,通过地质综合分析可以现场初步评价储层,指导水平井钻井在优质储段穿行。在钻遇目的层前的钻井过程中,靶点的随钻预测和确认尤为重要,钻头上、下倾钻进状态的判断主要是确定当前钻进方向与所钻目的层的空间关系,钻头位置分析可以结合目标层地质模型与随钻测斜数据进行分析。以LSIH井为例,介绍了综合录井技术在水平井钻井中的导向作用,结果表明：综合录井技术能及时发现实钻砂体与设计砂体的差异,实现现场靶点的调整,为钻头钻出砂体后重新找到砂体以及减少钻头钻出砂体的几率发挥了重要作用。可应用于非均质性不强、储层发育稳定的水平井施工。     

东营北带深井钻井主要工程地质问题及对策

近年来,胜利油田深层勘探主要集中在东营北带,该区由于目的层埋藏深,纵向上普遍存在多压力系统,同时还存在膏岩、盐岩集中段等易蠕变地层,给钻井设计和施工造成困难。不能预见的工程地质问题导致设计与实钻不相符及钻井复杂情况的发生,不仅制约了钻井速度,而且严重危及钻井工程安全和地质目标的实现。建议在以下几方面开展工作:加强工程与地质的结合,跟踪优化井身结构。利用地层自然造斜特性解决大倾角地层防斜打直问题,减少井斜控制难度,提高机械钻速。加强岩石可钻性分析,做好钻头选型工作。开展深层岩石可钻性研究,研制和引进适合深层砂砾岩体的高效钻头。这是缩短钻井周期、降低钻井成本的重要途径。开展扩展安全密度窗口钻井液技术研究,解决多压力层系、低压易漏和不稳定易塌地层并存导致的恶性漏失/井塌/井涌等技术难题。     

杏南开发区含钙特低渗透储层井网层系优化数值模拟研究

杏南开发区储层包括含钙特低渗透储层、表外储层和表内储层.其沉积环境复杂,油层之间的岩石物性相差较大,开发后动用状况复杂,剩余油分布高度零散,调整挖潜难度大.依据杏南开发区含钙特低渗透储层发育特征和注水开发动态特点,结合目前区块剩余油分布,研究层系组合和加密调整对开发效果的影响,为进行注采系统调整提供依据.针对杏南开发区的特点,首先设计了层系与井网井距相结合的部署方案,层系设计包括:射开含钙特低渗透储层和表外储层;射开含钙特低渗透储层、表外储层和有效厚度小于0.5m的表内层;射开含钙特低渗透储层和所有油层.将3套层系与4种井网、井距情况相结合,组合为12套方案,进行开发指标预测方案优选.结合经济评价认为,方案3为最优方案,即在原井网排间分流线位置布采油井,原井网采油井全部转注,新老井共同组成注采井距150m线状注水井网,射开含钙特低掺透储层和所有油层.     

录井资料综合解释评价方法在高邮凹陷的应用

录井技术的发展,使油气层解释评价的手段日益增多,但不同录井方法的原理和对象不同,可能造成油气层解释结论的不一致,因此需要对录井资料进行综合解释评价。高邮凹陷地质构造复杂,油藏类型丰富,储层特征各异。通过研究高邮凹陷油、气、水层在常规地质录井过程中的表现特征,并结合岩石热解、定量荧光、岩样核磁分析等录井新技术的解释结论,对油气显示层进行综合分析,判断储层性质,以克服现代工程技术对录井勘探找油、找气带来的不利影响,力求解决复杂岩性、特殊油气藏的油气层的评价解释难题,提升录井资料综合解释评价水平。研究中发现,由于高邮凹陷断层发育,构造破碎,不同区块油气水层特征差异较大,同一区块也可能有新的含油层系发现,因此在运用新的技术手段时,也要创新地层对比、气测三角形图版法等传统方法,不漏失任何油气层。     

应用水平井挖掘杜84块兴Ⅱ组单砂体稠油油藏潜力

辽河油田杜84块兴隆台油藏纵向划分为兴Ⅵ组、兴Ⅲ组、兴Ⅱ组、兴Ⅰ组四套油层组。其中,兴Ⅵ组采用直平组合SAGD(蒸汽辅助重力泄油技术),兴Ⅰ组采用双水平井SAGD,兴Ⅱ、Ⅲ组互层状油藏水平井吞吐挖潜,实现杜84块多元化立体高效开发。通过开发方式转换,杜84块实现了油田纵向储量的均匀动用,很多区域达到或超过油田标定采收率(29.2%)。通过深化地质研究,发现兴Ⅱ组还存在未得到有效动用的单砂体油藏。结合部署界限和油藏发育情况,在兴Ⅱ组隔夹层发育稳定区域部署规划两口水平井杜84兴H2111井、杜84兴H2112井,控制地质储量11.5×104t,部署区域基本未动用。两口水平井目的层厚度在7m左右,水平段长度为240m以上,单井储量在5×104t左右。应用近钻头地质导向、随钻地质跟踪以及水平井同注同采技术,挖潜单砂体油藏潜力。     

塔河油田缝洞型油藏深井注气提高采收率配套工艺

塔河油田储层深(5500~7000m)、地层压力高(50~60MPa)、非均质性强、流体性质差异大;溶洞是最主要的储集空间,裂缝主要起连通通道作用,缝洞单元是基本开发单元。储集体类型复杂,导致剩余油分布认识不清,主要依靠弹性和水驱开发,采收率较低。对于单井缝洞单元而言,目前采取的主要手段是注水替油,前期取得良好效果。但随着注水替油轮次的增加,部分井组注采比逐步上升,替油效果逐渐变差,失效井数增加,导致大量剩余油无法采出。特别是钻遇缝洞储集体边部或相对低位置的油井,其剩余油主要分布在缝洞体的高部位,注水替油效果不明显。考虑到气体注入地层后,在重力作用下向高部位上升,会形成"气顶",排驱原油下移,可有效启动单纯注水无法驱动的"阁楼油"。所以,油田开发后期,采取注气提高采收率技术。在实施注气提高采收率过程中,完善了深井注气的配套工艺,形成了注气-采油一体化井口、注气-掺稀生产一体化管柱、掺稀气举阀、高压气密性封隔器、气水混注工艺设计方法、腐蚀结垢处理方法等一系列配套工艺。2013年1~8月,塔河油田累计实施注气69井次,累计产油5.49×104t。     

复杂结构井在辽河油区的应用

介绍了辽河油田低渗薄层油藏、碳酸盐岩油藏及火山岩油藏的特点,并根据油藏类型的不同,有针对性地利用同侧分支井、多分支井、跨断块分支井等复杂结构进行开发,均取得了增大控油面积、提高采收率、开发难动用储量的目的,平均油层钻遇率为81.3%,新增可采储量760×104t。     

新疆油田常规钻机钻浅层稠油水平井钻井完井技术

新疆油田拥有丰富的浅层稠油资源，采用常规直井钻机钻浅层稠油水平井开发因地面距离目的层垂直井段短，使得钻井完井工艺面临一些特定的技术难题。结合新疆油田九8区应用常规钻机及常规水平井工具、仪器，钻成国内垂深最浅（垂深仅146．3m）的HW9802超浅层稠油水平井，从井身结构设计、井眼剖面优选、浅层高造斜率的实现方法、实钻井眼轨迹控制、大尺寸套管柱的安全下人等方面进行介绍。该井完钻井深421．8m，完钻垂深144．09m，井斜91．2°，闭合方位222．17°，水平位移329．42m，成为当时国内应用常规直井钻机所钻垂深最浅的水平井。     

塔里木盆地塔中地区奥陶系碳酸盐岩储层裂缝发育特征与测井响应

塔中地区是塔里木盆地内具有较高勘探程度和较大开发潜力的地区之一,特别是该地区奥陶系碳酸盐岩地层中裂缝较为发育,储集性能较好。对该地区奥陶系中碳酸盐岩裂缝产出特征及如何识别进行研究,对预测储层物性和指导油气勘探具有重要意义。根据该地区钻达奥陶系钻井的实测岩心、常规测井及成像测井等资料,识别和统计多种裂缝,研究该地区碳酸盐岩裂缝发育特征及测井响应标志。结果表明,该地区奥陶系碳酸盐岩岩层中,竖直裂缝和高角度裂缝的数量较多,大多为构造缝,裂缝以小缝为主,其中约有45%～55%的裂缝为有效裂缝。双侧向测井、声波测井、密度测井和成像测井对裂缝有着较好的特征响应,用测井手段进行裂缝预测收到了良好效果。在实际应用中,应当注意通过数据的综合处理消除干扰因素和多解性。     

冀东油田水驱油实验录井资料响应特征及水淹机理分析

开展冀东油田模拟注水驱油实验,以稳态法测定油-水相对渗透率,制备饱和油,低、中、高含水及残余油的不同产水率的岩样,按物性条件分为一、二类储层,对岩样进行岩石热解、饱和烃气相色谱及荧光显微图像分析。一类储层随着含水上升,饱和烃气相色谱峰值逐渐降低,峰型从正态峰型向扁平型变化;二类储层与一类储层峰型变化类似,只是降低幅度不同。总体上两类储层热解含油气总量均随含水上升呈降低趋势,一类储层降低的幅度差大于二类储层,特低孔特低渗储层变化不大。两类储层随着产水率的上升,反映岩石含油丰度的参数饱和烃总面积、Pg值总体上均从未水洗的饱和油到残余油有规律地下降,证明地化参数可以反映产水率的变化。水驱油不同产水率的荧光显微图像特征,证明该技术能够对油层的不同水洗程度进行判别。下一步将根据冀东油田水驱油实验分析资料,利用投产井及密闭取心井分析资料建立解释标准及图版,对开发区块新钻调整井进行解释。     

大庆朝阳沟油田水淹层解释评价方法研究

大庆外围朝阳沟油田属低渗透岩性、岩性-构造油藏,由于受岩性、沉积微相、微构造及断层等因素的控制,油水关系较为复杂,注水开发后层内水淹机理及水洗状况更加复杂,水淹层解释较为困难。根据朝阳沟油田已投产井井壁取心分析资料及密闭取心井分析资料,主要通过岩石热解分析、饱和烃气相色谱分析、荧光显微图像分析等录井新技术,建立了有效孔隙度与剩余油饱和度评价图版、不同水洗程度饱和烃气相色谱判别标准、有效孔隙度和饱和烃总面积图版、Pr/nC17与∑nC21-/∑nC22+关系图版、不同水洗程度荧光图像判别标准等适合于低渗透油层的水淹解释评价方法。将这些解释评价方法应用于朝阳沟油田加密区块,共解释47口井389层:未淹油层解释235层,符合率为91.0%;低水淹层解释102层,符合率为83.3%;中水淹层解释52层,符合率为75.0%。