金平1浅层大位移水平井钻井技术

金平1井是胜利油田第一口特浅大位移水平井,创全国陆地油田水平井位垂比最高纪录(位垂比2.803∶1)。该井为预探井,钻进地层埋深浅,欠压实程度高,地层不稳定,上部地层松软,地层造斜能力差。通过优化井身结构设计、钻具组合与钻井参数,保证了井眼轨迹平滑;利用摩阻扭矩计算软件进行实时摩阻扭矩分析,采用短起下钻、分段循环等手段有效清除了岩屑床,保障了井眼畅通和井下安全;采用乳化润滑防塌钻井液体系,根据地层特点合理调整钻井液性能,满足了全井井壁稳定、携岩和润滑的要求。全井克服了浅地层造斜稳斜控制困难,大井眼、长水平段岩屑携带困难,起下钻摩阻大,旋转钻进扭矩大等一系列技术难题,安全钻至井深2218m,水平位移1636.49m,垂深592.90m。详细介绍了金平1井的现场施工情况。

南海西部超浅层气田水平井EZFLOW无固相弱凝胶钻井液研究与应用

南海西部L气田埋深浅、地层破裂压力低、泥岩含量高,水平井钻进过程中因泥岩造浆导致钻井液黏度、切力升高,循环当量密度(ECD)升高导致压漏地层问题频发。为此,利用岩心驱替试验结果和软件模拟计算ECD相结合的方法优化了EZFLOW钻井液的流变性,并采用高浓度泥岩造浆的方法优化了其抑制性能,用自制的高压填砂承压仪评价了其承压能力。室内评价试验显示,EZFLOW钻井液低剪切速率黏度为15 000~30 000mPa·s时,在直接返排渗透率恢复率达到85%以上的前提下,ECD小于地层破裂压力;优化后的EZFLOW钻井液抑制性和封堵性强,能够抗25%现场泥岩侵污。现场应用发现,EZFLOW钻井液表观黏度随井深波动幅度小,ECD附加值最大仅为0.07g/cm^3,钻进及砾石充填过程中均未发生漏失,产气量均超过配产的10×10~4 m^3/d,最高达16×10~4 m^3/d。研究结果表明,优化后的EZFLOW无固相弱凝胶钻井液能够解决超浅层水平井破裂压力低导致压漏地层和保护储层的问题。

井楼超浅层大位移水平井钻井液体系

楼平2井是河南油田井楼区块的一口超浅层大位移水平井,同时创中国石油化工股份有限公司2项新指标:垂深最浅、位垂比达2.51。针对井楼区块地层特点及水平井施工对钻井液的要求,在室内进行了大量试验,优选出聚合物乳化混油防塌钻井液体系。实钻表明,该体系较好地控制了钻井液滤失量,减少了滤液渗入地层;悬浮和携带能力强,井眼净化彻底,避免了岩屑床的形成;抑制能力强,解决了该区块地层分散造浆和易坍塌、阻卡等技术难题;摩阻系数小,起下钻遇阻最大不超过80kN;油层保护效果好,初试油求产,产油量达30t·d-1。

浅层低渗油藏压裂水平裂缝直井产能方程推导及应用

为了准确预测浅层低渗油藏压裂水平裂缝直井的产能,基于压裂水平裂缝在储集层中的分布及渗流理论,建立了浅层低渗压裂水平裂缝油藏渗流物理模型,继而推导了考虑储集层物性、流体属性、人工压裂水平裂缝及工作制度影响的浅层低渗压裂水平裂缝油藏直井产能方程。然后计算了延长长6储集层某直井产能,并进行了产能影响因素敏感性分析。结果表明,储集层垂向渗透率、原油黏度及压裂水平裂缝短半轴对产能影响较为显著,建立的直井产能方程应用简单、方便,计算结果满足工程精度。

浅层疏松砂岩油藏水平井解堵技术

冀东油田浅层水平井在钻、完井和生产过程中会出现储层堵塞现象,需要酸化解堵来恢复产能。水平井酸化技术难点是井段长、均匀布酸困难、酸液用量大、施工时间长,对缓蚀标准要求高。在直井成熟技术的基础上,结合水平井不同的完井、防砂方式,开展了均匀布酸技术研究,研制了稠化酸和颗粒转向剂和简易机械分段管柱等,形成了稠化酸多级注入、暂堵转向酸化、机械分段均匀酸化等技术。优选了高效缓蚀剂体系,达到了施工要求。同时针对水平井高含水情况,提出了堵—酸结合的新思路。在2005-2006年共现场应用各种工艺136次,有效率82.7%,基本满足了冀东油田浅层疏松砂岩油藏水平井生产的需要。

风城浅层超稠油油藏水平井注蒸汽开发试验效果分析

风城浅层超稠油油藏水平井试验区由1口水平井、3口在井和5口观察井组成。1995年投入注蒸汽开发试验。从生产试验特点、生产效果影响因素、汽窜裂缝方向及不同生产方式下效果对比等方面进行了分析研究，得出：汽窜裂缝是影响水平井生产效果的重要因素；水平井吞吐预热、间歇汽驱、化学剂降粘是一种行之有效的开采方式。

浅层特稠油水平井注蒸汽开发数值模拟——以克拉玛依油田九_6区为例

针对克拉玛依油田九6区特稠油水平井试验区，进行了水平井倾斜方向、注汽附管长度等参数敏感性分析，并在注采参数优选的基础上，进行了不同生产方式的指标预测，得出九6区水平井应以吞吐生产为主的结论，为今后的水平井生产提供了指导。

扶余油田二次开发体系实施效果

扶余油田1970年全面开发,至2000年进行过2次全面调整,年产油量曾多年保持在100×104t以上。到2002年年产油量仅为65×104t,采出程度达25%,综合含水率高达89%,2003年年产油量仅为60.9×104t。针对油田存在的井况差、分注率低、井网不适应和地面集输系统老化等问题,进行了第三次油田综合调整。形成和完善了油田二次开发体系,即重构地下地质体系、重建井网结构、重组地面工艺流程、重用配套工艺技术和重变开发方式。为了适应扶余油田二次开发体系,进行了10余种配套技术研究:复杂地面、浅层三维地震采集与处理技术;储层沉积微相研究;剩余油量化与性质研究;水平井及定向井应用;优化固井体系与实施;常温不加热集输;浅层定向井、水平井举升配套技术;携砂液高砂比造宽短缝压裂;窜流通道识别与调剖;蒸汽吞吐热采技术。在该油田实施配套技术系列后,新增石油地质储量达6 000×104t以上,已累计新建产能95×104t。该油田由年产原油量60.9×104t,又重新上升到100×104t以上,取得了良好的经济效益和社会效益。

超浅层稠油水平井注采工艺的研究与应用

针对井楼油田超浅层稠油水平井原油粘度大、储层胶结疏松、出砂严重、造斜点浅、井斜变化率大以及方位角大的特点,研究应用了滤砂管挤压防砂完井工艺、隔热注采一体化工艺、大斜度抽稠泵抽油工艺,先后在楼平1井等5口水平井进行了现场试验,施工成功率为100%,平均累计增油2683.1t,平均油气比0.321,平均有效期596d。实现了稠油有杆泵人工举升最大井斜角达72.95°,最大位重比2.59。现场应用证明,该技术能够达到超浅层稠油水平井注采的要求,很好地解决了超浅层稠油水平井的开采难题,具有广阔的推广应用前景。

浅薄层稠油油藏水平井开发实践与认识

介绍了克拉玛依油田四2区齐古组油藏的特征、开发过程和开采工艺,形成了一套较为适合的常规直井钻机钻浅层稠油水平井的钻井、完井技术工艺,实践表明,在浅层稠油利用直井和水平井技术进行开发,可大幅度提高单井产能和综合开发效益。

河南油田直井钻机钻浅层水平井钻井技术

井楼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。属超浅层中短半径大位移水平井,防碰绕障问题比较严峻,施工难度较大,针对施工难点,采取了表层造斜、优化井身结构和井眼轨迹及钻井液性能等相应的技术措施,实现了安全优质钻井。其中楼平1井完钻井深528m,完钻垂深159.88m,井斜94.75°,水平位移414.17m,位垂比2.59,成为当时国内应用常规直井钻机所钻位垂比第一的水平井。对同类似浅层大位移水平井施工有着重要的借鉴意义。

浅海中潜艇腐蚀相关静态磁场特征预测

为对浅海环境中潜艇腐蚀相关静态磁场进行特征预测,采用3层平行分层导电媒质模型模拟浅海环境,采用水平直流电偶极子模拟场源。推导了水平直流电偶极子在全空间中的磁场分布表达式,在此基础上,采用数值仿真的方法分析海水中腐蚀相关静态磁场的分布特征及远场衰减规律,并进一步分析海洋环境,如海床电导率、海水深度、空气-海水界面等因素对场的影响。分析结果表明:浅海中潜艇腐蚀相关静态磁场量值可测,分布特征明显,远场按距离的平方反比衰减,是值得重视的探测或打击信号源;由于导电媒质中空间电流的影响,电导率小于海水的海床媒质使海水中的总磁场略有增强,而空气-海水界面则使其略有减弱。研究结果为进一步的实际应用奠定了基础。

水平井注汽开发浅层稠油油藏参数优化研究

为了进一步提高）（J研究区浅层稠油油藏的开发效果，充分发挥水平井注汽开发技术的优势，结合数值模拟方法，建立了浅层稠油油藏模型，对水平井蒸汽吞吐开采参数进行了优化研究。计算结果表明：以水平井眼位于油层中下部，水平井段长度250～350m，注汽速度200～250㎡／d，注汽压力5～6MPa，注入蒸汽干度0．7～0．8，注入蒸汽温度300℃的模式进行开发可获得最优的注汽开采效果。优化结果在研究区浅层稠油的实际应用中取得了较好效果，为研究区增产提供了一定的技术参考。

浅薄层稠油水平井混合气与助排剂辅助蒸汽吞吐研究

为进一步研究水平井混合气(烟道气)与助排剂辅助蒸汽吞吐技术在浅薄层稠油油藏的应用,利用室内物理模拟实验对辅助方式的驱油效率和封堵能力进行评价,并通过数值模拟方法对研究区块适合水平井混合气助排剂辅助蒸汽吞吐的地质界限及最优参数进行限定和优化。研究结果表明,混合气助排剂辅助蒸汽驱的驱油效率比纯蒸汽驱、蒸汽助排剂驱和蒸汽氮气助排剂驱分别高出16.2%、11.0%和8.0%。混合气助排剂综合作用形成的泡沫封堵能力优于其他辅剂。研究区块适用于该技术的临界有效厚度随渗透率的增加而减小,临界渗透率随有效厚度的增大而增加。在确定研究区块地质界限的基础上,通过不同的渗透率和有效厚度组合,得到适合于该区块的注入参数,即混注比、注汽强度和混合气助排剂注入量的优化图版和取值范围。在实际区块进行了2口水平井的成功试验,为该技术在浅薄层稠油油藏的扩展应用提供了借鉴。

胜利油田水平井钻井技术现状与发展趋势

随着钻井区域不断扩大,钻井难度不断增加,水平井作为提高油气勘探开发最有效的的手段之一,应用越来越广泛。多年来,胜利油田经过不断的技术攻关研究与推广应用,水平井钻井技术取得了很大进展。简要回顾了胜利油田水平井钻井技术发展过程,详细介绍了胜利油田目前水平井钻井技术现状,并分析了下一步技术发展趋势。

浅层油藏水平井采油配套技术

水平井钻井技术的发展使油井开采技术有了更大进步。为探索水平井开发的配套工艺技术,冀东油田对水平井开采工艺技术进行研究,根据油层特点,分析各区块的具体开采情况,形成了油层保护、出砂预测、防砂、解堵、防落物、举升等配套工艺技术,基本满足了水平井开发需要,文章详细介绍了这些技术,经实际应用,取得了良好效果。

玛湖凹陷斜坡区浅层油气地质条件及勘探潜力

准噶尔盆地玛湖凹陷斜坡区浅层(T2k-J)具有较大勘探潜力,为了研究其油气地质条件和成藏有利区的分布规律,开展了大量的录井、测井和岩心资料分析,基于三维地震资料解释,对斜坡区浅层进行了综合地质评价。结果表明:①玛湖凹陷斜坡区克拉玛依组、白碱滩组、八道湾组和三工河组等4套目的层的储层规模大,埋藏浅,物性好,具备形成集群式分布的岩性油气藏的条件;②研究区储盖组合配置较好,纵向上相互叠置,为集群式分布的岩性油气藏奠定了良好的储盖组合条件;③斜坡区断裂的发育为斜坡区浅层油藏提供了良好的油气运移通道;④研究区断块或断层-岩性圈闭均具有集群式分布的特征,且空间上叠置连片分布,成圈条件优越。浅层与深层油气富集区表现为"接力成藏"特征,具有一定继承性。该研究成果对玛湖凹陷斜坡区浅层的油气勘探具有指导作用。

大庆葡萄花油田超浅层水平井钻井技术

系统地分析了大庆超浅层水平井（造斜点20m,目的层垂深270-290m）钻井施工技术难点和特点,重点介绍了P12井区的地层特性、岩性特征,指出了井眼轨迹控制难点,并相应地制定了井身结构、水平井轨道设计和轨迹控制方案措施.通过选取合理的造斜工具、优化钻具组合、钻井参数优选及控制措施的执行,顺利完成了3口超浅层水平井的施工.通过技术的成功应用,系统地总结形成了一套超浅层水平井钻井配套技术,在较好满足超浅层稠油油藏有效开发的基础上,更为国内外同类储层的开发提供了有益借鉴.

乐东22-1气田A14H井表层定向及扩眼钻井技术

为解决南海莺歌海盆地乐东22-1气田表层松软地层定向造斜扩眼钻进困难、邻井相碰及易产生新井眼等钻井工程技术难题,提出了一种先钻小尺寸领眼,再用新型三级固定翼扩眼器定向扩眼,然后下入套管的海洋表层钻井技术。结合随钻测量仪和电子陀螺测斜仪钻进乐东22-1气田A14H井表层时,先用250.8mm钻具定向造斜、钻小领眼,再用254.1mm×349.3mm×444.5mm新型扩眼器将领眼定向扩眼至444.5 mm,下入339.7mm表层套管并固井。现场应用表明,该技术解决了丛式井表层防碰难题,保障了疏松地层的造斜钻进效果,防止了钻井中扩眼钻具对领眼井造斜效果的不利影响,对后续类似井的钻井具有一定的借鉴价值。

楼平3井超浅层大位移水平井套管固井技术

楼平3井是河南油田的一口超浅层中短半径大位移水平井试验井，不但位垂比达2．39，而且平均造斜率也达到了66～70°／100m，因此固井施工难度大。通过对浅层水平井固井难点的分析及配套固井技术研究和应用、优选水泥浆配方、选择合理的套管扶正器安放位置及注水泥施工参数，研制了井口加压装置。在垂深190．34m的超浅层水平井上成功实现了0177．8完井套管一次安全下入至设计井深，并取得固井质量合格的良好效果。对同类似浅层大位移水平井施工有着重要的借鉴意义。