丛式水平井钻井平台规划

为了解决油田(区块)丛式水平井钻井平台大小、数量和位置等的规划问题,研究了丛式水平井技术条件下平台的大小、数量和位置与油田地面工程建设投资和油气井建井投资之间的内在规律。结果表明,油田(区块)丛式水平井钻井平台大小、数量和位置等的规划问题可以通过建立以油田建设总投资(地面工程建设投资与油气井建井投资之和)最小为目标的混合整型非线性规划模型来求解。应用这一方法,在委内瑞拉奥里乳化油MPE-3区块丛式水平井钻井平台规划中,结合当地地面工程建设费用和建井工程费用,得出均布井网条件下的最优平台模式是12井式,区块最优平台设置数量是27个平台,其中21个平台为12井式,6个平台为18井式,单平台的最大钻井数量为18口井。计算实例表明,采用这种数学规划模型及其求解方法来解决油田(区块)丛式井平台设置问题是可行的。

丛式水平井组整体压裂工艺技术在致密低渗透气藏中的应用

为进一步提高鄂尔多斯盆地大牛地气田盒1段气层的储量动用程度、评价水平井组开发的经济技术可行性,开展了以多级管外封隔器分段压裂为主导的水平井组工程压裂工艺试验。首先对丛式水平井井组压裂方案进行优化,结合井场地面情况及井身轨迹,优选了压裂工艺、压裂顺序;其次,结合储层工程地质特征,单井录井、气测、随钻伽马等资料以及井网条件,研究了不同的压裂裂缝参数及设计施工参数,并开展了相邻两井同步压裂技术研究;第三,结合施工参数及裂缝监测结果对设计参数进行了实时调整,形成了丛式水平井组分段压裂优化设计工艺技术及其压裂现场优化调整技术;第四,针对现场大规模施工及同步压裂试验易出现的突发情况,制订了详细的应急预案,确保井组压裂成功实施。最后在A井组进行了6井46段现场试验,压后井组天然气无阻流量达77.63×104 m3/d,为该气田致密砂岩气藏的高效开发提供了技术支撑。

鄂尔多斯盆地大牛地气田丛式水平井组开发效果评价

大牛地气田优质储量动用殆尽,剩余未动用储量品位低,直井有效开发难度大。针对致密砂岩储层非均质性强、有效砂体规模小、储量丰度低、单井产量低等一系列问题,水平井在非常规油气开发中具有显著的技术优势,丛式水平井组作为水平井整体开发模式之一,对水平井开发效果起着非常重要的作用。采用数值模拟方法和动态评价方法相结合,对比大牛地气田水平井组各开发阶段压降速率和单位压降产气量,开展气田同层(或异层)二井式、四井式、六井式丛式水平井组开发效果评价。研究表明:采用丛式水平井组开发,保证水平段延伸方向与最大主应力方向夹角大于60°,满足井组间最小距离大于500 m的条件时,同层井组部署以两井式反向为主,异层井组部署可采用两井式、三井式或四井式,可实现"三低"气田的规模效益开发,为鄂尔多斯盆地同类天然气资源量和国内外其它同类型致密低渗边际气田经济有效动用提供借鉴。

大型丛式水平井工程与山区页岩气高效开发模式

以水平井为基本特征的复杂结构井,包括大位移水平井、多分支水平井、"U"形井及丛式水平井等,是实现低渗透、非常规、深水、深层等复杂油气藏高效开发的先进井型,相关研究与实践在国内外已取得重大进展,有望在页岩油气高效开发中发挥重要的作用。在中国山区页岩气开发过程中,为了满足安全环保、节约用地、降本增效等基本要求,迫切需要加快创建独具特色的页岩气高效开发模式,为此提出了基于大型丛式水平井工程的山区页岩气高效开发模式及其工程技术支撑体系,建立了单个钻井平台"井工厂"可允许布置水平井的最大布井数量计算公式,阐明了大型丛式水平井工程"降本增效"的设计控制理念与关键技术内容;重点分析了大位移井技术的研究发展概况,阐明了大位移井及其钻井延伸极限的基本概念,给出了水平井大位移钻井裸眼延伸极限的预测计算方法,最后简要介绍了大位移井管柱力学与机械延伸极限研究所取得的相关成果及其工程意义。结论认为,该项研究成果遵循了油气田"地质与工程一体化"的高效开发思路,在今后山区页岩气开发工程中具有可预见的良好推广应用前景,将有助于推进中国"页岩革命"(Shale Revolution)取得新的进展。

丛式水平井组整体压裂裂缝监测方案优选及应用

针对华北分公司大牛地气田开展丛式水平井组整体压裂工艺试验应用现状,开展裂缝监测方案的优选及应用,目的是验证米字型井网压裂裂缝形态,实时监测压裂参数,确定裂缝实际几何学特征,同步优化调整施工参数。综合考虑井组井场情况,对国内外常用的5种裂缝监测方法展开优化研究,形成丛式水平井组"地面微地震+井下微地震+地面测斜仪"复合监测方法,现场通过对6井次49井段的监测,探索出适合华北分公司致密砂岩气藏利用裂缝监测指导水平井组压裂开发的有效途径。

吉林油田浅层丛式水平井钻井技术

随着浅层定向井和浅层水平井钻井配套技术的成熟,为浅层丛式水平井钻井技术的成功应用提供了技术保障。在老井密集的吉林油田扶余区块进行浅层丛式水平井钻井施工,不但有效地解决了受地面条件限制的地下资源开发问题。而且可以大幅度降低钻井成本。大组丛式水平井技术对开发市区油田有广阔的应用前景。

东方1-1气田丛式水平井及大位移井钻井技术

东方1-1气田的丛式水平井及大位移井在采用常规的定向钻井技术的条件下,使用Landmark公司的Compass&Wellplan软件对该项目的所有井进行优化设计,优化底部钻具组合、井眼轨迹、井身结构及钻井顺序方案,使用导向马达+AGS+MWD/LWD的组合,解决了大斜度长稳斜裸眼井段的井斜控制问题和摩阻大、滑动送钻困难与井眼轨迹控制和控制方位漂移及提高机械进尺的问题,优快地完成了该项目的所有大位移水平井。

焦石坝丛式水平井组“井工厂”压裂技术应用

"井工厂"压裂技术可缩短页岩气投产周期,大大降低劳动强度和施工成本,在页岩气等低渗透、低品位非常规油气资源开发中具有显著的技术优势,在北美页岩气开发中获得成功应用,对我国发展页岩气有很大的借鉴意义。通过国内页岩气压裂技术实践探索,本文总结了焦石坝丛式水平井组"井工厂"压裂主要工艺技术,取得了一些经验和认识,提出了"井工厂"压裂技术发展建议,为今后"井工厂"压裂技术的研究与推广应用提供借鉴和参考。

昌吉油田致密油长位移丛式水平井钻井技术

美国致密油成功开发的经验表明,适宜的工程技术与“工厂化”运行模式的有机结合是降低开发成本的有效手段.为了进一步降低开发成本,昌吉油田致密油有效开发试验区采用了大井丛平台水平井开发方式,以满足“工厂化”作业模式需要.针对昌吉油田二叠系芦草沟组致密油钻井地质特点,阐述了井身结构优化设计、钻头优选、水平井眼方位选择、三维井眼轨迹优化设计与精细控制、丛式井防碰以及钻井液体系优选等关键技术,通过现场试验,井身结构实现了由四开变三开,机械钻速较前期探井提高了2.46倍,钻井工期缩短了82.75 d,采用常规定向工具满足了1 300～1 800m水平段三维井眼轨迹控制要求,钻井成本大幅度降低,为该区致密油有效开发创造了有利条件.

东非裂谷盆地浅水三角洲储层星型丛式水平井网渗流规律及参数优化

东非裂谷盆地Albert湖区X油田为浅层层状砂岩油藏,主力储层为浅水三角洲沉积,综合考虑钻井难度及储层条件,开发方案采用了星型丛式水平井注采井网结构。根据势叠加理论,建立了典型星型井网的渗流模型,分析了星型井网的势分布特征;通过典型模型数值模拟,分析了星型井网水平井段沿程产出特征,并进一步对星型水平井网参数优化进行了分析。结果表明,适当减小注水井射孔段长度、生产井采用智能完井、井网中部加密1口直井,均可以改善星型井网开发效果。X油田所采用的星型丛式水平井注采井网结构设计思路,可以为其他相似油田提供参考。

苏里格气田东三区丛式水平井开发思路与效果

苏里格气田东三区是目前长庆油田重点勘探开发的区块之一,针对与多个经济开发区矿权叠置的地面问题,为减少井场面积、减轻环境破坏、降低投资成本,尝试采用丛式水平井开发试验。研究确定JP05-8井区是理想的丛式水平井开发区,在三维地震描述气藏的基础上,构建小层等时搁架,精细刻画小层砂体,建立相控地质模型,合理部署水平井与丛式井井位。截止目前,水平井开发效果较好,该区试验的成功对其他致密砂岩气藏的开发具有指导意义。

BA油田丛式水平井钻井工艺技术研究与应用

BA油田为一个新开发区块,该地区临井资料少,地质条件复杂,井温高,有异常高压层,涌漏同层,地层可钻性差,且含有硫化氢。该区块布置的井大部分都为三维丛式水平井,本文通过研究,实现安全、快速钻井。

长庆油田丛式三维水平井井组钻井整体设计研究与应用

针对丛式三维水平井轨迹控制精度高、井筒间的防碰设计难、管串下入摩阻大等难题开展攻关与实践,并在长庆油田庄230井区林平35-1井组进行了先导性现场试验,成功实施突破了丛式三维水平井井间防碰、井眼轨迹控制瓶颈技术难题,形成了以井身结构优化、井网布局优化、剖面轨迹控制等技术集成配套的丛式三维水平井井组整体设计。

丛式水平井组在复杂断块油藏开发中的应用研究

复杂断块油田构造破碎、油层层数多、油气埋藏深、含油面积小、储量丰富、渗透率低,以及高温、高压、高盐的油藏特点,使得如何在复杂断块区内寻找出新的接替储量,实现油田开发储量、产量以及经济效益协调发展成为了当下一个世界性的难题,复杂断块油藏开发面临技术突破。水平井由于泄油面积大、生产压差小、产油量高,水平井开发近来被广泛应用于海上油田开采。本文通过研究丛式水平井组在复杂断块油藏开发中的应用,探讨复杂断层油藏开发新路径,对复杂断块油田的高效持续增储具有重要的现实借鉴意义。

委内瑞拉奥里诺克胡宁区块丛式三维水平井安全钻井技术

委内瑞拉奥里诺克胡宁区块储层埋藏浅,地层疏松,丛式三维大位移水平井具有位移大(1 300 m以上),水垂比高(3.1~4.5),井眼曲率大(7°/30 m^10°/30 m)的特点,钻井作业面临井眼轨迹控制难、摩阻扭矩大、井壁稳定性差以及尾管下入困难等技术难点。为此,通过对平台内不同偏移距下的三维井摩阻扭矩分析、井眼轨迹优化设计、极限井深模拟计算以及钻井液体系与配方优选,有效解决了因垂深浅、水平段长引起的钻具摩阻扭矩大与托压问题,以及弱固结性疏松砂岩储层井壁失稳和储层保护等技术难题;采用漂浮下套管并配合井口加压的复合技术来解决套管下入设计深度问题。该研究成果在胡宁区块现场应用7口水平井,其中E3-23井完钻垂深仅375.3 m,而斜深为1 984.1 m,水平位移达1 688.4 m,水垂比达到4.5,成为目前已钻完井中水垂比最大的三维水平井。该项技术可为国内浅层油气田高效开发提供借鉴。

吉木萨尔凹陷致密油大井丛“工厂化”水平井钻井技术

国外致密油开发经验表明,适宜的工程技术与"工厂化"作业模式的有机结合是实现其经济高效开发的重要手段。针对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷致密油特点,开展大井丛"工厂化"水平井钻井试验:一个钻井平台部署12口水平井,水平段延伸方向与最小主应力方向平行,相邻水平段间距300 m,水平段长1 300 m和1 800 m;采用批量化钻井作业模式,每部钻机实施3口井;采用五段制三维水平井轨迹设计方法,应用螺杆定向工具与旋转导向工具配合的轨迹控制方式,实现轨迹精细控制;优化井口间距,通过液压推动滑轨实现钻机井间快速搬迁;建立集中处理站,实现钻井液统一处理和集中维护,提高钻井液重复利用率。试验表明,"工厂化"钻井平均机械钻速达到9.19 m/h,较常规钻井提高5.87%;平均钻井工期64.88 d,较常规钻井缩短19.65%;钻井液重复利用率达到28%.降低成本增加效益成果显著。

页岩气水平井钻井难点及优化探讨

中国页岩气储量丰富,伴随着页岩气的开采,丛式水平井的种种钻井问题随之而来,页岩气藏浅表地层可钻性差,地层情况复杂,裂缝、溶洞、暗河发育,给快速钻井带来了不小的困难,针对可钻性差的地层优化快速钻井成了首要任务。对于不同情况的地层,考虑应用不同的钻井方法,选择采用几种方法组成快速,有效,可靠的钻井方案。

三维绕障水平井完井管柱下入分析

随着石油钻井技术的发展,水平井钻井技术已经成为当今石油工业一项比较成熟的技术,并被广泛应用于油田开发建设。将水平井技术同丛式井技术相结合,可以综合两大钻井技术的优势,增加油藏开发面积,减少地面井场建设占地,方便采油集输管理。长水平段水平井有更长的完井层段,能够产生较大的泄油区,可以改造断块型油藏的连通性,能够有效地抑制有底水或气顶油藏的水锥或气锥。目前水平井已广泛应用于整装、断块、边底水、稠油、低渗透、特殊岩性等油藏,特别是在复杂断块、稠油、低渗透等边际油田的开发中发挥了重要作用。

浅层丛式水平加密井合理偏移距设计研究

目前长庆油田埋深2000m左右浅层原油开发中,应用水平井开采低渗储层具有显著的经济效益。由于地面井场与原油集输建设受到诸多限制,随着钻井技术的显著进步,在原丛式井组井场采用丛式水平加密钻井具有明显优势。但由于低渗、超低渗储层需要水力压裂改造才能获得经济产能,水平井水平段走向必须沿最大水平地应力方向,因而在原丛式井组井场所能钻水平井数量受限。偏移距决定了井场可钻浅层丛式水平井数量和钻井施工安全,通过模拟摩阻分析和钻柱屈曲分析,得到了量化结果,可作为钻井设计中合理偏移距的确定提供关键依据。

页岩气大型丛式井三维轨道优化设计模型

我国海相页岩分布在山地、丘陵等复杂地区,要想高效绿色开采这些页岩气资源,大型丛式水平井成为了必然选择。文章结合页岩气钻采作业平台井口布局方式,建立页岩气丛式井最外侧井的井眼轨道多目标优化模型,其目标函数综合考虑了井眼轨道的势能、总长度及侧向位移这三个因素,其中井眼轨道侧向位移最大化可以满足丛式水平井大型化的实际需求。基于重庆涪陵页岩气田现场的丛式水平井数据,通过对井眼轨道多目标优化模型与传统的单目标优化模型的优化结果进行对比分析可以得知,文章建立的井眼轨道多目标优化模型能够让三维井眼轨道在较小的井眼轨道势能和长度条件下,侧向位移达到最大。研究结果表明,考虑井眼轨道侧向位移的多目标优化模型可以定量预测页岩气钻采作业平台的最大水平井布井数量,并且能更好地满足山区、丘陵等复杂地区页岩气田开采降本增效、环境保护和节约用地的实际需求。