敖南油田阶梯水平井钻井实践

阶梯水平井是通过扩大油层泄油面积提高油井产量的一项油田开发技术,随着水平井技术的提高,特别是高精度地质导向技术的发展,水平段轨迹控制可达到0.5￣1m左右,为解决低渗透薄油藏的开发提供了很好的技术保障,可以有效提高储量动用程度。     

尼日尔沙漠油田小规模“工厂化”钻井工艺优化

为解决尼日尔Agadem复杂地貌沙漠油田因钻机搬迁及材料运输困难、地层复杂，导致钻井效率低，钻井成本高的问题，保障油田效益开发。基于复杂沙漠地貌及条带状油藏分布特点，提出了应用小规模"工厂化"（3~5口井）钻井工艺，通过地质工程经济一体化优化丛式井规模、井场位置、井口布置、井眼轨迹及井身结构设计，优化钻井液体系及重复利用，优化PDC+螺杆一趟钻及固井质量保障技术，钻机设备改造及优化平移工序，提高工厂化钻井效率及固井质量。实际应用表明，优化形成的小规模"工厂化"钻井模式及配套技术，可有效提高复杂断块沙漠油田钻井效率，大幅降低钻井成本。     

低勘探程度区页岩气水平井地质导向方法与应用——以渝东南地区LY1HF井为例

中国南方(除四川盆地外)海相页岩气勘探程度整体较低,地质条件复杂,水平井地质设计与导向难度大。为了提高低勘探程度区水平井钻探效果,从水平井地质设计、地质导向流程、标志层厘定与识别、地质模型建立与修改、最优甜点段优化等方面开展了地质导向方法研究。结果表明:①基于导眼井测井、地震、地层资料,建立钻前地质模型,利用空间几何关系,可较为准确的计算靶点的坐标和垂深;②总结出入窗前和水平段"两段式"地质导向方法,提出地质导向的关键是准确识别标志层、正确计算地层倾角、及时修改地质模型、适时优化最优甜点段、合理调整水平井轨迹,以提高最优甜点段钻遇率,同时确保井眼轨迹光滑,为后期完井和压裂顺利施工奠定基础;③LY1HF井使用该地质导向方法,甜点段钻遇率100%,气测显示良好,井眼轨迹光滑,取得了良好的钻探效果。     

安场页岩气井眼轨道优化与地质导向技术

随着安场向斜页岩气井开发的深入,对水平井组的井眼轨迹控制技术、井间井眼轨迹的防碰绕障、防碰分析、定向仪器工具的优选及地质导向技术均提出了更高的要求。为此,针对这些问题,从井眼轨迹控制技术方法、防碰绕障分析的方法、井眼轨迹控制技术和地质导向技术入手开展分析研究,形成了相关技术优化,为安场向斜页岩气井开发提供支撑。     

鄂西渝东红星地区地质导向关键技术研究与应用

鄂西渝东红星地区勘探程度较低，存在优质页岩储层厚度薄、横向地层产状变化快，且对比性差等不利条件，对地质导向技术提出了挑战。为了保证该区块的页岩气水平井能有效穿越优质气层段，从红星地区二叠统吴家坪组目的层地质特征入手，分析地质导向面临挑战的主要问题，提出了运用三维地质建模随钻跟踪、确定导向标志层(点)、优选导向工具、优化随钻导向轨迹控制等一系列有针对性的技术方案。首次建立了平均角法轨迹控制计算模型和不同造斜率约束条件下标志层(点)与井斜分段控制图版，能够解决单纯利用等厚法预测靶点误差大和轨迹控制效果不理想的难题，显著提高了靶点的预测和轨迹控制精度。应用试验8口井，取得了平均优质页岩储层钻遇率93.0%和钻井提速29.7%的成果，实现了有效提高储层钻遇率、优快钻井的目的。     

柳沟油田三维油藏建模与可视化研究

基于三维可视化技术和petrel地质建模技术的人机交互、函数计算和三维可视化技术支持,对延长油田吴起采油厂柳沟油田侏罗系延安组延9和延10油层组进行三维可视化地质建模及三维可视化研究,实现了地上地下一体化三维可视化展示,从而得到更加深刻、直观、真实再现的地质认识,进而对本油田地下地质情况有了更清楚的了解,建立了比较精准的三维地质储层和油井三维空间展示模型,为油田的开发及深度油藏研究、油藏管理提供了可靠的依据和技术支持.     

水平井钻头上下倾钻进方向及位置的实时确定

确定钻头上下倾钻进方向及其在目标层中的位置是水平井地质导向钻井中的一个重要问题。介绍一种基于MWD和LWD测量信息实时确定水平井钻井中钻头上下倾钻进方向及其在目标层中位置的实用方法。该法从地质导向几何理论出发,根据井眼轨迹上相邻两点连线到水平线的夹角与地层倾角的关系有效地判断与调整钻头的上行下行钻进方向,同时通过求取钻头离目标层顶界的距离h或对比随钻测井曲线与邻井电缆测井曲线来确定钻头在目标层中的位置。将该法应用于XJMB油田3口水平井的实时钻井中,明显地提高了地质导向钻井的能力,取得了良好的随钻跟踪地质目标效果。     

滩海油田油井计量方法与特点

油井油、气、水三相各相产品的计量参数是油气开采的重要数据。其主要作用是：优化油井生产和油田地质动态调整；确定修井作业最佳周期等。     

水平井注水开发碳酸盐油藏实践

阿曼Daleel油田是低渗碳酸盐油藏.在衰竭式开发之后.选择用水平井注水技术来实现其二次开发.作为一种高效的油气田开采技术.水平井注水技术对低渗透油田的开发效果有可极大的改善作用.虽然水平井注水较直井注水具有上述的优势.但它并不是万能的.先导注水试验表明,水平井注水能增大注入量,降低油井气油比.降低注入压力.增大了产油量,与配套水平产油井生产效果良好.精确地质导向技术确保水平钻井的成功,最大限度地确保钻井的成功率.阿曼相邻油田有利用裸眼井分支井和水平井进行注水开发取得成功的经验,油田采用裸眼完井方法进行注水开采完井.考虑油田的气举规模.注水开发后用电泵采油更合适.规模应用水平井注水及其相关配套技术在阿曼Daleel油田取得了良好的效果.     

密度成像技术在南海西部油田地质导向中的应用

水平井施工过程中已广泛应用随钻地质导向技术,在持续发展储层随钻测绘等新技术过程中,密度成像技术在随钻地质导向技术中的应用仍然较为普遍。针对南海西部Z油田井控程度低、构造变化大、储层横向变化快等问题,引入了密度成像工具和相应的地质导向技术。借助高分辨率密度成像成果拾取精确的地层倾角,在此基础上分析落实构造形态,判断轨迹所处的相对位置;配合地质录井确定的岩性情况,避免局部相变造成的出层;从而为实时决策提供判断依据并指导地质导向。实施过程中首次提出并使用了过井轴视倾角的概念,改进了常规利用成像数据计算地层倾角的方法并通过实际对比验证;该区块目前已完钻4口水平井,平均长度580 m,优质储层钻遇率80%。结论认为：在密度变化明显的构造+岩性油藏中使用该技术,能有效降低构造不确定性等地质风险,提高优质储层钻遇率。     

电潜泵井井筒温度分布模型的建立及应用

准确地预测电潜泵井井筒温度分布对电潜泵井优化设计和正常生产具有重要意义 ,也是进行油井生产动态分析必不可少的内容。在对常规井筒温度场进行了计算的基础上 ,根据能量守恒定律及传热学原理 ,考虑由井筒向地层传热及电机、电缆散热 ,推导出了电潜泵井生产流体沿井筒的温度分布计算模型 ,并对某一井深为 180 0m的电潜泵生产井进行了模拟计算。计算结果表明 ,油井产量恒定时 ,电机、电缆散热可使产出流体温度升高 ,这是影响电潜泵井井筒温度分布的主要因素之一。     

连续油管冲砂解堵在水平井中的应用

冀东油田G104区块拥有水平井110多口,油藏岩石颗粒胶结疏松,出砂严重;原油属普通稠油,胶质沥青质含量高,凝固点低,导致了水平井筛管段严重堵塞及近井地带导流能力的下降,直接影响了产量。只能依靠除砂、解堵技术来恢复该区的产量。针对该问题,采用外径4.45cm连续油管 RotoPulseSM旋转脉冲喷射工具 一步酸、半加强型砂盐酸体系进行冲砂、筛管清洗和近井酸化解堵对该区6口水平井实施了作业。作业后产液量和产油量是作业前的1.8倍以上,作业有效期超过200天,增产效果明显。     

南海东部Z油田提液策略及智能注采优化

针对南海东部Z油田转注完善注采井网后,中高含水期油田主力层持续递减、提液井选取困难,提液疏导液流增油难度加大等问题,根据智能注采优化方法,形成最优提液策略。从地层能量、储层潜力、引流优化等角度逐一剖析,运用储层品质指数与无因次采液指数明确"内在高潜力提液井",利用基于支持向量代理辅助的粒子群算法(SVR-PSO)注采优化算法,以经济净现值(NPV)为优化目标建立优化模型,综合分析提出了中高含水期维持稳产的提液增油井优选策略。现场应用表明:实施提液增油策略后受效明显,主力层递减大幅缓解,改善了油田水驱开发效果。     

徐深气田火山岩气藏水平井开发实践

徐深气田火山岩气藏是大庆油区未来天然气开发上产的主力产层。该类气藏储层物性差,气井以压裂投产为主,单井产量低,井控动态储量较小。底部普遍发育水层,气井稳产能力差。为改善开发效果,针对火山岩储层开展了水平井开发先导性试验,通过开展气藏地质、储层地质条件适应性评价。三维地质建模、地震和气藏工程等多学科优化设计论证,已在6个探明区块优选有利区带部署8口水平井,见到了明显的增产效果。通过水平井现场实践,初步形成了火山岩气藏水平井优化设计和水平井地质导向等开发配套技术,为提高火山岩气藏储量动用程度和整体开发效益奠定了基础,对同类气藏的开发具有指导借鉴作用。     

水力振动采油微生物技术在西区油田的应用

振动和微生物采油均是技术含量较高的能有效提高采收率的＂三次采油＂技术,将这两项先进技术各自发挥优势综合应用于西区油田庄1井确定其增产效果,为该项技术的推广提供依据。采用在油井注入微生物原液,然后由DSY地层多级水力震源对其进行推进,向油层纵深转移和扩散。结果注入微生物后,原油粘度下降,流动性能得到改善;振动作业后,地层渗滤条件得到较大改善。结论油井获得了增产,经济效益明显,该技术具有良好的发展前景。     

葡萄花油层高含水期水平井参数优化

为提高大庆油田萨北过渡带葡萄花油层PI3单元的原油产量,增加最终采收率,根据葡萄花油层地质概况,采用数值模拟方法,开展水平井开采参数优化研究。分析葡萄花油层剩余油饱和度分布规律,优化水平井SJ1在目的油层的井轨迹及水平井射孔射开层段位置,确定目的层内水平井最佳多段射孔组合方案及射孔方式,并划分措施隔水层位置。模拟结果表明:PI3油层剩余油主要分布在油层中下部的4～6小层内,剩余油储量为33.34万t;最优水平井入靶点位于980.3m深度,钻井完钻深度为991.5 m,水平段长度约为186 m;在最佳射孔位置组合方案及分段射孔方式条件下,水平井累积产油量为1.961万t,综合含水率为96.8%。参数优化后的葡萄花油层水平井合理产液量为50～60 m3/d,采收率提高了16.08%,达到了有效挖潜剩余油的目的。     

基于替代模型的油藏注采参数多目标优化设计

针对水驱油藏生产过程中合适的注采参数选取难的问题,提出了以净现值和累产油量为目标函数的多目标优化注采参数设计方法。采用基于粒子群算法的最小二乘支持向量机作为替代模型代替数值模拟,并用带精英策略的非支配排序多目标优化遗传算法对注采参数进行优化。以某区块两注两采模型为例,选取生产井井底压力和注水井注入量为优化变量,通过粒子群算法优化的最小二乘支持向量机构建替代模型,在优化过程中代替数模,再利用非支配排序遗传算法对注采参数进行优化。对比分析替代模型和数值模拟优化设计的结果,其误差在3%以内,并在注采参数优化时间上得到了明显提升。     

重力热管伴热改善稠油井井筒传热损失的研究

根据重力热管作用原理,结合井筒传热过程,建立了稠油生产井中采用热管伴热方式时井筒热损失的计算模型,利用该模型分析了重力热管改善井筒热损失的原理。在此基础上,讨论了主要工艺参数对热管井井筒热损失的影响,结果表明：随着井底温度升高、产液量增加、热管下入深度加深,井筒热损失增大,其中,产液量对热损失的影响尤为显著。现场试验及理论研究表明：在不消耗额外能量的前提下,重力热管能够利用深部流体自身的能量提高井筒上部流体的温度,降低传热过程中的热损失,进而改善井筒温度分布剖面。该方法可以减小产出液在井下管道上升过程中的流动阻力,从而降低抽油机的负荷,实现低能耗对井筒流体加热的目的。     

充液井孔内电脉冲仪声场的有限元模拟

利用有限元软件ANSYS对充液井孔内电脉冲仪声场的分布进行了数值模拟 ,计算出了井壁上不同位置以及孔眼内邻近地层处的声波波形 ,利用声波信号的幅度 (声压幅度 ) ,绘出了充液井孔内电脉冲仪的声场分布图 ,研究了电脉冲仪放电位置与射孔孔眼内邻近地层处的声波幅度间的关系。结果表明 ,沿井轴方向和井径方向上的声压幅度随着距离的增加而指数减小 ;当声源沿井轴上下移动时 ,离孔眼位置的垂直距离越大 ,孔眼内邻近地层处的声压幅度越小。这为提高电脉冲仪处理油井的效果提供了参考依据。     

井筒重力热管室内实验与矿场试验研究

利用重力热管的高效传热特性,将其应用在井筒流体加热过程中,分析了重力热管加热效果的外部影响因素。结果表明,重力热管在不消耗额外能量的条件下,利用深部流体能量提高井筒上部流体的温度,能起到均衡井筒温度场的作用,进而改善井筒温度分布剖面。室内实验表明：工质类型、工质充液率、真空度对重力热管的传热效果有很大影响。矿场试验表明：在适当的条件下,能够将原油温度加热到原油凝点以上,降低原油粘度,改善原油流动性,井底抽油杆载荷,满足生产实际的要求;重力热管加热过程受井底温度、热管下入深度、油井产液量以及原油物性等因素的影响,随着井底温度、热管下入深度、油井产液量的增加,重力热管的传热效果变好。