毛管压力理论与地质建模在定向井部署中的融合应用——以柴达木盆地英东油田下盘油藏为例

英东油田下盘油藏是柴达木盆地的典型长井段多油层单斜断鼻油藏。针对油藏开发矛盾,以沉积和构造控藏为出发点,将传统的单纯油水过渡带计算与储层地质模型预测的单一维度流体分布表征方法相结合,提出了毛管压力理论与地质建模相融合的定向井轨迹部署方法,有效地规避了单一因素在井位部署过程中带来的钻探风险。由于实验室毛管压力的测量环境与实际地层的不同,在计算油柱高度前,要将实验室毛管压力转换为相应的油藏毛管压力,使得计算结果更贴近真实的油藏信息。同时,直接利用平均J函数曲线建立的油柱高度模型,虽然一定程度上弥补了单一岩样表征不全的缺陷,但针对多层强非均质性油藏,需多点、多段的分析和计算,且必须结合工区沉积、构造特征及测井资料修正模型参数,才能进一步提高油气刻画精度。研究结果表明:利用毛管压力曲线可相对有效地定量评价多层砂岩油藏发育规模,在高精度三维模型建立基础上,可为井位轨迹的部署设计提供参考。该方法的应用有利于“牙刷状”油藏的后期开发方式调整及效益动用。

浅析两端加固密封长井段套管补贴技术在小修作业中的应用

衬管两端加固密封长井段套管补贴技术采用无接箍金属材料为加固密封段,承压强度高,施工时间短,工艺要求简单,补贴跨度大,对长井段套管损伤进行一次补贴,对补贴后的套管起到一定的支撑作用,可以恢复油水井的正常生产。在辛68斜106井上进行套管补贴的实际应用,套管修复后能保持井眼畅通,井壁规则的优点,套管柱强度提高,延长了井的使用寿命。

青海油田风西区块长水平段水平井钻井液技术

青海油田为实现稀井高产开发技术方案,在柴达木盆地大风山地区风西构造部署五口长裸眼水平井,并同时应用水基、油基钻井液进行施工对比,总结完善风西长裸眼长水平段水平井钻完井工艺技术模板。以优质复合盐水基钻井液在风西ⅠH1-5井的现场应用实例进行总结,并对相关钻井工艺技术应用、工程参数控制、流变性与携带等进行分析。风西ⅠH1-5井完钻井深为5478 m,水平段长2541 m,创青海油田水平段最长、油层钻遇率最高(100%)、水平井单趟进尺最多(1566 m)、水平段短程起下钻井段最长(达1000 m)、首次采用漂浮下套管技术等多项施工新纪录,该井的成功钻探对于超长水平段水平井的钻完井工艺在青海油田应用具有里程碑意义。与应用油基钻井液施工的邻井就钻井周期进行了对标分析,该优质复合盐水基钻井液施工井均优于油基钻井液施工井,对今后钻探长裸眼、长水平段水平井钻井液体系优选有较好的指导借鉴。

长水平段水平井钻井技术难点分析及对策

针对长水平段水平井钻井问题,本次研究首先对长水平段水平井的发展现状进行分析;针对长水平段水平井钻井过程中的难点问题进行探讨,最后,开展长水平段水平井钻井技术难点对策研究。以期推动我国长水平段水平井钻井领域的全面发展。

隆页5-1HF一级井身结构攻关研究

为了实现武隆区块常压页岩气效益开发,在隆页5-1HF开展了一级井身结构攻关研究。通过开展三压力剖面分析、基于必封点的一级井身结构设计、优化长裸眼井段提速方案、开展亲油水泥浆堵漏研究、优化固井方案,隆页5-1HF顺利完井。该井平均机械钻速17.51m/h,扣除复杂处理时间20.98天后周期为31.25天,低于设计周期32天,可为武隆地区页岩气钻井提速降本提供借鉴。

水平井拖动管柱找水电控封隔器的研制与现场试验

针对长庆油田长水平段水平井应用拖动管柱找水工艺时存在配套的机械式封隔器坐封压力控制难度大、反复坐封密封胶筒损伤导致封隔器稳定性大幅度降低等问题,研制了可定时或实时坐封解封、可实现任意层段封隔的水平井电控封隔器。该封隔器在设计时充分考虑了水平井段重复坐封次数及密封件的承压性能,尤其是驱动机构动力输出部分采用直流电机+行星减速器、运动转换部分采用丝杠螺母机构方式,确保在许用套管空间内可实现输出扭矩最大化及封隔器胶筒的压缩坐封。通过室内试验评价了电控封隔器的耐温耐压、输出力矩和坐封推力等性能,相关性能指标均满足设计要求。水平井找水电控封隔器在长庆油田3口井进行了现场试验,试验结果表明,该封隔器可最大程度地降低工程条件的影响,提高作业成功率及测试质量,使拖动管柱找水测试工艺更简便、费用更低。

长庆油田页岩油井5000 m水平段高性能水基钻井液钻井实践

长庆页岩油井区在2019年完成亚洲陆上首口4000 m级水平段水平井的基础上,2021年施工完成了5000 m级水平段水平井,该井采用了水基钻井液技术进行施工。超长水平段水平井的关键问题是钻井液润滑性和井眼清洁,为了较好地解决这两个技术难题,以天然材料为骨架,通过基团接枝、发酵等方式进行改性,自主研发了高性能提切剂TQ-8和高效润滑剂HTZ,并以这2种处理剂为核心研制了5000 m水平段高性能水基钻井液体系。体系的主剂配方为(4%~6%)高效润滑剂HTZ+(0.5%~2%)高性能提切剂TQ-8+(0.5%~2%)泥岩抑制剂YYZ-1+(1%~2%)PAC-LV+(1%~2%)BLA-LV+(3%~4%)成膜封堵剂FDJ-1+(20%~80%)可溶性加重剂+烧碱,该体系在井眼清洁、润滑性和抗污染等方面,均比4000 m水平段水基钻井液性能更优。该技术在长庆页岩油华H90-3井进行了试验应用,下套管前的钻具摩阻为400 kN,下完套管后钩载余17 t,具备将水平段长度进一步延长的能力。

涪陵气田焦石坝区块页岩气持续稳产技术政策优化

涪陵页岩气田是我国首个实现商业化规模开发的页岩气田,主力产区焦石坝区块自2017年底开始有70%的气井进入递减阶段,稳产面临极大挑战。为保障气田持续稳产,基于焦石坝区块已实施的一次井网257口井生产资料,分析了上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组储量动用情况,通过开展地质建模和数值模拟一体化为核心的储量动用状况评价技术攻关,明确了焦石坝区块一次井网开发下的剩余气分布情况,建立了地质、地面、工艺及经济“四位一体”的开发调整井水平段长度优化技术,形成了页岩气开发调整技术政策优化技术,指出了区块下一步提高采收率的方向。研究结果表明:①焦石坝区块一次井网中①—⑤小层600 m井距之间的储量动用不充分,⑥—⑨小层在裂缝不发育区储量基本未动用,在裂缝发育区储量部分动用;②基于剩余储量最富和压裂改造最易两大原则,优化了开发调整井最优穿行层位,下部气层加密井水平段穿行轨迹以①小层为主,上部气层井最优水平段轨迹为⑦小层顶之下的6 m;③以压裂干扰、投产干扰核心评价方法为基础,通过开展不同井距试验,优化建立了同层系300 m井距、上下部气层投影井距150 m的开发调整井网井距优化技术。结论认为,通过焦石坝区块一期井网的生产动态分析,明确了焦石坝区块剩余气分布情况,并建立了开发调整井提高采收率技术,为保障涪陵页岩气田的持续稳产提供了技术支撑,对于我国非常规油气资源高效、经济动用具有重要的参考借鉴和示范推广意义。

川西超深高含硫气藏水平井完井技术

川西气田雷口坡气藏具有埋藏深、温度高、高含硫、非均质性强等特征,超深、小井眼、长水平段等复杂井况导致投产管柱的安全下入、长水平段的有效改造、高含硫气井的安全测试投产面临巨大考验。通过对管柱下入影响因素分析、长水平段均匀布酸管柱设计、含硫气井环保测试工艺等研究,形成了以“反演分析+静止模拟”为主的超长水平井管柱下入方法、“多级滑套定点”的五联作一体化投产管柱、“密闭排液系统+放喷口喷淋喷火”为核心的环保测试技术。现场成功应用6井次,实现了8000 m井深、2000 m以上裸眼段的投产管柱安全下入,水平段分级作业能力达到10级,满足了施工压力95 MPa、排量7 m^(3)/min以内的酸化改造要求,测试平均无阻流量222.89×10^(4)m^(3)/d,较前期提高64.56%,测试返排液pH值大于7,H_(2)S浓度小于10 ppm,达到了川西气田长水平井测试投产目的。该技术有利于提高单井产量,满足环保测试要求,为类似气藏的开发提供借鉴。

中国石化页岩气超长水平段水平井钻井技术新进展与发展建议

为实现页岩气超长水平段水平井高效开发,中国石化围绕页岩气地质选区评价、装备配套、降摩减阻、低成本高效地质导向、钻井参数分层优化、长寿命高效破岩工具及高效固井等技术进行攻关研究,成功实施了水平段长度超过2700 m的水平井15口、超过3000 m的水平井5口,初步形成了4000 m页岩气超长水平段水平井钻井技术,有力支撑了东胜区块、焦石坝区块等页岩气的高效开发。概述并分析了中国石化页岩气超长水平段水平井钻井技术的新进展,分析认为,与国外相比,中国石化页岩气超长水平段水平井钻井技术仍存在较大差距,因此建议重点攻关地质选区及评价、关键提速工具、高效钻井液体系、降摩减阻和套管下入与长效封固等关键工具与技术,为实现超长水平段水平井安全高效钻井提供技术支撑。

陇东页岩油大平台开发钻完井关键技术

陇东长7页岩油是我国目前探明储量规模最大的页岩油整装油田。长7储层纵横向砂体变化快、非均质性强,采用短水平井、小井丛等模式难以实现储量有效动用和高效开发,针对此问题,借鉴国内外页岩油开发成功经验,根据自身特点,利用专业设计软件,创新大偏移距三维丛式水平井设计方法。在新的开发模式下,根据施工特点和难点,探索形成了适合大井丛长水平段开发的钻具组合模板;针对二开长裸眼段井身结构,研发了具有增强抑制、封堵护壁、压力平衡、复合润滑功能的高效水基钻井液体系;通过软件模拟套管下入,确定施工难点及应对措施,配套五段式低密高强固井工艺,成功解决了长水平段完井难题。该配套技术在4个20口以上水平井的平台成功应用,其中,H100平台创造了平均水平段最长、平台布井最多等6项亚洲陆上记录。

东胜页岩气超长水平段水平井固井关键技术

为实现“稀井高产、效益开发”的目的,实现有效动用地质储量和提高页岩气单井产量,在重庆南川东胜区先导试验超长水平段水平井,探索形成适合于非常规油气开发工程新模式。超长水平段水平井固井面临套管下入难度大、顶替效率差、水泥浆性能差异化等技术挑战。通过开展超长水平段水平井套管下入技术、长效密封水泥浆体系及配套工艺研究,形成以“套管安全高效下入及居中度控制+防漏防窜长效封固水泥浆+固井施工参数精细化设计与控制”为核心的超长水平段水平井固井关键技术系列。该技术系列在该区第一口超长水平段水平井SY9-2HF(水平段长3 583 m)成功完成应用,固井质量合格率100%,优质率95%,为该井后期压裂施工、高效开发奠定了良好工程基础。

自研水力振荡器在川渝地区连续管水平井作业中的应用

连续管在水平井施工作业时,特别是长水平段、超长水平段、井眼轨迹弯曲、上翘井,常因自身螺旋锁定,出现不能到达目标深度、钻磨钻压难以加载等问题,严重影响施工进度和施工质量。为解决连续管下入自锁的问题,对标国外水力振荡器,对定转子的线形进行了优化,自主开发研制了一种水力振荡器。室内测试结果表明,该水力振荡器的压降为2~5.4 MPa,达到了设计要求。该水力振荡器在威X井进行了现场对比试验,各项指标满足设计和使用要求,降低了井下管柱在前进中的摩擦阻力和扭矩,有效传递了钻压,增加了连续管的下入深度。在川渝地区现场使用249井次,效果显著,能有效缩短施工周期,提高施工质量。该水力振荡器实现了国产化,打破了国外技术垄断,缩短了供货周期,节约了成本。

深层页岩油水平井复合盐弱凝胶钻井液技术

吐哈油田准东吉新2区块深层长段水平井钻井过程中存在泥岩井壁易失稳、井眼净化难度大、减摩降阻困难等问题,对钻井液抑制性、封堵防塌性、携岩性和润滑性提出了较高要求,为此,进行了钻井液技术研究。采用NaCl、KCl、甲酸钠和ZNP-1复配,使钻井液体系具有强抑制性,解决了井壁失稳难题;采用“沥青粉+丙烯基树脂封堵剂+固壁剂”实现了微米~亚微米~纳米孔喉微裂缝全封堵;采用低荧光润滑剂和囊包减阻剂复配,提高了钻井液润滑能力;采用弱凝胶提切剂提高了钻井液携岩能力。最后形成了复合盐弱凝胶钻井液体系配方:清水+4%膨润土+0.2%烧碱+15%NaCl+5%KCl+15%NaCOOH+1%ZNP-1+1%DRGJ-1+0.5%LV-CMC+4%沥青粉+2%树脂封堵剂+2%固壁剂+0.3%弱凝胶+2%低荧光润滑剂+3%囊包减阻剂+重晶石,并对其性能进行了评价,结果表明:16 h泥页岩线性膨胀率为7.21%,动切力不小于11 Pa,滤饼黏滞系数不大于0.0612,钻井液活度不大于0.76,高温高压滤失量低于10 mL,可抗10%钻屑和5%CaSO_(4)污染。在吉新2区块应用5井次,与邻井吉新2、吉新2-2井相比,钻井周期降低了33.05%,二开平均井径扩大率降低了68.49%,平均复杂率降低了68.19%。该技术为油田同类型深层长段水平井安全优快钻井提供了技术支撑。

元坝区块超深长水平段水平井钻井关键技术

元坝区块新部署实施一口钻多个生物礁气藏的超深水平井,面临陆相珍珠冲段、须家河组等难钻地层,钻速慢、长兴组易漏失、钻井周期长等难点,还面临小井眼长水平段轨迹控制困难、打孔衬管下入到位难度大等难题。通过井身结构优化设计,定向钻井工具选型与优化轨迹控制方法,研选与地层特性匹配和满足复合钻井的钻头,配套高性能钻井液,完善超深井管柱下入技术,形成元坝超深长水平段水平井钻井关键技术,顺利完成了元坝第一超深水平井元坝102-5H小井眼水平段长1464 m和井深8425 m施工。钻井周期237.38 d,与元坝前期钻井周期最短井元坝102-3H相比,井深增加697 m,钻井周期缩短15.87%,平均机械钻速提高23.88%。

水平井簇式滑套复合完井管柱技术研究

近年来,新疆油田水平井完钻井深和水平段长度不断增加。为解决常规压裂问题多,深井/超深井连续管压裂时下入易自锁、钻塞效率低、卡钻风险大等问题,结合簇式滑套和桥塞射孔联作不同完井工艺优点,设计了水平井簇式滑套复合完井压裂管柱。在深井段,将簇式滑套与油层套管一起下入固井,一球开启多簇滑套进行分段压裂;浅井段泵送桥塞射孔联作进行分段压裂,实现复合完井压裂。2022年在新疆油田应用1口水平井,首段采用固井趾端阀压裂,第2~8段采用20簇滑套完井,投球开启滑套压裂,9~13段采用桥射联作压裂,施工成功率100%。现场试验结果表明:深井段投1球完成3簇(1段3簇)滑套成功开启,转层时间在0.5 h以内,开启压差12~14 MPa,单簇过砂量≥40 m^(3),压力平稳,达到预期压裂效果;浅井段泵送可溶桥塞至设计位置,碰压信号明显、锚定密封可靠、溶解效果良好。该管柱技术的成功应用可为长水平段水平井体积压裂改造提供新的技术手段。

低油价下的页岩油气开发工程技术新进展

近年来,国际油价持续走低,这对页岩油气的经济高效开发提出了严峻的挑战,也推动了新一轮的工程技术创新。如何改善当前非常规油气资源开发成本高、投资风险大、效益回报低的现状,已经成为一道迫在眉睫的难题。文中对国内外超长水平段水平井建造技术、长水平井段密切割和工厂化压裂技术、快速连续压裂核心设备、压裂液体系等页岩油气开发工程方面的最新进展进行了详细调研,结果表明:美国页岩油气开发成功,使得该国油气产量迅猛增长,实现了国家能源独立和能源安全战略,当前美国在页岩油区带的钻完井效率提高了约50%,水平段钻完井效率提高了100%,单台钻机新井日产油量是油价下跌前的3倍左右,从而使得页岩油生产成本降至314.5$/m^(3)以下;在工艺技术比较成熟的条件下,借鉴美国非常规油气勘探开发方面的成功做法,持续技术创新和降本增效是应对低油价的必由之路;国际上创新性建立了以地质-工程综合研究为基础的作业流程,持续优化水平井钻井和体积压裂设计,实现了勘探开发效益最大化,使得页岩油气开发适应低油价。调研成果为今后页岩油气开发工程技术的发展方向提出了合理化建议。

新场气田长水平段水平井钻井技术

为提高川西新场气田开发效果,在新场构造北翼部署了一个3口井长水平段水平井井组。在油藏地质特征分析的基础上,将以往三开井身结构优化为二开;针对水平井裸眼段长、水平段长、位移大的特点,通过采用井眼轨迹控制、摩阻扭矩监测技术以及优选钻井液体系等措施,并配合高效PDC钻头,安全高效地完成了钻井施工,为川西地区中深长水平段水平井钻探积累了宝贵的经验。

新沙21-27H长水平段水平井钻井实践

川西新场构造蕴藏丰富的天然气资源,截至2010年底,仅新场构造沙溪庙组气藏累计提交探明储量已达600×108m3,但由于储层低孔低渗,开发效果一直欠佳。随着长水平段水平井和大型加砂压裂技术的应用,该类型气藏开发效果得到显著提升。新沙21-27H井是部署在新场构造北翼的一口以沙溪庙组为目的层的长水平段水平井,具有裸眼段长、水平段长、位移大、摩阻和扭矩大等特点。文中对该井施工的难点进行了分析,通过井眼轨迹控制措施、摩阻和扭矩监测技术以及良好的钻井液性能,并配合高效PDC钻头,大大提高了钻井效率,取得了良好效果。

聚胺仿油基钻井液在川西长水平井段中的应用

针对川西地区中浅层长水平井钻进过程中存在的水平井段长易卡阻、砂岩泥岩交错易发生井壁失稳等难题,研制出了新型聚胺仿油基钻井液。该钻井液主要由具有强抑制作用的处理剂聚胺和主要作用为润滑和降滤失、兼具抑制功能的处理剂MEG(甲基葡萄糖甙)组成,具有高润滑性和强抑制性的特点,其抑制性能和润滑性能接近油基钻井液水平。现场应用表明,聚胺仿油基钻井液性能稳定、密度调节范围广、流变易于控制、滤失量小且泥饼薄而韧性好,能有效地抑制泥页岩水化分散,保持井壁稳定,满足川西长水平井段施工需求。