大牛地气田水平井排液方法研究_朱明富

录井技术在大牛地气田水平井钻井中的发展及应用,化工-：段旭东王振华摘要：水平井钻井技术是开发建设鄂尔多斯大牛地气田的迫切需要，针对该区水平井施工中地层研磨性强，井眼轨迹控制难的难题，录井技术也在不断发展进步。

随着水平井钻井技术的日趋完善和成熟，我们正不断探索与研究综合录井技术水平井钻井技术在低渗透气田大牛地气田的开发研究。

阐述了录井技术在大牛地气田从初期岩屑录井、气测录井和钻时录井，发展到如今的x射线录井，定录一体等特色录井技术，充分发挥录井地质导向作用，为大牛地气田水平井的顺利、优质施工提供了技术支持和保障。

关键词：大牛地；水平井；综合录井；地质导向一、大牛地气田水平井发展概况大牛地气田已成为中国石化的一个重要的天然气开发基地，而水平井钻井技术已成为该油气开发的主要手段，水平井与直井比较，具有低成本优势。

水平井与直井比较，产量是直井的3～5倍，甚至更高，而钻井投资与直井相比，井深3 000 m为2倍左右；井深1 500 m为2．5倍左右。

二、综合录井在大牛地气田的发展综合录井技术从狭义上讲是随钻技术，是跟踪技术；广义上讲是信息采集处理技术。

它集常规地质录井、气测录井和工程录井为一体，是地面录井技术的最高阶段。

1.岩屑录井岩屑录井在大牛地气田的综合录井发展中一直占着举足轻重的地位，在钻井过程中，随着泥浆一起被带至地面的那些地下岩石碎块叫作岩屑，俗称为“砂样”。

在钻井过程中，按一定的时间顺序、取样间距以及迟到时间，将岩屑连续收集、观察并恢复井下剖面的过程即为岩屑录井。

岩屑录井过程中产生的资料即为岩屑录井资料。

岩屑录井为我们现场录井提供了第一手的地质资料，通过岩屑录井我们现场工作人员可以掌握井下地层层序、岩性、，初步了解钻遇地层的含油、气、水情况如图（1），在水平的施工过程中更好的做到地质导向的作用，为水平井顺利到达A 靶点提供技术支持。

图（1）通过岩屑录井建立多井对比图而岩屑录井具有成本低、简便易行、了解井下地质情况及时、资料的系统性强等优点。

大牛地气田马五 1+2亚段水平井高产主控因素研究摘要：在地质资料及生产资料分析的基础上，对大牛地气田奥陶系马家沟组马五1+2段储层发育特征及水平井高产主控因素进行研究。

研究认为：储层发育岩性以泥晶-细晶白云岩、含膏角砾白云为主；有利储集空间主要为溶蚀孔洞、裂缝；储层孔隙度小于6%，渗透率分布在0.3-0.03mD之间。

研究区水平井高产主要受储层地质条件的控制，其次为压裂规模。

关键词：大牛地气田；储层特征；测井响应特征；水平井鄂尔多斯盆地大牛地气田下古生界奥陶系储层天然气显示良好，马五1+2亚段已提交探明储量104.97×108m³。

通过前人的研究，对奥陶系马家沟组岩溶地层的储层特征及发育控制因素有了一定认识，认为储层的发育受到沉积环境、古岩溶作用的控制。

自2012年起，大牛地气田开始对下古开展水平井大规模开发，2011-2016年为水平井开发试验阶段，初步形成古地貌预测技术，明确了马五1+2优质储层分布发育规律与物探响应特征，实施全段加砂酸压试验，水平井产能取得突破，截止2021年8月底，马五1+2段共投产水平井42口，日产气21.4×104m³/d，液气比1.29m³/104m³。

1马五1+2亚段储层特征研究1.1岩石学特征通过岩心、薄片观察，大牛地气田马五1+2亚段储层岩石类型为白云岩，主要发育泥晶-微晶白云岩、细晶-粉晶白云岩、含膏角砾白云岩三类[6]。

（1）泥晶-微晶白云岩：储集性能较差代表了位于潮上、潮间的低能环境。

（2）粉晶-细晶白云岩：储集性能较好，代表了潮间的中低能环境。

（3）含膏角砾白云岩：储集性能良好，代表了潮间带中水体相对较深的高能环境。

1.2储集空间类型研究区马五1-马五2受多期岩溶叠加改造，孔、洞、缝较发育[7]，主要的孔隙类型有：晶间孔、晶间溶孔、膏模孔、溶孔、溶洞、溶缝等。

（1）晶间（溶）孔：晶间孔和晶间溶孔是研究区的主要储集空间类型。

大牛地气田水平井钻井技术难点与对策大牛地气田构造位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段，地层普遍含砾、下部地层研磨性强、可钻性差、有的含玄武岩、易塌、易漏、地层倾角大、煤层段坍塌，水平井扭矩摩阻大、定向托压、轨迹控制难度大、钻头选型困难等不利因素，通过优选钻头、螺杆合理选择，钻井参数优化，实施直井段防斜打直、定向稳斜段井眼轨迹控制、防塌、防漏堵漏技术、MWD、LWD轨迹检测控制，钻具失效预防等工艺措施，取得很好的效果。

标签：水平井；钻井技术；难点对策；大牛地气田鄂尔多斯盆地大牛地区块水平井施工中由于地层普遍含砾、下部地层研磨性强、可钻性差、有的含玄武岩、易塌、易漏、地层倾角大和油气、水层的不确定性，水平井扭矩摩阻大、定向托压、轨迹控制难度大、钻头选型困难等不利因素，导致钻井速度慢，周期长，井下复杂故障率高的技术难点，制定技术措施，达到预期效果。

1 钻井难点①钻头选型困难，大牛地水平井靶前距小、斜井段造斜率高，PDC选择难；②造斜段地层可钻性差、研磨性强，螺杆磨损严重，钻头寿命短，使用数量多，制约钻井速度；③大尺寸井眼定向机械钻速低；④定向扭矩摩阻大、托压、轨迹控制难度大；⑤钻具失效严重，频繁起下钻影响施工周期；⑥井漏、井塌严重，井眼净化困难；⑦大斜度井段钻遇煤层，煤层胶结松散，卡钻的风险高。

2 技术对策2.1 钻头优选根据地层及临井资料选用合适的钻头类型。

定向段下导向钻具和PDC钻头或者高转速轮牙轮完成定向造斜钻进，采用PDC钻头，钻头工作时间基本不受限制，在延长组-刘家沟组井段，推荐使用牙轮钻头HJ517G等；石千峰组-石盒子组，使用适合中硬到硬地层的PDC钻头；山西组以下地层使用617型牙轮钻头；造斜段使用PDC钻头。

2.2 优选钻井参数及钻具组合3.2.1 钻井参数2.2.2钻具组合优选一开：φ311.2mmbit+φ203mmNDC×1根m+φ203mmDC×2根+φ177.8mmDC×3根+φ158mmDC×6根+φ127mmHWDP×15根+φ127mmDP二开直井段：φ215.9mmbit+φ172mmLG+φ158mmNHWDP×1根+MWD+φ158mmDC×（6-11）根+φ127mmHWDP×15根+φ127mmDP二开定向段：φ215.9mmbit+φ172LG+φ158mmNHWDP×1根+MWD +φ127mmHWDP×（15-30）根+φ127mmDP三开水平段：φ152mmbit+φ120mmLG+φ88.9mmNHWDP×1根+MWD +φ127mmHWDP×（15-50）根+φ127mmDP2.3 井眼轨迹控制技术2.3.1 直井段防斜打直采用大钻铤，钟摆钻具组合，控制钻压等。

大牛地气田固井漏失情况分析与技术对策大牛地油气田是华北石油工程有限公司的主战场，经过长达十几年的开发，这里大量推广三级结构水平井。

但是近年来固井过程中越来越多的发生漏失情况，一般程度的漏失会造成水泥浆返高不够，严重的漏失直接造成固井的失败，这些都会影响到后期的油气开发。

本文针对漏失的原因分析，结合实际的生产情况，制定出一系列应对漏失情况的技术对策。

标签：鄂北工区水平井固井漏失0前言固井是钻井工程中不可或缺的一部分，固井的成功和固井质量的好坏直接影响到整个钻井工程的成败及油气井的生产寿命。

近年来，鄂北工区越来越多的井在固井作业时发生漏失，轻度的漏失会造成水泥浆返高不够，重度的漏失直接造成固井的失败。

如何应对漏失已经成为大牛地油气田固井工程一个长期存在的难题。

本论文一共分三章。

分别从漏失原因，如何减少漏失情况的发生以及漏失后如何补救来讨论。

1漏失原因的分析1.1油田开发到后期对地层的影响大牛地最常见的开发井井型为三级结构水平井，几乎每口井在完井之后都需要进行压裂工程，以便更好的提升油气的产量。

压裂施工会往地层里注入大量压裂液，使地层裂缝增加，对地层造成一定的破坏。

随着油田开发到后期，井位逐渐紧张，加密井越来越多，经常一个井场周围就有好几个采气树，钻井队不仅要注意井眼轨迹与周围井防碰，周围井的压裂作业也使井队在打钻过程中经常发生漏失。

1.2易漏地层经过多年开发的经验，大牛地油气田最常见的易漏失地层为刘家沟。

为了满足压稳的要求，二开技术套管固井前钻井液密度一般为1.25g/cm3左右。

但是压稳和防漏有时候是鱼和熊掌不可兼得，满足压稳的前提下，脆弱的刘家沟有时候会发生漏失。

由下表可见，刘家沟垂深一般在1700-2000之间，岩性多为泥岩和砂岩互层。

固井设计一般过渡浆段200m，尾浆段一般400多米，尾浆和过渡浆封固垂长约为500m，因此封固刘家沟的是最后一部分打入井内的领浆。

水泥浆有一定的封堵效果，但是如果漏失比较明显，这种效果就可以忽略。

大牛地气田无土相复合盐钻井液体系应用分析与建议摘要：针对鄂北工区双石界面井壁易失稳和废弃岩屑环保处理的难题，五普钻井分公司配合试验无土相复合盐环保体系钻井液。

通过在大牛地工区D1-537小井眼丛式井组中试验，与常规钻井液相比，该体系钻井液具有井壁稳定性强、携岩性优良、环保性能好和储层保护效果佳等特点。

同时亦具有成本高、磨阻难控、循环立压偏高等不足之处。

本文客观分析该体系钻井液在小井眼定向井中的实际运用效果，并提出使用建议，为后续施工具有参考意义。

关键词：无土相复合盐体系钻井液；井壁稳定；强抑制性1无土相复合盐钻井液体系简介井壁稳定方面，该体系在传统抑制性和微米封堵性的基础上，增添了超低渗透膜井壁稳定功能，使得该体系可在纳米级孔隙的泥岩表面形成一层超低渗透膜，使得泥岩持续向地层脱水，从而达到井壁稳定的目的。

储层保护方面，该体系无土相，低于1μm的颗粒基本没有，10μm以下的颗粒以可酸溶的超细碳酸钙为主，不会对储层造成固相伤害。

通过强抑制、半透膜井壁稳定来降低压差，并利用润湿反转剂来减小毛管力，协同以减少钻井液滤液进入储层；通过无土相和易降解聚合物来确保即使有部分滤液进入储层，对储层的伤害也非常小。

环境保护方面，而聚合物全部采用植物原料提取物制成，可生物降解，随着时间的推移，因聚合物粘度在井下造成的储层伤害会随着细菌的作用而逐渐消失。

该体系的聚合物全部由无色聚合物组成，不含沥青、褐煤等有色处理剂，不会对环境造成污染，而覆盖在其表面的聚合物以植物原料为主，经过细菌发酵后，自然晾干后，即可进行环保排放，不需要进行固化处理。

2无土相复合盐钻井液体系实际运用效果对比2.1 成本对比2.1.1 泥浆材料成本对比表1泥浆材料消耗对比表Tab.1 Mud material consumption comparison table无土相复合盐钻井液体系由于缺乏土的封堵作用，致使1-2μm粒度封堵不足，泥浆半透膜不能快速形成，对于砂岩渗透性好的地层渗透性较大，致使钻井液消耗量比常规钻井液要大。

大牛地气田水平井注醇量的计算分析一、概述对于大牛地气田这样的“三低气田”，结合气田滚动开发的建设经验，为了防治在井筒和集气管线中形成水合物冻堵，采用甲醇作为抑制剂是比较合适的。

针对水平井目前产气量大、产水量高的特点合理的进行水合物抑制剂注入量的选择是在集气站工艺设计中重要的一环。

大牛地气田截止至2012年9月1日，投产水平井55口，主要在2009年、2011年、2012年这3年间开发了大量的水平井。

本文中选取对大牛地气田不同生产年限的水平井，对产气量、注醇量、产水量进行了统计分析。

对于投产2年以上的水平井的生产数据以DP35-1为代表进行统计，该井投产于2009年5月。

DP35-1单井配产1.7万方，投产至今产气量维持稳定，能具有代表性的反应出稳产期水平井的各项参数。

该井目前处于稳产期，其压力、产气量、产水量在每年的各个时期都基本上处于一个稳定的范围之类，而与以上各参数相关的甲醇的注入量相对稳定。

二、注醇量的计算2.基础参数目前大牛地气田除33#集气站外均采用“高压集气”工艺，即“井口不加热、不节流”，气井天然气通过高压采气管线输往集气站集中加热、节流、计量、处理，集气站天然气在经过二级节流后，集气站天然气外输压力为5.0MPa。

在集气站内建有注醇泵，集中向单井注入甲醇作为水合物抑制剂。

目前大牛地气田新建水平井基础参数为所示：水平井生产基础参数3.计算结果及分析经过计算，新投产的水平井在井口压力15MPa～23MPa，井口温度0℃～20℃时，甲醇最低的富液溶度范围在44%～59%之间。

水合物抑制剂的注入量收到气井生产诸多因素的影响，下面将分别针对影响甲醇注入量的各种因素进行计算，分析出各个因素对甲醇注入量的影响，本次计算考虑作为抑制剂注入的为纯甲醇。

3.1井口压力对甲醇注入量的影响随着气井生产过程的持续，下面对不同的井口压力对注醇量的影响进行计算。

因气井生产的井口温度为0～20℃，为了便于计算，本次选取井口温度的平均值10℃作为统一的温度条件，计算结果如下表所示：不同井口压力对应的注醇量对比可以看出，随着气井压力的下降，在同一温度条件下，水平井所需要的甲醇最低富液浓度也在逐渐减少。

大牛地气田水平井冻堵浅析一、陈述大牛地气田自2012年开始在大8-大10井区进行水平井的开发及生产，目前大牛地气田水平井集气站采用“高压集气、低温分离、井口注醇”的工艺进行生产，采取注入抑制剂为甲醇，可有效地防治水合物冻堵现象的发生。

但甲醇具有中等毒性，易挥发，通过呼吸道、食道侵入人体，对人中毒致死剂量30mL，如果空气中含量达39～65mg/ m3，人在30～60min会出现中毒现象。

因此，使用甲醇必须采取可靠的安全措施。

二、水平井生产概况大牛地气田截止至2012年9月1日，投产水平井55口，主要在2009年、2011年、2012年这3年间开发了大量的水平井。

本文中选取对大牛地气田不同生产年限的水平井，对产气量、注醇量、产水量进行了统计分析。

对于投产一年以内水平井的生产数据分别以DPH-10、DP41S、DP43-5H、DPH-8为代表进行统计，这四口水平井均投产于2012年7月～8月之间，属于刚刚投入生产的水平井，能够反应出水平井在投产之初的特有生产情况。

处于刚投产初期的水平井产气量在生产一段时间后能够保持稳定，且产水量和产气量维持一个正比的关系，但其中的也有例外，气井DP41S产气量是本次统计的4口水平井中最低的，仅约为2×104m3/d，而产水量却一直高居不下，然而根据目前的注醇量数据显示，注醇量最大的气井却是目前DPH-10，且投产至今DP41S、DP43-5H、DPH-8尚未出现过管线冻堵情况，仅DPH-10在8月17日出现过井口冻堵。

因生产时间短，水平井在投产初期存在着压裂液的反排等一系列特殊阶段，详细的生产参数需待水平井投产一段时间后方能明显的显现出来。

对于投产一年以内水平井的生产数据分别以DP16、DP30H、DP27H、DP28T 为代表进行统计，这四口水平井均投产于2011年10月～12月之间，经过2011年的越冬生产及2012年的夏季生产，一年间各个时期的生产数据都有详细的记录，能够充分反应出水平井在稳产初期的生产情况。