苏里格气田水平井快速钻井技术

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧,属于大型陆相砂岩岩性圈闭气藏,是我国迄今为止已发现的开发难度最大的低渗透率、低压力、低丰度的"三低"大型气田。气田开发模式历经直井、定向井再到水平井,但钻井周期长、建井综合成本高一直严重制约着该气田的经济有效开发。为此,中国石油长庆油田公司针对如何提高钻井速度、降低钻井成本等一系列难题,开展了多年的探索、攻关与实践,最终形成了以井身结构优化、PDC钻头个性化设计、井眼轨迹优化与控制,以及钻井液体系优化[斜井段应用复合盐钻井液、水平段应用无土相暂堵钻(完)井液]等为核心的水平井快速钻井配套技术。2010年至今,该技术已经在该气田240余口水平井上规模推广应用,平均钻井周期由以前的90.2d缩短至67.1d,平均砂层钻遇率达到了81%,取得了显著的技术经济效益,成为苏里格气田经济有效开发的主体技术之一。

自适应控制压力钻井关键技术及研究现状

为了减少钻遇压力敏感或安全压力窗口狭窄等复杂地层所产生的非生产时间,提出了对井底压力进行精确控制的自适应控制压力钻井的技术思路。探讨了控压钻井技术的井底压力控制机理,集成了所需关键技术装备,绘制了自适应控压钻井技术的关键技术路线图。系统地介绍了地层压力随钻检测技术、随钻井底环空压力测量、钻井液连续循环装置、井口回压检测与控制、数据传输技术的国内外技术现状。最后提出建议:国内相关单位应联合攻关,尽快研发具有自主知识产权的自适应控压钻井技术及相关装备,缩短与国际先进钻井技术间的差距。

流体加热方式原位开采油页岩新思路

油页岩原位开采技术是未来进行油页岩大规模商业化开发的必然趋势,其中,流体加热技术因加热速度快、可充分利用干馏气、技术相对成熟等优点而被广泛关注.针对目前国内外油页岩原位开采流体加热技术存在的一些问题,提出了一种流体加热新思路,即采用水平井分段压裂和过热蒸汽辅助重力驱组合技术开发埋藏较深（300-1 000 m）的油页岩资源,其主要原理是通过在水平井分段压裂形成的复杂网状裂缝中注入高温过热蒸汽加热油页岩储层,并逐渐将干酪根裂解转化为液态烃,产生的液态烃在重力作用下通过裂缝流入生产井,然后通过常规方法采出.以山东龙口黄县盆地油页岩为例,提出了新流体加热技术设计方案,对今后进行先导试验有着重要的参考价值.

钻井液用水基润滑剂NSR-1的研究与评价

考虑大位移复杂工艺井钻井和环保要求,制备了由非离子表面活性剂、石油磺酸盐、聚醚硅油及10%助表面活性剂、0.3%氟表面活性剂、1%渗透剂、1%消泡助润滑剂、5%冰点改善剂组成的水基润滑剂NSR-1。其中主组分(前三种)用量通过正交设计实验法确定。介绍了制备方法。在低密度淡水基浆中加入0.5%、1.0%NSR-1,使黏附系数fA分别下降50.0%、63.6%,使润滑系数fL分别下降80.3%、87.1%,对流变性也有一定调节作用。NSR-1降低淡水基浆fA和fL的效果好于常用聚合醇、聚醚、白油及酯基润滑剂。在胜利油田2口大位移延伸井和1口热采水平井使用该润滑剂,钻井液润滑性良好,钻井作业顺利完成。表3参2。

水平井钻井技术在苏里格气田的研究和应用

为提高整体开发效率 ,在长庆气田苏里格区块应用了水平井钻井技术。文章根据两口水平井的施工情况 ,总结了适合苏里格气田的水平井的井身结构、轨迹控制以及气层屏蔽保护方面的工艺技术 ,找出了水平井开发技术的创新点和存在问题 ,为以后高效开发低渗透油气田提供技术依据。

三维水平井YP-3X井钻井难点与对策

鄂尔多斯盆地致密油资源丰富、分布广泛,是长庆油田建设西部大庆战略目标的重要接替区。但其岩性致密、渗透率低、储层物性差,且主要分布于井场受限的沟壑地带,目前应用较为广泛的水平井钻井技术难以实现经济有效开发。国内外油气田开发实践表明,丛式水平井能够大幅缩减投资成本,提高油田经济效益。为探索丛式水平井开发模式,形成鄂尔多斯盆地致密油藏钻井核心技术,针对三维水平井轨迹控制、泥岩失稳垮塌、管串下入摩阻大等难题开展攻关与实践,并在YP-3X井进行了先导性试验。YP-3X井系阳字水平井组一口偏移距超过300m、水平段超过1500m的三维水平井,该井的成功实施突破了丛式水平井瓶颈技术难题,形成了以井身结构优化、剖面轨迹控制、泥页岩防塌等技术集成配套的三维水平井钻井技术,为长庆油田规模开发致密油藏奠定了一定的技术基础。

台4平1井完井工艺

为提高采收率和单井产能,改善油田开发效果,华北油田首次在砂岩油藏进行了水平井开采试验。针对第1口水平井台4平1井的地质特点,通过多套方案对比,优选出Φ139.7 mm油层套管射孔完井方式,选用油管输送射孔工艺、近平衡压力射孔方式、89枪和89-III弹、孔密16孔/m、180°下相位4排定向布孔方式,使用处理过的该断块地层污水作为洗井液和射孔液。为防止落物掉入水平段,研制出以Y241封隔器、KHT脱接器和泄压球座为主的防落物管柱。为今后水平井在华北砂岩油藏的进一步推广应用提供了经验。

油基钻井液封堵技术在页岩水平井中的应用

根据页岩水平井水平段页岩裂缝发育、井壁坍塌问题,对油基钻井液的封堵性进行了优化,使用了多种刚性、柔性以及成膜的油基封堵材料进行了评价实验形成了强封堵的油基钻井液体系。泌页HF1页岩油气水平井现场应用表明,该油基钻井液体系封堵防塌能力强、滤失量低、破乳电压高,具有较强的携带能力,避免了水平井段井壁垮塌问题,中石化河南油田泌页HF1井三开水平段长1044m,钻进、电测、下套管顺利。

页岩气钻完井技术现状及难点分析

页岩气勘探开发在中国刚刚起步,缺乏相关技术经验。为此,介绍了国外页岩气钻完井技术现状及最新进展。国外页岩气开发先后经历了直井、单支水平井、多分支水平井、丛式井、丛式水平井钻井(PAD水平井)的发展历程;目前水平井已成为页岩气开发的主要钻井方式,页岩气水平井钻井要考虑其成本,垂直井段的深度不超过3 000 m,水平井段的长度介于500～2 500 m;PAD水平井钻井利用一个钻井平台作为钻井点,先后钻多口水平井,可以降低成本、节约时间,是比较新的页岩气钻井技术;页岩气固井主要采用泡沫水泥固井技术,完井方式以套管固井后射孔完井为主。在综合分析国外页岩气钻完井技术及钻完井难点的基础上,指出国内页岩气钻井应着力解决在保持井壁稳定、预防事故、降低钻井成本、研发配套仪器和优选钻井液配方等方面存在的问题。

渤海油田裸眼水平井套铣打捞封隔器关键技术及其应用

针对渤海油田裸眼水平井斜度大、水平段长、摩阻大、不易起下钻和传递钻压及扭矩、井壁稳定性差等修井作业难题,通过裸眼水平井钻具优化技术、套铣打捞技术、修井液体系优化技术、冲砂技术等一系列关键技术的制定与实施,成功实现了渤海油田裸眼水平井打捞作业零的突破,取得了良好的经济效益,为后续裸眼水平井修井作业提供了借鉴。

伊朗Y油田水平井钻井技术

伊朗Y油田水平井面临着地质岩性多变、地质靶区不确定、裸眼井段长、井眼摩阻大、长水平段井眼轨迹控制困难等一系列钻井技术难点。结合Y油田一期水平井钻井实践,详细总结、形成了包括井身结构优化、螺杆钻具类型及其稳定器外径优选、钻头选型、侧钻钻具组合优选、水平井段优快钻井、KCl聚磺钻井液在内的6项水平井钻井技术。该技术在YS9井得到成功应用,定向段和水平段施工比设计提前12.4 d。Y油田水平井优快钻井技术的应用,能够提高钻井成功率,缩短水平井的建井周期,降低钻井成本,对Y油田后续的水平井施工起到一定的指导和借鉴作用。

大位移井完井液体系的研究及其应用

文章在总结大位移水平井的完井液体系研究过程中 ,针对大位移水平井的技术特点及渤海QK1 7— 2油田的储层物性和特征 ,着重解决大位移水平井水平井段长、完井作业时间长、储层埋藏浅、高孔高渗、胶结疏松、成岩性差以及完井过程中还可能发生井漏等问题。此外 ,充分考虑完井作业等几方面因素的影响 :大位移井的水平段完井液需要具备悬浮携带运移的特性 ;大位移水平井需要砾石充填先期防砂 ;套管射孔作业过程对储层的伤害 ;打开储层后各种工作液对储层的综合影响。通过室内研究和现场应用 ,成功地解决了四项关键核心技术 :射孔后的屏蔽暂堵油层保护技术 ;水平井射孔液的悬浮携砂技术 ;携砂液的胶液悬浮、携砂及破胶技术 ;水平井工作液综合影响评价思路和技术。为渤海首次成功应用大位移钻井技术、完善和充实了完井技术 ,为在渤海地区进一步推广和应用大位移井完井技术奠定了坚实的基础。

中国堵水调剖60年

记述了中国油田油井堵水、注水井调剖,以及调驱、深部液流转向等技术的起源、试验、发展、成熟、更替的过程。在这60年中,油井机械封隔器分层堵水技术、水玻璃-氯化钙化学堵水技术、聚丙烯酰胺-黏土注水井调剖技术、膨胀颗粒深部调剖、弱凝胶调驱技术、聚合物微球深部液流转向技术、区块整体调剖PI、RE、RS决策技术,以及近十年发展的水平井化学及机械控水技术、选择性堵水技术等是具有里程碑意义的技术。随着油气田开发程度的加深,高温、深井、裂缝、海上等油藏的堵水调剖技术,水平井、气井的堵水技术,以及智能化学剂技术、高效选择性堵水技术、聚驱后的调驱技术等将会成为研究的重点。

东胜气田钻井液废弃物处理与钻井液技术

东胜气田某水平井钻探过程中应用钻井液不落地技术,通过电化学处理、沉淀、加药调整各项性能之后再次参与循环,岩屑无害化处理以降低废弃物污染。但钻井液中直径<5μm的固体颗粒没有完全清除,颗粒累积后会污染钻井液。污染后的钻井液导致各类井下复杂频发。这样会增加钻井成本,甚至使施工井报废。试验应用的氯化钾聚合物钻井液体系解决井壁失稳和井漏问题。对合理应用不落地技术和氯化钾聚合物钻井液体系提供了参考依据。

沈625-H2井钻井液技术

辽河油田沈625-H2井斜深3833 m,垂深3290 m,从2900 m开始造斜,400 m长水平段钻遇沙四段易吸水的泥岩和油页岩及Pt段裂缝发育、地层压力低、易发生井漏的潜山地层。选择的钻井液为：一开0-302 m普通水基膨润土钻井液;二开302-2500 m氯化钾钻井液,2500-3259 m氯化钾/聚合醇钻井液;三开3259-3833 m水包油钻井液。介绍了现场采用的井眼净化、井眼稳定、润滑防卡、防漏、保护油气层措施及各钻井液的配方、配制、转化、维护及处理工艺。该井建井周期93天,起下钻顺利,未发生卡钻、井塌,井径扩大率小于5%,固井质量优,水平段油层得到了保护。表1。

川西首口水平深井钻井难点与技术措施

通过对川西首口水平深井X21-1H井的分析,介绍了该区块钻水平井存在直井段防斜难度大、斜井段及水平段钻井液携砂困难、地层可钻性差及井控风险大等难点。针对上述难点,从井眼轨迹控制技术、钻具组合的选择、钻井液性能优化及配套快速钻井技术等方面介绍了该井所采用的主要钻井技术。认为直井段的防斜打直、良好的井眼轨迹以及钻井液优良的携砂护壁性是钻水平井成败的关键。

连续油管钻井技术

连续油管钻井 (CoiledTubingDrilling ,简称CTD) ,是国外九十年代发展起来的一项新技术 ,目前 ,国内油田尚无广泛应用。本文较系统地论述了这一新技术所采用的设备和中外油田的应用情况 ,分析总结了CTD的工艺特点及发展趋势 ,并对其在稠油开发 ,老井重入等方面的应用进行了阐述。

煤层气储层伤害机理与水平井双层管柱筛管完井技术

煤储层具有高吸附性、低渗透性、易压缩与易破碎的特征,煤层气水平井钻完井过程中常常造成煤储层伤害,导致煤层渗透率和单井煤层气产量大幅度降低。通过实验分析,揭示水平井钻完井液中的固相颗粒、流体流动诱导产生的固相成分对煤储层微裂隙堵塞成因,阐明煤层气水平井钻完井中储层伤害的机理。在此基础上,提出水平井双层管柱筛管完井技术,分析其减轻煤储层伤害的机理,即通过冲管水力冲击作用消除水平井壁钻井液泥饼,清除井壁附近堵塞微裂隙煤粉,并在近井地带产生应力增渗作用。相对于煤层气常规的多分支水平井及分段压裂水平井,水平井双层管柱筛管完井的稳定日产气量、稳产周期均大幅提升。该技术在沁水盆地南部部分区域推广应用显示,3号煤层气井平均日产气量提升到20000 m^(3),同时实现15号煤层气的开发突破,平均日产气量提升到10000 m^(3)以上。研究成果对于降低煤层气水平井钻完井过程中的储层伤害,提高煤层气井产量具有重要的理论和实践意义。

SPS-1钻井液体系研究及在小井眼气井水平井的应用

从钻井液角度探讨了苏里格气田套管开窗侧钻水平井(118 mm)钻井过程中遇到的技术难点,论述了为解决这些技术难点而研究出SPS-1钻井液体系并获得成功应用。SPS-1钻井液体系的研究,在提高抑制性、提升润滑性、增强封堵性、抗温性和储层保护等方面,展开了系列实验和评价。加入甲酸钠10%,线性膨胀率达到17%,一次回收率90%~95%,二次回收率80%~85%;加入2%润滑剂DFL-2,分别模拟60 N、120 N两种侧向力作用下,测其扭矩分别下降36%和29%;利用新型复合封堵剂G327,中压滤失滤饼的清水通过量只有1 m L,高温高压滤失量降低30%;体系抗温性评价110℃,流变性和滤失性能变化只有25%,能够满足现场要求;三块岩心储层保护评价实验,对岩心平均伤害率16.4%。在苏里格气田成功应用2口井,其在封堵和储层保护、泥页岩抑制、润滑减阻、携岩洗井、PDC钻头泥包等方面表现良好,效果显著。其中一口井试气无阻流量30×10~4m^3/d。为规模开发此类井打下基础。

普光气田超深水平井暂堵后防卡技术研究

普光气田储层普遍具有埋藏深、硫化氢含量高、产量大等特点,该气田中的超深水平井存在储层跨度大、水平段长、摩阻高、循环过程中低边无法有效循环到位、射孔后筛管以下井段无法建立循环、暂堵施工后水平段残留大量暂堵浆等问题,常常造成完井管柱下入途中遇阻卡等复杂情况。暂堵后防卡技术旨在通过对普光气田超深水平井射孔暂堵后的暂堵浆排出方式、使用的压井液性能等方面展开优化研究,以形成一套有效的超深水平井暂堵后防卡技术,保证普光气田的有效开发,并为该类川东北地区水平井的开发作业提供参考。