CPR地质导向仪器在高43平60井中的应用

本文结合新引进的CPR地质导向仪器以及高45平60井的油层地质特征、钻具结构、轨迹控制及实时地质曲线现场应用等实际情况，介绍了CPR地质导向仪器在胜利油田水平井钻井中的首次应用实践，论述了CPR地/质导向仪器在识别油层中的重要作用，并结合CPR地质导向仪器在水平井施工中的具体作法提出了指导地质导向钻井施工的几点认识和建议。     

深层分支水平井技术在吉林油田的应用

近十年来,随着油气井钻井技术的不断进步,定向井、水平井技术已经逐步显示出它们的技术优势,并成熟应用于油气井的开发.分支井作为20世纪初提出的又一复杂形状井型,是水平井、侧钻井技术的集成和发展,是继水平井之后又一项钻井新技术,它适用于各种油气藏,不同分支井可以分别开采相同或不同的油层,能够有效地提高采收率和采油速度,同时可以大大降低采油成本,具有广阔的发展前景.介绍了深层分支水平井钻完井技术在吉林油田长深D平-井中的现场应用情况.长深D平一井的成功实施为长深井区下部深层气藏高效开发提供了一条新途径,对指导松辽盆地深层分支水平井钻井有着重要意义.     

利用水平井开发薄油层技术研究及应用

水平井是通过扩大油层泄油面积提高油井产量,提高油田开发经济效益的一项开发技术,具有直井无法比拟的突出优势:1可以实现少井高产,油田高速高效开发;2较大幅度增加泄油面积,提高单井产量;3增加可采储量、提高油藏最终采收率。本文主要总结了利用水平井对古云集沙一中薄油层开发中的技术难点,以及解决这些难点我们采用的技术和在应用中的经验教训,并通过对古云集油田沙一中油藏开发方案的实施,进行验证,达到了很好的经济效益。     

辽河油田双底鱼骨井设计与实施

与常规直井和水平井相比,鱼骨井因其泄油面积大、相同液量下压差小、能更加经济有效地开发复杂结构油气藏而在辽河油田获得成功应用。基于数值模拟技术和鱼骨井产能评价模型,对双底鱼骨井进行了井身结构设计,确定第一分支主井眼裸眼段长963 m,鱼刺分支共6个;第二分支主井眼裸眼段长735 m,鱼刺分支共5个。从施工难点、钻完井工艺技术、钻井液技术等3个方面介绍了该井现场实施的过程。该井油层钻遇率达到100%,初期日产油62 t,是同一区块水平井产量的3倍、直井产量的10倍,取得了显著的开发效果。该井的成功设计与实施为我国复杂结构井技术的发展积累了宝贵经验。     

大庆西部稠油水平井蒸汽驱数值模拟研究

大庆西部斜坡江55区块油藏埋藏深度浅,油藏温度低,油层厚度比较薄,直井冷采产量很低,因此开发该油藏的比较可能的开采方式为水平井蒸汽驱和水平井蒸汽吞吐。为了改善其开发效果,针对水平井蒸汽驱,应用CMG数值模拟软件在三维地质建模的基础上对注采参数进行了优化。通过改变井距、水平段长度、采注比、蒸汽干度、注汽速度等生产参数,预测开发效果,对比生产效果确定合理的生产参数。结果表明:水平井水平段长度300 m时蒸汽驱总体效果比较好;蒸汽干度要达到0.4之上;蒸汽吞吐三周期之后转蒸汽驱效果最好;井距越大,采出程度越低;油层越厚,采出程度越高。     

特低丰度超薄油层水平井开发影响因素

针对特低丰度超薄油层水平井的开发问题,研究了影响水平井产能的主要因素、敏感程度,现有井网的渗流与开发特征及调整方法。以大庆外围葡萄花油层为例,其最突出特点是油层厚度小,单位面积油藏供液能力和吸水能力弱,研究认为：水平井必须充分扩大控制面积才能保证足够的产油量和开发效益,单位面积油藏内有效水平井段长度(即水平井的油层钻遇率)保持较小状态,就可以与特低丰度油层供液能力相匹配,即满足油层产液的需要;该类油藏布井的关键是要精确控制钻遇点在水平面上的位置。阶梯状水平井井网油水驱替前缘及剩余油区域均为不对称、不均衡状态,影响井网开发效果,利用不均衡分层注水或分支水平井代替阶梯水平井等调整方法,可以明显改善开发效果。     

孝蓬2-1H浅层大位移水平井钻井技术探讨

随着川西气田勘探开发的不断深入,以及水平井钻井技术的不断发展,水平井施工难度也在增加。孝蓬2-1H井是一口造斜点浅、位垂比大的水平井,完钻斜深2639m,垂深：923.73m,井底水平位移：1821.97m,位移与垂深比为1.97：1,是目前川西地区位移垂深比最大的一口浅层大位移水平井。通过孝蓬2-1H井的顺利完钻为该类型水平井的施工提供了宝贵经验,也创川西浅层同类型水平井新纪录。     

靖边气田难动用储量区水平井布井优化研究

针对目前靖边气田水平井开发效果不理想的现状,通过分析难动用储量区的物性参数特征,优选出水平井布井的试验区,并结合靖边气田水平井井位布署原则和井位优选流程,在选井参数优化研究的基础上,综合考虑古残丘分布、小幅度构造分布、沟槽分布、有效厚度分布、KfHe分布、储量丰度分布等因素,对试验区块进行水平井布井优化设计和产能预测.结果表明:预测试验区37口水平井的无阻流量为3.0 ～68.5×104 m3/d,总和l 146×104m3/d,单井无阻流量平均31×l04 m3/d,效果很好.研究成果对于促进碳酸盐岩气藏难动用储量区的开发应用具有一定的参考价值.     

三肇地区水平井开发中低渗透薄层油藏的界限优化研究

大庆外围油田葡萄花油层具有单层厚度薄、储量丰度低、储层非均质性严重等特点。通过对三肇地区进行油藏工程分析及数值模拟研究,提出利用水平井开发该类油藏的有效厚度界限、井网形式、水平段长度、水平段方向、注采井排距等开发技术界限进行了优化研究,获得的水平井优化结果符合油田实际,为水平井开发薄层中低渗透油藏提供技术上的参考。     

水平井压裂在喇嘛甸油田的应用探讨

水平井技术在喇嘛甸油田应用有3口井,但部分井自然产能较低,达不到工业产能,如喇8-平320井,投产后不产液。因此,为了提高油井产能,建议对该井实施压裂改造措施。通过调研现有水平井压裂技术及分析水平井各种压裂工艺优缺点的基础上,根据喇嘛甸油田地层状况及水平井具体的井身结构,结合8-平320水平井的概况,对8-平320井的压裂方式、压裂液及支撑剂的优选、裂缝角度、裂缝个数、裂缝长度问题进行了研究和探讨,为喇嘛甸油田水平井压裂提供理论支持。     

古龙南地区葡萄花油层低阻成因实验研究

摘要 针对古龙南地区葡萄花油层存在低阻油层和高阻水层致使该区油水层识别难度较大的问题,选取典型的低阻油层和常规油层岩心样品,对岩样进行物性分析、粒度分析以及压汞、核磁共振、X-衍射等实验,采用对比方法,找出古龙南地区葡萄花油层低阻油层和常规油层在岩性、物性、孔隙结构、粘土矿物以及地层水矿化度等特征上差别,从而得出引起古龙南地区葡萄花油层低电阻率的因素主要有三种：○1岩性细,含泥重;○2粘土附加导电性强;○3微孔隙发育、束缚水饱和度高。这为古龙南地区葡萄花低阻油层的识别与解释提供了理论基础。     

半渗透隔板底水油藏油井临界产量计算方法研究

底水油藏油井临界产量是开采油藏时的重要研究内容,现有的临界产量计算公式均未考虑半渗透隔板对临界产量的影响,因此,为了更准确地对该类油藏的临界产量进行预测,综合考虑隔板渗透性和隔板厚度对油井临界产量的影响,并运用等值渗流阻力、镜像反映法分别推导出带半渗透隔板底水油藏直井和水平井的临界产量公式,通过实例分析发现,用直井开发此类油藏时,当油层厚度小于40 m时,隔板主要起抑制水锥的作用;当油层厚度大于40 m时,隔板会削弱底水的驱动能量。对于水平井,用常规的水平井临界产量公式评价半渗透隔板底水油藏的水平井临界时,会低估油井的临界产量。这对类似底水油藏的开发具有一定的指导意义。     

松南深层天然气欠平衡水平井钻井完井技术

随着吉林油田勘探开发的不断深入,欠平衡水平井技术开发松南深层天然气具有良好的应用前景。本文以长深井区长深平1井为例介绍了松南长岭1号气田地质简况、钻井完井施工难点、欠平衡水平井钻井剖面优化设计、钻头优选、抗高温欠平衡钻井完井液、欠平衡水平井压力控制技术和完井工艺技术等。     

大庆油田水平井漂浮下套管技术研究

在油田开发中、后期,水平井钻井技术对剩余油挖潜举足轻重,是提高原油采收率及开发低渗透油层的重要手段,可降低综合成本、环境污染风险,减少生产占地,有效开发低效储量,提升油气田的产能和开发效益。目前大庆油田水平井随着水平段加长,导致套管下入困难,施工时被迫减少套管扶正器的数量,使套管居中度达不到设计要求,固井质量差。针对这些问题开展了相关技术研究,研制配套了系列工具并形成了一套适合大庆油田水平井漂浮下套管工艺技术,目前现场应用115口井,应用效果良好,提高了套管下入时效及固井质量。     

水平井“2＋3”模式在稠油区块转变开发方式中的应用

针对欢127西莲花油层进入蒸汽吞吐开发末期,低压、低产井多,开发效果变差的问题,进行水平井＂2＋3＂开发模式研究,开展区块油藏地质研究、油层动用状况分析、油层水淹状况分析和剩余油分布规律研究,在区块剩余油富集区域利用水平井技术在实施二次开发,改善区块开发效果。     

新滩油田垦东12-平2浅层水平井钻井液技术

垦东12-平2井是一口浅层稠油水平井。垂深993.70m,该井位于垦东海上3#人工岛,周围是海平面,直井开发不能满足要求。垦东12-平2井技术难点:馆上段油藏埋深浅(987.00m)表层100m造斜,造斜点疏松,井壁不稳定;斜井段、水平段地层软,造浆严重,钻速快,岩屑携带困难;地层压力低,存在酸性气体,钻井液受侵污染严重,水平段长,压差几率大,套管下入存在一定风险性。根据室内研究结果,采用加量足够的海水MEG钻井液能在井壁形成半透膜,具有强的页岩抑制性,润滑性,储层保护性能优于常规水基钻井液。可生物降解,保护环境,满足了平2井的施工需要。     

水平井优化设计中油藏地质因素的分析

水平井井身剖面的优化设计不仅应从钻井工艺和力学角度分析，而且也需从油藏地质条件出发进行考虑，本文根据塞平１井的设计施工实际，并结合国内外有关水平井资料综合论述了地质因素诸如油气藏开发地质类型、油层厚度，产层几何形态及储层非均质性等对水平井井眼轨迹优化设计的影响，分析了确定水平井段方位取向、水平段长度、水平段垂深和入靶点位置、初始造斜点位置选择以及井眼直径大小等参数的原则、方法，以达到地质—工程的统一．     

薄层特稠油油藏水平井开发技术研究与应用

针对冷家堡油田洼70块薄层特稠油油藏因油层薄、直井试采出砂严重造成储量无法动用这一难题,通过水平井注汽开发论证及试验,对洼70块薄油层特稠油藏利用水平井整体部署开发,取得了良好效果,同时形成了一套以水平井开发薄层油藏的油藏评价技术、储层预测技术、井身轨迹控制技术、完井技术、生产参数优化技术等先进配套技术。     

长庆致密油三维水平井钻井技术研究与应用

长庆油田致密油资源丰富,是上产稳产5 000×104t 战略目标的重要资源基础。由于开发区主要分布在梁峁交 错的黄土塬区,受地貌条件与开发要求的限制,需要开展带有较大偏移距的三维水平井钻井。三维水平井轨迹控制困 难、泥岩坍塌、摩阻扭矩突增等瓶颈难题严重制约了水平井的规模推广。为解决大偏移距三维水平井施工难题,形成 高效开发致密油藏的主体钻井技术,开展了三维井井身剖面优化、轨迹控制攻关、钻井液体系研究,形成了致密油藏 三维水平井钻井技术。并在YAP 5H 井进行了先导性试验,钻井过程中未出现泥岩坍塌、摩阻扭矩正常、井眼轨迹平 滑,完钻水平段长1 535 m,试油产量119.7 m3/d。该井的顺利实施,首次实现了致密油水平井由二维向大偏移距三维 钻井的技术创新与突破,为长庆油田水平井开发方式的转变和实现致密油经济有效开发打下基础。     

准噶尔盆地春风油田薄浅层超稠油水平井蒸汽驱试验

 针对准噶尔盆地春风油田多轮次蒸汽吞吐后开发效果变差、亟需开发接替技术的难题,立足于春风油田埋藏浅、高孔高渗、地层平缓、温度低、储集层薄、地下原油黏度高、热采水平井整体开发的油藏条件,开展了水平井蒸汽驱先导试验.试验区动用地质储量102×10⁴ t,部署注汽井5 口,对应21 口油井,注汽井、生产井均为水平井,井距100 m,排距140 m,水平段长度200m,注汽速度5 t/h,采注比1.2.钻打了3 口观察井,实时监控油层温度、压力.试验已历时19 个月,从单井日产油量、含水、阶段采出程度、地质储量采出程度等开发指标对比分析看,蒸汽驱见效明显.在考虑稠油递减规律的前提下,蒸汽驱比蒸汽吞吐产量增幅为48%.证实,薄浅层超稠油水平井蒸汽驱技术切实可行.试验过程中形成了"立足高温微汽窜采油"的开发理念和动态监控体系、水平井高温汽窜治理、水平井蒸汽吞吐引效、大斜度注采一体化泵等配套技术.