长庆气田老井侧钻水平井钻完井压裂技术研究与应用

长庆气田具有典型三低特征,递减率高,低产低效井比例逐年增加,老井挖潜技术成为气田稳产的重要手段之一。2019年以来,在前期先导试验的基础上,通过地质选井选层、Φ139.7mm套管开窗侧钻、小直径裸眼封隔器、精细化压裂等关键技术完善和提升,攻关形成了一套适合长庆致密砂岩气藏的老井侧钻水平井钻完井技术。截止2022年累计开展现场试验81口井,水平段施工能力达到1 200m,平均钻井周期由攻关前41.3天缩短到29.2天,压后初期投产平均日产气达到2.6万方,同时开展了侧钻水平井固井完井桥塞分段压裂探索试验,压后初期投产平均日产气3.2万方,较裸眼完井提高了23%,提产效果显著。

H24-16柔性多分支侧钻水平井钻井实践与认识

江苏油田H24-16井存在砂体能量弱、储层薄、渗透率低及注水不见效等问题。柔性多分支侧钻水平井技术将开窗、造斜、钻进所有进尺全部集中在目标储层,可以实现分支长度与储层接触面积最大化。为挖掘该井薄差层剩余油,研制了柔性钻具、叠加式斜向器及专用打捞矛,设计了分支井眼轨道,辅以井眼轨迹控制,完成了H24-16井的柔性多分支侧钻水平井钻进。首次成功实现了江苏油田在同一油层钻出2个分支水平井眼,为高效侧钻挖潜剩余油积累了宝贵经验,具有较大的推广应用价值。

苏里格小井眼侧钻水平井钻井提速配套技术

侧钻水平井技术能有效提高苏里格地区低渗、特低渗致密砂岩储量动用程度和采收率,提高单井气产量。但苏里格致密砂岩在开发过程中存在着有效气层钻遇率低;环空间隙小、泵压高、易井漏使排量受限,携岩困难;钻头与螺杆匹配性差,起下钻频繁,机械钻速低;钻井液抑制性差,坍塌、掉块复杂情况多等问题,严重影响了钻井周期和效率、增加了钻井成本。通过完善和配套小井眼侧钻水平井钻井相关技术,将苏里格小井眼侧钻水平井平均钻井周期从57天缩短到31天,钻井提速提效效果显著,通过苏里格小井眼侧钻水平井钻井提速配套技术的推广应用,为苏里格老区致密砂岩气挖潜增效和增产稳产提供了技术支撑。

苏里格小井眼侧钻水平井技术的应用

随着开发的深入,长城钻探苏里格气田自营区块低效井逐年增多,为提高区块内储量动用程度和采收率,长城钻探公司开展了侧钻水平井技术攻关。通过总结前期施工经验,持续优化开窗工具、钻头螺杆选型及优选强抑制性、强封堵性复合盐钻井液体系,解决了苏里格51/2″小井眼侧钻水平井“塌、漏、卡”等技术难题,形成了一套成熟的致密砂岩气藏侧钻水平井钻完井技术。自2011年开展先导试验至今,钻井周期不断缩短,水平段长度、砂岩钻遇率逐步提高,侧钻水平井配套技术日益完善,生产效果稳步提高。

超深侧钻水平井完井采油技术研究与应用

某超深油田前期完钻8口井均因出砂和套损而停井。A井是在原B井基础上部署的侧钻水平井,该井完井存在三大难点:一是7in套管侧钻,井眼小,侧钻段长;二是井况复杂,地层高温高压,易塌易漏;三是深井完井工艺对工具性能要求高。为此开展了完井技术攻关,设计了尾管悬挂-筛管顶部注水泥完井工艺,并针对超深、小井眼的复杂井况,优化了完井管柱和工具结构,确保完井工具在超深井施工的可靠性,设计了“两通”通井工艺,确保了管柱良好下入性;优化了控压生产制度,形成了高压低渗透超深侧钻水平井完井技术。A井的顺利完井投产,推动了超深水平井完井技术的发展,为该类区块有效开发提供了重要技术支持。

水平井和侧钻水平井筛管顶部注水泥完井技术

提出了水平井和侧钻水平井筛管顶部注水泥技术,改变了常规的水平井筛管完井工艺中筛管顶部套管(尾管)不注水泥、外部环空彼此窜通的状况,为射孔开发筛管顶部过渡段油层、可靠密封过渡段水层提供了条件;研究了筛管-管外封隔器-盲板-分级箍和管外封隔器-盲板-分级箍-悬挂器两套工艺,分别实现了水平井和侧钻水平井的筛管顶部注水泥固井,对20口井进行了现场试验,取得了较好的效果。

侧钻水平井开采剩余油的三维物理模拟研究

研究了水平井开采物理模拟的相似准则，设计了三维油藏相似比例模型，建立了水平井开采三级油藏物理模拟系统。该系统既能在高温高压模拟油藏条件下研究水平井开采机理，又能在常温常压下研究水平井开采机理和油藏内流体流动。在水平井开采三维油藏物理模拟系统上进行了侧钻水平井开采的实验研究，分析了侧钻水平井开采曲线变化规律，比较了侧铅水平井与直井的开采效果，研究了侧钻水平井的侧钻时机、开采速度、水平段长度等对开采效果的影响。侧钻水平井确实能提高开采效果，延长注水油藏的生产寿命，提高最终采收率。

屋脊式断块油藏侧钻水平井优化技术

明确剩余油分布、准确选择合理水平段的位置是开发屋脊式断块油藏的关键。根据屋脊式断块油藏侧钻水平井的地质条件 ,对地质建模、剩余油分布研究的相关技术进行了综合论述。并研究了水平井地质参数敏感性 ,指出了这类油藏进行侧钻的水平段最佳优化方位、最佳长度及最佳射开部位。在临盘油田盘 40块屋脊式断块油藏应用了侧钻水平井技术 ,根据剩余油研究结果及优化的水平井地质参数进行了布井。现场实施结果表明 ,该技术能有效地提高单井产能 。

冀东油田浅层小井眼侧钻水平井钻井完井关键技术

为解决冀东油田浅层ϕ139.7 mm套管开窗侧钻水平井存在的钻井泵压高、机械钻速低、油水层封隔效果差、油井投产后含水上升快等问题,选用了可以降低钻井泵压的ϕ79.4 mm非标钻杆,试用了能给钻头柔性加压的小尺寸水力加压提速工具,选用了ϕ95.3 mm非标套管、采用了膨胀悬挂尾管筛管顶部注水泥完井技术,并制定了提高侧钻小井眼固井质量的技术措施,形成了适用于冀东油田浅层小井眼侧钻水平井的钻井完井关键技术。该技术在冀东油田5口浅层高含水油藏侧钻水平井进行了应用,与未应用该技术的邻井相比,试验井泵压得到了有效控制,机械钻速提高了24.6%,钻井周期缩短了14.1%,同时解决了小井眼窄间隙井眼封隔差的问题,实现了对水平段水层的封隔和侧钻窗口处的密封,避免了对后期采油生产的影响。试验结果表明,冀东油田浅层小井眼侧钻水平井钻井完井关键技术能够提高小井眼侧钻水平井的机械钻速、缩短钻井周期和有效分隔油水层,提速提效效果显著,具有较好的推广应用价值。

侧钻水平井完井技术研究与应用

针对侧钻水平井的特点,研制了适合5(1/2)in套管侧钻的悬挂筛管完井技术,以及适合7in套管侧钻的悬挂筛管顶部注水泥完井技术,并在胜利、冀东等油田60余口侧钻水平井上得到了成功应用,成为油田老区挖潜上产的重要手段。该技术的实施可有效保护油层,提高地层产能,并在降低完井成本和后期作业难度等方面起到了积极作用。针对胜利油田油藏地质特点,结合油田开发现状,对油田侧钻水平井的发展提出了合理化的建议。

侧钻水平井膨胀套管完井新技术

针对侧钻水平井完井过程中存在固井质量差、井筒内径过小、后续作业困难等问题,开发了侧钻水平井膨胀套管完井新技术。该技术能够有效扩大生产套管内径,具有完井管柱坐挂和封隔2种功能。地面试验表明,膨胀套管完井管柱工艺设计合理,可以解决常规侧钻井完井过程中出现的问题;该管柱密封性好、操作简便、成本低、效率高,具有较高的推广应用价值。

侧钻水平井在陆梁油田开发调整中的应用

准噶尔盆地陆梁油田陆9井区下白垩统呼图壁河组油藏为典型的薄油层、边底水活跃的砂岩油藏,开发过程中受边(底)水推(锥)进及注入水突进影响,部分油井含水高、采出程度低且增产难度大。为提高油藏开发效果,利用多种手段对油层水淹状况和水驱规律进行了系统研究,确定了剩余油富集区。通过运用油藏工程和数值模拟,对侧钻水平井主要技术参数进行了优化。2008—2009年共实施侧钻水平井14口,平均单井增油8.1 t/d,含水下降47.2个百分点,恢复产能2.69×104 t,效果十分显著。

小井眼侧钻水平井技术的应用

针对WZ复杂油田的构造、储层及剩余油潜力等特点,总结了应用小井眼侧钻水平井技术对有潜力的油层按剩余油不同类型的分布情况采用不同的设计方法进行钻穿目的油层的应用情况。现场实施7口井,均达到了预期设计目的,投产效果良好。这项技术的应用表明,在复杂断块油藏开发中后期,结合剩余油分布特点,采用先进配套的钻井技术,油藏潜力可以得到充分挖掘,并能取得良好的开发效果和经济效益。

深层侧钻水平井膨胀套管钻井封堵技术研究

针对塔河油田部分深层侧钻井存在地质避水要求,且钻遇易漏和易坍塌地层的情况,分析了塔河侧钻井现状及难点,优选了技术方案并探讨其可行性,采用膨胀套管充当技术套管封堵复杂层。结合深层侧钻水平井的井况条件,对膨胀套管关键技术进行研究及优化,完善了技术实施方案。详细介绍了膨胀套管技术在TK6-463CH井首次封堵应用情况,现场应用结果显示,膨胀套管实施后能够满足钻井封堵和后续非常规小井眼钻井要求,为其提供了一种全新的解决方案,也为膨胀套管技术在复杂地层钻井提供了技术基础。

浅谈侧钻水平井在改善薄层、底水稠油油藏开发效果中的运用

针对薄油层和底水油藏的特点,综合运用三维地震解释、综合测井解释及油藏数值模拟等方法,研究砂层的展布方向,通过筛选原则优选原井井位,并进行水平段优化设计,有效地避开油藏底水,取得了较好的开发效果。该研究为同类油藏的开发提供了一种行之有效的方法。

应用侧钻水平井技术改善低渗透油藏开发效果

针对静 17块s3 油藏高凝、低渗的特点 ,为了提高储量动用程度 ,改善开发效果 ,在油藏精细描述和剩余油分布规律研究的基础上 ,实施了侧钻水平井技术 ,取得了较好的效果 ,为今后其它低渗透油藏改善开发效果提供了一条新的途径。

侧钻水平井初始井眼条件对起始段轨迹的影响分析

侧钻水平井轨迹起始段工艺技术 ,是侧钻水平井钻井工艺的关键技术。为了考虑侧钻点位置及老井的初始井斜、方位对侧钻水平井起始段的影响 ,需要对侧钻水平井进行三维轨迹设计考虑。文章运用空间斜平面法分析了对侧钻水平井起始段有重要影响的主要初始井眼条件 ,包括侧钻点 (地层因素 )、侧钻点初始井斜角、侧钻点初始方位角等对起始段轨迹的影响。为满足油藏工程、钻井工程对侧钻水平井方位、水平位移的要求 ,达到井眼轨迹平滑 ,顺利实现钻井、完井工艺 。

侧钻水平井开采正韵律油层顶部剩余油可行性评价公式

以一个五点法注水井网 1 /4单元正韵律油层数值抽象地质模型为例 ,利用多功能模拟器 ,首先对垂直井生产 ,然后改用超短半径侧钻水平井开采油层顶部剩余油 (两种生产方式含水率均达 0 .98时结束 ) ,按此生产方式用油藏工程和数理统计处理模拟结果 ,得到一个水平井比垂直井采收率增加相对值的多元回归公式 ,然后用Сипачев水驱特征曲线计算最大可采储量 ,用Arps递减指数为 0 .5的递减曲线计算产量剖面 ,并用正交设计对不同的参数方案进行侧钻水平井的经济评价。根据评价结果 ,基于投入产出平衡的原则 ,用多元回归法得到了一个用侧钻水平井开采水驱后正韵律油层顶部剩余油的可行性评价公式 ,该公式考虑了影响侧钻水平井效果的 3类主要因素 :油藏参数、井参数和经济参数。研究表明 ,侧钻水平井是开采成熟油田剩余油非常重要的技术 ,有很大潜力。表 1参

利用侧钻水平井、分支井开采静17块低渗高凝油油藏

通过对静 1 7块油藏地质特征的再认识 ,在完成油藏精细描述和剩余油分布规律研究的基础上 ,经过井位和层位精细筛选 ,结合区块纵向上主要发育 2套油层的地质特点 ,在静 1 7块整体部署了侧钻水平井、分支井 ,分层系开采不同目的层。在钻井过程中应用了现场地质跟踪导向技术 ,完钻 4口井 5个分支 ,油层钻遇率达到 90 %以上。目前投产的侧钻水平井单井累计产油量为邻近直井产油量的 3倍以上。侧钻水平井、分支井的应用提高了静 1 7块的开发效果。

超深侧钻水平井测井工艺在塔河油田的应用

系统分析塔河油田超深侧钻水平井测井作业过程的施工难点,主要包括湿接头对接成功率低、仪器温度性能难以得到有效保证、仪器组合方式受到限制、施工过程中会存在一些井下风险等因素。从井筒准备、仪器串性能检测与组合、施工过程控制、井口电缆防护等4个方面入手,形成较完善的超深侧钻水平井测井工艺和配套施工方案。超深侧钻水平井测井如果井底温度超出了常规仪器175℃/140MPa的工作范围,应使用高温仪器进行施工;施工前应认真检测仪器的温度性能;采取高温烘箱检测法时其加温温度应提高至175℃;井口电缆防碰装置对钻具输送时测井电缆在井口的安全起到了非常有效的保护;现场多个施工单位之间的紧密配合也是安全顺利取全取准测井资料的关键因素之一。该工艺能够应用到水平井和复杂深井直井施工中。超深侧钻水平井测井工艺在塔河油田先后完成近40井次的施工任务,一次施工成功率达到90%。