苏里格气井水平井钻井液技术方案设计
- 格式:doc
- 大小:127.00 KB
- 文档页数:7
苏里格气田首口分支水平井钻完井技术程元林;韦海防;吴学升;杜松涛;谢新刚【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2013(000)002【摘要】苏里格气田属典型低压、低渗、低产的“三低”气田,总体上看储层物性较差,常规水平井开发效率较低,中低产井占绝大多数。
为了提高苏里格气田水平井单井产量,提高开发效率,降低综合开发成本,针对苏里格气田多套气藏发育的地质特点,开展了分支水平井钻完井技术研究及现场试验。
从施工难点、井身结构、侧钻技术、完井方式等方面介绍了苏里格气田首口双分支水平井——T7-14-18H井的钻完井关键技术及现场实施情况。
该井成功实现了水平井段裸眼完井+分段压裂增产改造,初步探索出了一套符合苏里格气田开发需要的分支水平井钻完井配套技术,为低渗透油气田经济高效开发探索出了一条新的技术途径。
【总页数】5页(P31-35)【作者】程元林;韦海防;吴学升;杜松涛;谢新刚【作者单位】川庆钻探钻采工程技术研究院长庆分院·低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安 710018;川庆钻探钻采工程技术研究院长庆分院·低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018;长庆油田公司油气工艺研究院,陕西西安 710018;川庆钻探钻采工程技术研究院长庆分院·低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安 710018;川庆钻探钻采工程技术研究院长庆分院·低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安 710018【正文语种】中文【中图分类】TE242【相关文献】1.(O)88.9mm小套管钻完井技术在苏里格气田的应用 [J], 黄占盈;周文军;欧阳勇;吴学升;段志锋2.大庆油田第一口深层天然气双分支水平井钻完井实践 [J], 潘荣山;张凯;李继丰;白秋月3.分支水平井钻完井技术在苏里格气田的应用 [J], 韦海防;程元林;吴学升;黄占盈;王军闯;李小黎4.苏里格气田小井眼套管开窗侧钻水平井钻完井技术 [J], 欧阳勇;刘汉斌;白明娜;段志锋;黄占盈5.长城钻探助力长庆油田破解低渗透气田开发难题苏里格气田首口高产水平井问世[J],因版权原因,仅展示原文概要,查看原文内容请购买。
苏里格气田水平井改造新工艺及新技术应用摘要:苏里格气田是典型的“三低”气田,为最大限度提高单井产量,水平井动用储量大,相当于3-5口直井的产量,是提高单井采收率、有效使用土地资源、降低开发成本的重要途径。
积极探索水平井开发技术,逐步形成了不动管柱水力喷射压裂、裸眼封隔器分段压裂、裸眼遇油膨胀封隔器分段压裂三种主体技术及多种配套技术。
关键词:苏里格气田水平井改造技术技术应用一、气井改造背景苏里格气田是典型的“三低”气田。
水平井动用储量大,相当于直井的3-5口井的产量,因此在是减轻单井管理工作量、提高单井采收率、有效使用土地资源、降低开发成本的重要途径。
2006年苏里格气田规模开发以来,随着地质认识及储层改造技术的完善和提高,2008年重新开始了水平井的开发试验,2009-2011年实施了苏平36-6-23、苏36-7-19H、苏36-18-10H、苏36-11-16H等32口水平井,取得了十分喜人的效果,为苏里格气田水平井储层改造等技术发展积累了宝贵经验。
根据苏里格气田地质特点,以提高单井产量为目标,逐渐形成了三种分段压裂改造主体工艺技术及多种配套技术。
二、水平井储层改造主体工艺技术1.水力喷射分段压裂技术水力喷射分段压裂技术原理是根据伯努利方程,把压能转变为动能,油管流体加压后经喷嘴喷射而出的高速射流,在地层中射流成缝。
该工艺通过一次下入水力喷砂压裂管柱,将喷射器分别对准上下气层射孔段,首先对下层实施水力喷射射孔、压裂,再投球打开喷砂滑套,并封堵下层,再对上层实施水力喷射射孔、压裂施工,依次由下至上对各气层进行逐层压裂改造,最后合层排液求产。
主要工艺技术步骤:⑴通井、洗井、试压、下入水力喷射分段压裂组合钻具;⑵泵入基液和携砂液喷砂射孔;⑶关闭套放闸门,按照设计环空排量或环空最高压力所允许的最高泵速由环空泵入胍胶基液、按照设计由油管泵入交联胍胶及携砂液;⑷顶替,投球封堵下层打开上一层喷嘴,对第二层进行水力喷砂射孔压裂。
水平井段钻井技术措施一、水平井段设计1.水平井段设计需要结合油气储层特性、地质构造、储量和预测产能等因素考虑,确定井段的起止点和倾角。
2.基于地层压力和水平段的长度,采取合理的构造设计可以减少钻井施工过程中的摩擦和阻力。
二、钻井井眼质量控制1.合理选择井眼质量控制手段,通常采用钻井液温度控制、控制井眼地层压力、控制井眼液体重量、控制井眼钢丝绳张力等方法。
2.密度与粘度应根据井眼内外流体压力的比较确定于井眼施工过程中的稳定应力分布,有效地避免因钻井过程引入地层流体。
三、水平井段钻井井下导向技术措施1.实施连续预应力打组技术,能够迅速探测出水平井段的井眼钢丝绳张力的变化,最大限度地提高导向仪器的敏感度,从而提高钻井平顺性和垂直度。
2.采用井内导向仪器,例如电磁测量,来实时监测井眼方位,以实现精确钻井。
四、水平井段钻井液设计及应用1.针对水平井段的特点,设计合适的钻井液配方,考虑液体密度、粘度、稳定性和润滑性等因素,以满足水平井段顺利钻进的需求。
2.应用低密度、低黏度的钻井液,减少钻进阻力,提高钻井效率。
五、水平井段完钻技术措施1.完善水平井段钻井完井方案,根据具体地质情况选择合适的完井技术,如水平套管完井、压裂完井等。
2.通过水平井段完钻来实现人工裂缝扩展,增加地层水平面上的产能。
六、水平井段管柱设计与管理1.合理设计和管理水平井段管柱,避免管柱失稳、卡钻等事故,以保障施工的顺利进行。
2.使用合适的管柱材料和先进的施工装备,如平衡芯轴、扭矩控制系统等,提高钻进效率,防止井眼突变。
七、水平井段钻井期间的监测与控制1.建立完善的监测体系,对钻进过程中的泥浆循环、井筒状况、井壁稳定性等进行实时监测和控制,及时调整施工参数,保障安全高效的施工进度。
2.在钻井过程中采用井壁稳定性预测和动态监测技术,准确预测井眼形成失稳的潜在风险,避免井壁坍塌,提高施工安全性。
综上所述,水平井段钻井技术措施包括水平井段设计、井眼质量控制、井下导向技术、钻井液设计与应用、完钻技术措施、管柱设计与管理、钻井期间监测与控制等。
苏里格水平井提速精细化管理2010年苏里格地区开始大量开发水平井,主要开发上古石盒子和下古马家沟气层。
实践证明,利用水平井开发苏里格气田是有效解放储层、提高单井产量、提高气田采收率的重要手段,水平井单井产量超过了同等储层条件直井的3倍,开发效果显著。
一、实施背景苏里格气田属典型的“三低”气田,主要目的层属冲积平原背景下辫状河沉积体系,叠置砂体具有明显的方向性,气藏规模小,砂体展布范围有限,有效砂体连通性差,储层非均质性强,采用常规井开发难以提高单井产量。
水平井开发作为提高单井产量及采收率的重要手段已在苏里格气田得到推广应用,但水平井开发对选井条件要更高,主要表现在:对目标层砂体展布方向要求更加严格,对目标层地质特征认识要求更深,同时还涉及一系列关键技术,水平井选井、入靶前井斜角控制、目标层准确入靶、水平段地质导向等一系列技术问题逐渐显现出来,需要不断提高和完善。
如何确保水平井顺利实施、提高储层钻遇率和实施效果已成为水平井开发的技术难点。
为此我们系统梳理了近年来水平井实施过程,通过对水平井实施情况进行分析,结合气田基本地质特征,分别从水平井钻井工艺技术、钻井液工艺技术等关键环节入手,总结出了适合苏里格气田水平井开发相关配套技术。
建立一套适合苏里格水平井提速精细管理模型。
二、苏里格水平井钻井施工流程图三、苏里格水平井提速管理模式实施(一)设计交底项目组管理人员积极组织和参与水平井方案交底会,并邀请相关单位人员做好水平井地质录井和钻井工程技术方面的交底工作。
对水平井设计中提出的要求及时讨论和审查,确保参会人员能够吃透设计。
对水平井重点工序施工要求、特殊井段施工措施、入井工具要求及井控等问题等要进行提示。
(二)施工过程监控1、组织相关部门和单位对水平井井场尺寸、设备摆放、安全距离进行检查,对发现的问题要求限期整改,为水平井的安全顺利实施打好基础。
2、认真核查施工井队及服务单位的相关证件,主要包括设备(井控设备)、人员(井控证和坐岗证)状况,为水平井的优质实施提供条件。
苏里格气田长水平段水平井钻井关键技术——以S77-35-H5
井为例
李高刚;魏祥高;汪孝贵;唐健;芦宏斌;马兰波;张亥先;杨海斌
【期刊名称】《天然气技术与经济》
【年(卷),期】2024(18)2
【摘要】为了进一步降低钻井作业成本、提高单井产量、解决长水平段水平井使
用“常规动力工具+水基钻井液”替代“旋转导向+油基钻井液”过程中出现的系列问题,采用鄂尔多斯盆地苏里格气田长水平段水平井配套技术实现了低成本开发。
研究结果表明:(1)采用“双二维七段制”轨道,可以解决螺杆工具面摆放困难及钻具屈曲的问题;(2)应用数学建模+工程干预技术,能有效提高井筒清洁度;(3)采用井筒压力监测+漂浮下套管综合技术,可以实现顺利下套管;(4)近钻头GR地质导向技术能
提高砂层钻遇率;(5)有机盐钻井液体系能有效预防井下坍塌及漏失。
现场应用结果表明,起下钻摩阻下降11%,钻进扭矩下降17%,综合钻井速度提高28%,有效降低钻井成本。
结论认为,该技术的成功研究为苏里格气田长水平段水平井低成本开发提
供了借鉴,也为油气田提质增效开辟了新思路。
【总页数】6页(P8-13)
【作者】李高刚;魏祥高;汪孝贵;唐健;芦宏斌;马兰波;张亥先;杨海斌
【作者单位】中国石油西部钻探玉门钻井公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE2
【相关文献】
1.苏里格气田超长水平段水平井钻井技术
2.苏里格气田桃7井区水平井斜井段和水平段适用钻井液体系
3.苏里格气田长水平段水平井快速钻井技术
4.苏里格气田苏25区块水平井钻井关键技术
5.苏里格致密气藏超长水平段水平井钻井完井关键技术
因版权原因,仅展示原文概要,查看原文内容请购买。
水平井钻井液技术水平井钻井液技术水平井技术是当代油气资源勘探开发的重点技术之一•从80十九世纪末期开始,为了勘探提高钻探开发综合经济效益,全世界各油公司掀起了水平井的热潮,在生产中所取得了重大经济效益,断定了水平井“少井高产”的突出优点,取得了减少油田勘查勘探开发费用,加快资金回收,少占土地减少和环境污染等一系列经济效益和社会效益。
由于水平井催化裂化在钻井过程中井转角从0。
~90。
变化,因而水平井与直井钻井工艺有较大的差别,为了确保水平井的钻成井保护好油气层,对水平井的钻井液完井液提出了特殊要求,必须解决井眼净化、井壁稳定、摩阻控制、防漏堵漏和保护储层堵漏等症结。
一、井眼净化井眼净化是水平井钻井工程的一个主要组成部分,井眼雾化不好会导致摩阻和扭矩增加、卡钻;下能影响下套管和固井作业正常进行。
(一)影响井眼净化的因素1、井斜角:环空岩屑或临界流速随井斜角的增加而变大,而清洁率则随之下降2、环空返速:其大小直接影响环空岩屑的运移方式、状态和环空岩屑浓度。
提高环的空运速:环空岩屑浓度降低,井眼减低净化状况得以改善;岩屑侵蚀床厚度降低或被破坏,井眼下侧不形成明显的岩屑床。
3、环空流型:完全一致态的携屑效果基本相同。
通过调整钻井液流变性能,改变层流速度剖面的平板程度来取代紊流,使钻井液在环空处于平板型层流,从而达到改善井眼净化旌善线的目的;55° ~90。
紊流比层流携屑效果好4、钻井液密度:钻井液电阻率的提高,这有利于钻屑的携带5、钻柱尺寸:当井身结构中己确定,随着钻杆尺寸柱塞的增大环空返速增加,有利于携屑6、转速:钻柱的旋转,对沉积的岩床起搅动指导作用,有利于床而岩屑的离去;转动钻柱可以限制钻柱的偏心效应,从而改善井眼净化;提高转速可防止钻井液在井壁周围形成不流动,从而不断提高井眼净化;钻柱除了自转外,还围绕井眼周界作圆周运动,因而利于岩屑的携带7、钻柱的偏心度:随着井斜角的增大,钻校的偏心度对环空岩屑的影响较大;环空岩屑浓度随钻柱偏心度的增大而增大8、钻井速度和岩屑尺寸:当钻速过高时,会造成环空钻屑浓度过大,岩屑床内径增加;岩屑尺寸大小亦会对井眼净化效果带来影响(二)技术措施水平井的井眼清洗在现场经常采用机械清洗和水力清洗相结合的措施来解决,实现水平井净化的技术措施可归纳为以下几个方面:1、增强环空返速;2、选用合理流型与钻井液流变参数;3、改变下部钻具组合4、适当增加钻井液密度;5、转动钻具或上下大范围活动;6、使用钻杆扶正器;7、压制钻进速度;8、采改采高转速金刚石钻头;9、倒划眼二、井壁稳定井壁稳定是钻井工程中最常见的井下复杂情况之一。
苏里格致密气大偏移距三维水平井设计优化及配套技术综述摘要苏里格致密气大偏移距三维水平井技术的成熟为长庆气田减少井场征地、减少环境污染取得显著效果。
目前长庆气田已经实现了最大偏移距766m等多项指标。
为大井组布井打下了坚实基础。
三维水平井可转化为两个二维水平井方式设计和实施:先小井斜扭方位,将偏移距完成后增斜。
其受力分析比相同条件下二维水平井复杂得多,造成摩阻增加及套管下入问题是设计、施工关注的重点。
关键词大偏移距;三维井;受力分析;套管下入分析;一次上返前言受成本、工具限制,目前长庆三维水平井普遍采用转化为两个二维水平井方式设计和实施。
根据偏移距不同,适度提高造斜点,通过限定初始井斜、造斜率、微调等方式,实现小井斜扭方位走偏移距,后增斜入窗进水平段,这种设计对工具要求不高,现场易实施。
从立体图可看出:三维剖面既扭方位,又增井斜,造成的摩阻增加和套管能否顺利下入是设计和施工关注重点[1]。
1 大偏移距三维水平井剖面优化1.1 三维与二维水平井受力对比分析假定在相同井身结构、钻具组合、相同靶前距350米、垂深2300米、水平段1200米、相同全角变化率条件下,对比0米和500米偏移距受力分析。
从以下斜井段和水平段的受力分析数据可以看出:相同条件下的三维井的受力较之二維井的受力状况更加复杂,总体而言无论在斜井段还是水平段都会导致摩阻增加、扭矩增大。
1.2 相同造斜点、不同全角变化率相同全角变化率、不同造斜点受力对比分析可以看出:选取相同全角变化率,提高造斜点使得起钻摩阻略有下降、而滑动摩阻和侧向力却增加。
滑动摩阻增加、侧向力过大会造成套管局部磨损严重,形成键槽卡钻等复杂情况。
大三维水平井由于消除偏移距需要,可适度提高造斜点,但过度提高造斜点会使得钻具受力更加复杂,并不利于现场实施。
造斜点高使得定向容易(起下钻和测量快,容易定准,进尺快,动力钻具工作时间短);上部地层软,形成的键槽软,易破坏掉;用较小的井斜获得的位移大。
苏里格气田开发井钻井技术提速方案一、基本概况1.地质概况苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧,构造形态为一宽缓的西倾单斜,坡降3-10m/km,地质分层深度及厚度变化不大,下表是苏6井区一口井的分层情况:苏里格气田地质分层及岩性描述概况若流沙层太厚,必须用白土浆全部钻穿流沙层后逐步转为低固相聚合物泥浆。
二.钻井液技术(一)2009年苏里格区块提速情况钻井液指标完成情况(二)2009年苏里格区块常规井钻井液技术难点:1、表层流沙层坍塌。
该区块表层流沙层厚度一般为20-50米不等,流沙层的特点是颗粒胶结性差,层间有夹层,钻进中上部流沙层易垮塌,影响井口及基础。
2、安定组、直罗组是主要的坍塌层,钻进中容易形成“大肚子”,完钻电测安定、直罗组遇阻率高,如2008年完钻134口井,电测一次成功110口,一次成功率82. 1%,共遇阻29次、其中安定、直罗组遇阻19次,占72.4%。
3、延长下部、纸坊组也是易垮塌地层,此段也是防塌重点。
4、完钻钻井液性能粘切高,影响起钻速度。
5、苏36井个别井刘家沟地层井漏,甚至延长组也有漏失,今年在延长组发生大型漏失的有两口井,挤水泥3-8次。
(三)钻井液技术方案1、苏里格区块表层钻进中钻井液防塌技术措施1.1表层流沙层厚度一般30-50米,流沙层钻进中,若钻井液失水过大,沙层易坍塌下滑,易造成别泵、卡钻,尤其表层3-5米范围内基本呈流体状,打导管过程中也时有鳖跳现象,层间有夹层,钻进中上部流沙层易垮塌,影响井口及基础。
1.2打导管配制50-60方白土浆,配方:清水+ 0.15-0.2% CMC+0.15-0.20% Na0H+5.0-6.0% 白土,配制好后充分循环2周,测得性能达到:密度≥1.04,粘度≥40秒,PH=8-9的范围。
1.3钻进中首先“大钻头(480mm以上)、白土浆、小循环、座实、校正、回填、灌满、防挂”等施工措施,确保安全施工。
其次强化转速(复合钻进),小排量钻穿流沙层,提高表层钻速。
2681 斜井段剖面设计原则水平井钻井技术与常规定向井技术最为不同的特点是最小摩阻的钻柱组合、造斜钻具以及特别的剖面设计。
苏里格区块气井水平井主要是中半径水平井,斜井段多采用的剖面类型主要是双增型、变曲率单增型、圆弧单增型等,水平井的靶前距有很大差别,设计靶前距有350米到600米不等,一种靶前距的水平井如果任意选择其中一种剖面类型,斜井段轨迹施工方案也就大不一样,就有可能使得牙轮滑动增斜率高、牙轮复合钻时慢和PDC钻头滑动钻时慢、复合钻时快增斜率低相互牵制。
因此,针对以上不同靶前距的情况,结合考虑三牙轮和PDC的不同优势,合理设计剖面,充分发挥PDC钻头快速钻进优势,尽可能减少滑动施工,提高机械钻速。
选取合适的造斜点,优化轨迹,充分发挥不同钻头在不同井段的作用。
2 影响斜井段快速钻进因素采用某一剖面设计后,在实钻过程中,可能会出现各种异常情况,如果不能及时调整设计,不能采取有效的轨迹控制措施,可能会为后续的施工带来极大的被动,严重影响钻速。
(1)斜井段单弯螺杆+PDC钻头存在复合增斜率低或者不增斜情况,不能满足轨迹需求,滑动井段增加,滑动钻进工具面不稳,有托压现象,钻压加不上,滑动钻时慢。
(2)PDC钻头比牙轮钻头配合同型号单弯螺杆滑动增斜效果差、滑动速度慢,但是牙轮钻头比PDC钻头单只进尺少,相互制约。
(3)同一个钻头配合不同角度螺杆滑动增斜率不同(大角度螺杆滑动增斜率高,但是复合扩眼率大,致使复合增斜率低,滑动井段相对增加),复合增斜率也不一样。
(4)斜井段施工地层存在大段泥岩且塑性值很大,钻时过快极易造成PDC钻头泥包。
(5)钻井液密度对钻速的影响极大,密度越低钻速越快,但是过低的钻井液密度不能有效的平衡地层压力,容易引起井壁失稳,造成井下复杂。
(6)钻头类型实际钻进过程系统目标有重大影响,不同类型钻头结构不同、破岩机理不一,各自有各自的优缺点,钻头选型不对会直接影响钻速。
3 造斜井段设计技术造斜曲线的设计必须考虑到以下问题:(1)尽量避开比较复杂地层造斜或滑动增斜施工;(2)尽可能使滑动造斜增斜井段最短,复合井段最长;(3)入窗前预留一段可以调节的井段来应付不理想复合增斜率的情况;(4)轨迹要能够保证后续水平井段的钻进作业以及后续必须的完井工具和设备的下入和作业。
苏里格气田钻井液回收再利用技术苏里格气田是我国西南地区的一座大型天然气田,其开采有着重要的国民经济意义。
然而,油气勘探过程中,为了保障钻井作业的安全和有效性,钻井液成为不可或缺的工具。
而钻井液的使用量巨大,同时,其含有的化学物质和杂质会对环境造成污染,增加了环境保护的难度和成本。
因此,苏里格气田钻井液的回收再利用技术显得尤为重要。
一、苏里格气田钻井液的特点苏里格气田钻井液是由水、化学添加剂和油饱和的岩屑混合而成的复合液体。
在使用过程中,钻井液会受到砂层嵌入、井壁破裂等影响,导致大量的污染物和沉积物进入钻井液中,使其变得不透明、黏稠度升高,故不适合再次使用。
而且,钻井液的组成种类多样,特别是化学添加剂的种类繁多,具有较大的排放难度。
二、苏里格气田钻井液回收再利用技术的研究现状在国内外,苏里格气田钻井液的回收再利用技术发展迅速,尤以物理化学法和生物复合法为主要研究方向。
其中,物理化学法主要是采用离心分离、膜过滤、吸附、还原等技术分离和回收钻井液中的污染物和沉积物,其优点是操作简单、设备投资少、回收效果快;而缺点则是能源和材料消耗较大、必须加入化学添加剂、且回收后的钻井液水平不高。
生物复合法是将待处理的钻井液注入大量生物菌种,通过生物分解分离出其中的有机物,同时向钻井液中添加营养物质,将有用的成分留存在其中,其优点是对环境污染小、回收钻井液水平高。
然而,生物复合法也存在操作难度大、设备投资高、耗费时间长等缺陷。
三、苏里格气田钻井液回收再利用技术的未来发展为进一步提高钻井液回收利用率和保护环境,可以加强各项技术的研究和结合,充分发挥其优势和互补性。
例如,将离心分离和生物复合技术相结合,实现高效稳定的物理化学分离和有机物分解,提高钻井液的回收率和水平。
同时,研究新型的环保化学添加剂和有机物处理技术,减少对环境的影响和减轻设备投资的负担。
此外,可以探索智能化技术,开发用于苏里格气田钻井液回收再利用的自动化系统,从而使钻井液的回收处理更加科学化、规范化和自动化。
苏里格气田苏东南区致密砂岩气藏水平井整体部署技术研究摘要:苏里格气田是典型致密砂岩气田,具有“低渗透率、低压力、低丰度、强非均质性”的特征,建井数量多,单井产量低、压力下降快、稳产难度大。
为提高单井产量,改善气田开发效果,提高开发效益,以苏东南区为研究对象,开展低渗透致密砂岩气藏水平井整体开发技术研究。
从层位优选、储层评价、砂体解剖、天然气富集规律等多个方面进行研究,优选盒8、山1主力开发层系。
根据不同区块的主力储层发育特征,按照“单层丛式水平井整体部署、单层三维水平井整体部署和多层系立体开发水平井整体部署”的思路,进行水平井整体部署,最终达到确保水平井储层钻遇率,提高气藏开发效率的目的,形成一套低渗透致密砂岩气藏水平井整体部署技术。
关键词:致密砂岩苏里格气田水平井整体部署丛式水平井引言非常规天然气近年来发展迅速,致密气是目前开发规模最大的非常规天然气。
相对常规储层,致密气储层地质条件更差,孔喉尺度极其微小,相当大一部分流体在渗流过程中被毛管力和粘滞力所束缚难以流动。
鄂尔多斯盆地致密砂岩气资源量约6.6万亿立方米,分布面积达数万平方千米。
苏里格气田是鄂尔多斯盆地致密气分布的主要地区,是一个河流相的低压低渗致密砂岩气田,地质条件十分复杂,主要表现为砂岩发育、单砂体规模小、有效砂体展布局限、非均质性强等特征,同时还具有单井控制储量有限、产量低、压力下降快的特点,随着开发规模的不断扩大,产能建设及生产中暴露出很多问题,给开发工作带来诸多困难。
因此,需要加强储层评价和含气富集规律的研究,更需要对井位部署方式和水平井整体开发进行研究。
苏东南区位于苏里格气田东区南部,是长庆油田目前上产的主力区块,该区的有效开发对长庆气区的持续上产具有重要意义。
因此,优选苏东南区进行水平井整体部署,提高气田开发效益,为苏里格气田的开发提供必要的经验支持。
一、气藏地质概况苏里格气田苏东南区位于内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗、陕西省榆林市榆阳区和靖边县境内;地表为沙漠、草地,地形相对平缓,海拔1250~1350m;年最高气温36℃,最低-28℃,属内陆性半干旱气候;交通和通讯条件较差。
苏里格气田长水平段水平井快速钻井技术
赵恒;罗勇;赵金丰;吴学升;高云文
【期刊名称】《钻采工艺》
【年(卷),期】2012(035)006
【摘要】针对苏里格气田超过1 500 m的长水平段水平井,主要存在以下几方面的技术难点:一是砂体夹泥岩,井壁稳定性比较差;二是地层研磨性强,钻进效率低;三是水平段长,摩阻扭矩大,轨迹控制难度大.文章从井身结构、剖面设计、工艺工具、轨迹控制等方面进行了分析研究,形成适应于苏里格气田开发的长水平段水平井快速钻井技术,并在苏5-3-16H1井进行了成功应用,提高了水平井的机械钻速.
【总页数】2页(P108-109)
【作者】赵恒;罗勇;赵金丰;吴学升;高云文
【作者单位】低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院;中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院;中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院
【正文语种】中文
【中图分类】TE243
【相关文献】
1.苏里格气田东区水平井快速钻井技术 [J], 陆川;秦小虎;王旭;夏阳;常森;韩炜;崔海标;吕杨;张秀峰
2.苏里格气田水平井快速钻井技术研究 [J], 杨朝
3.苏里格气田超长水平段水平井钻井技术 [J], 王可仁;宁金生;杨碧学
4.苏里格气田水平井快速钻井技术研究与应用 [J], 姚立新;王均良;谌建祁;王俊海;
5.苏里格气田水平井快速钻井技术 [J], 周文军;欧阳勇;黄占盈;吴学升;王俊发
因版权原因,仅展示原文概要,查看原文内容请购买。
. . 苏里格气井水平井钻井液技术方案 苏里格气井水平井钻井液最关键的技术是井眼净化、大斜度井段“双石层”和水平段泥岩的垮塌、预防PDC钻头的泥包、润滑性、产层保护等。 1 基本情况 直井段:保持了本区块直井、定向井钻井液方案。 斜井段: 继续采用强抑制无土相复合盐钻井液体系。 水平段:采用无土相酸溶暂堵钻井液体系。 2 技术难点 2.1 苏里格区块直井段安定底直罗组、延长底部纸纺组顶部易垮塌。 2.2 苏里格区块刘家沟组与石盒子组地层承压能力低,普遍存在渗透性漏失和压差性漏失。尤其是苏5区块漏失最为频繁。 2.3“双石层”、煤层和水平段泥岩的垮塌,是导致水平井易发生复杂和故障的致命的因素。 2.4如何优化钻井液体系、性能、组分, 通过钻头选型,水力参数优化,是预防PDC钻头泥包和提高斜井段机械钻速的关键。 2.5 如何通过改善泥饼质量,提高钻井液的润滑性是水平井钻井液防卡润滑的关键。 3 技术方案 3.1表层技术方案 3.1.1表层钻井液配方 表层及导管钻进严格按《苏里格气田表层钻井液技术》执行,打导管采用白土浆小循环,导管打完后固定、找正、坐实、水泥回填,侯凝2-3小时,开钻过程中监控导管情况。 若流砂层未封住(流沙层50米以上),采用白土浆钻井,0.1%CMC+5-6%白土,密度:1.03---1.05g/cm3 ,粘度:40-50s ;钻穿流沙层50-80米之后,采用低固相钻井液体系,密度:1.01---1.03g/cm3, 粘度:31-35s。 若流砂层已完全封住,用清水聚合物钻井液体系,配方为0.2%CMP +0.2%ZNP-1。钻井液性能:密度:1.00---1.02g/cm3,粘度:31-32s。 3.1.2下表层表套前技术措施 打完表层后配白土浆(约40-50方)密度:1.03-1.05g/cm3,粘度:40-50s,采用地面小循环清扫井底后打入井里封固裸眼井段,起钻连续灌白土浆,确保井口流沙层段为白土浆,防止下表套过程中流沙垮塌。 . . 3.2二开直井段技术措施 3.2.1二开提前预水化聚合物胶液 利用候凝搞井口期间提前预配聚合物胶液300方,0.1%K-PAM +0.2%ZNP-1 +0.2%CMP。 3.2.2二开进入安定组前50米钻井液上罐钻进,根据粘度高低适量加入K-PAM、ZNP-1,每钻进50-70米清洗1次锥形罐,性能达到:粘度≥31s,密度≤1.02g/cm3,钻进中分2-3次加入0.5吨XL-007,钻穿直罗100米后下罐采用大池子循环,在延长组底部100米钻井液再次上罐钻进,分2-3次加入0.5吨XL-007及其它化工,进入纸纺组100米后下罐采用大池子循环(主要针对苏里格)。 3.2.3每班随时开振动筛观察返出岩屑,判断井下情况,及时作出处理, 3.2.4补充新浆配方0.1%K-PAM+0.2%ZNP-1+0.2%CMP,缓慢、分次混入,做好泵压变化记录,防止误判断井下、钻具故障。 3.2.5每天或起钻前稠浆、大排量清扫。 3.3斜井段技术措施 3.3.1斜井段钻井液配方及维护 3.3.1.1直井段钻完后根据井下情况,可用稠浆清扫,保证井筒清洁,有利于滑动定向。 3.3.1.2掌握转化时机。井斜达到15°左右转化钻井液体系(根据井下情况和井队加药品快慢),转化时加入抗盐、抗高温处理剂,严禁加入不抗盐、不抗高温的其他处理剂, 转化主处理剂为: GD-K、JT-1、PAC(CMC)、SFT-1、SMP-2、ZDS、WT-1及工业盐等。 3.3.1.3钻井液体系转化配方:原浆+0.2-0.3%PAC +2-3% GD-K +0.2-0.3%JT-1 +1.5-2%SFT-1+3-4%ZDS +0.1%NaOH +5-10%工业盐+3-4%有机盐 3.3.1.4控制性能:密度:1.08-1.10g/cm3 ,粘度:38-42s ,FL:6-4ml,PH:8-9,动切:5-10 Pa 3.3.1.5加药顺序:按上述配方以循环周先后交替加入PAC 、GD-K、JT-1、SFT-1、ZDS,打钻6-8小时再加入NaOH,WT-1及工业盐。在井斜30°的时加入2-3吨SMP-2(加入SMP-2,可适当减少GD-K、JT-1等降失水剂的含量)。 3.3.1.6苏5井区和桃7井区刘家沟钻穿必须做承压试验。 由于延长、刘家沟组易漏地层与“双石层”等易塌地层处在同一裸眼井段,解决好易塌层垮塌和易漏层承压能力是技术的关键。 为提高地层承压能力,做地层承压试验,做承压试验要求:(1)钻穿刘家沟组50-100米;(2)转化为强抑制无土相复合盐钻井液体系;(3)井斜达到15°左右,钻井液密度大. . 于1.10g/cm3以上;(4)钻井液当量密度大于1.25g/cm3;(5)配量:封刘家沟井段+10 m3;(6)加量:5-8%DF-A(适用苏5、桃7区块,其它区块暂不做要求。) 3.3.1.7斜井段根据井斜提高钻井液密度: (1)在井斜30°时密度达到1.15-1.18 g/cm3。 (2)在井斜45°时将密度达到1.25-1.28 g/cm3,(苏5及苏47、苏48等易漏的区块,,钻井液密度走下线,加入SFT-1及目数更小的超细碳酸钙提高封堵性能,同时加入5-7%KCL、0.2-0.3%CWD-1、0.1%K-PAM,增加该体系的防塌抑制能力)。在斜井段不加入原油的情况下可加入XCS-3增加体系的防塌润滑性。 (3)在井斜达60°以上时将密度达到1.28 g/cm3以上,(苏5及苏47、48等易漏的区块,钻井液密度走下线);穿越下古煤层时要将钻井液密度提高到1.30 g/cm3 以上。 (4)井斜小于30°时尽可能采用工业盐、有机盐等提密度,以提高滑动增斜效率。 3.3.1.8 钻头泥包的原因分析及对策 (1)PDC钻头泥包分析 钻井液性能:性能差,如抑制性、润滑性能差、失水大、滤饼厚、黏土含量高等。 地质因素:泥岩地层、易吸水膨胀的地层或软硬交错的地层,易形成泥包。 钻井参数:钻进中排量较小,未能将钻屑及时带离井底,造成重复切削。钻进中钻压不均匀,钻时变慢后,盲目加大钻压。 钻头选型:选用中心孔流道较小的PDC 钻头,导致钻屑滞留在底部。 (2)预防PDC钻头泥包的技术对策 预防PDC钻头泥包的钻井液维护的核心是:一是通过无机盐、有机盐等强抑制剂的含量,提高钻井液的抑制性,抑制泥岩地层分散、造浆。二是保持无土相、低活性固相含量。 (3)复合盐钻井液防PDC泥包的维护。 首先确保体系中有足够的抑制剂含量,主要通过观测钻屑和钻井液的性能来掌握。具体的:一是泥岩段的砂样成型好,不粘筛布。二是钻井液的性能在泥岩段钻进变化不大,密度、粘度、固含不升,性能稳定。 其次加强固控设备的使用,保持钻井液中低固相。 再次工程措施:一是 PDC 钻头钻速快、钻屑多,必须要有足够的排量,避免钻屑重复切削会形成淤泥而泥包钻头。要求环空上返速度达到1.00m/s;二是钻压合理,送钻均匀,速度太快时要适当控制钻压;三是尽量避免长时间、长井段的滑动钻进,四是下钻分段循环。 3.3.1.9防煤层垮塌的钻井液措施 . . (1)泥浆措施: 由于煤层遇水极易分散,防煤层垮塌的泥浆技术措施应从提高泥浆密度和控制泥浆API及HTHP失水入手。 进入山西组煤层前用密度为1.30-1.35 g/cm3。 采用GD-K、JT-1、超细目碳酸钙粉等处理剂,使泥浆API失水控制在4ml以下,HTHP失水控制在15ml以下,并且可形成薄而韧、渗透率低的泥饼。 采用高粘度钻井液、粘度控制在60s以上,防止水力对煤层的冲刷、工程在满足携砂的前提下采用较低的排量钻进。 (2)工程技术措施 在煤层钻进中,禁止采用滑动钻进方式,禁止在煤层段强增斜扭方位作业。 煤层段严禁长时间循环,井下要出现遇阻要避开煤层循环。 3.3.2斜井段完钻电测及下套管前的钻井液处理 3.3.2.1完钻后配稠浆清扫,再大排量充分循环钻井液2-3周,确保洗井彻底。 3.3.2.2短程起下钻至造斜点附近,确保井眼畅通后把预配置25方封闭润滑液(原浆中加入1吨GD-2、1吨XCS-3),封闭大斜度井段。起钻过程中连续灌浆,确保井筒内液柱压力足够。 3.3.2.3电测期间,每测完一趟灌浆一次,确保钻井液液面在井口。 3.3.2.4电测完按设计钻具组合、双扶正器通井,到底后大排量充分循环钻井液2-3周,确保洗井彻底;若下钻遇阻,及时接方钻杆建立循环划眼,并根据井下情况处理好钻井液,直到上提下方无遇阻,短起下无遇阻后打入预配的20-25方封闭润滑液(原浆中加入1吨GD-2、1吨XCS-3),封闭大斜度井段方可起钻下套管。起钻过程中连续灌浆,确保井筒内液柱压力足够。 3.4水平段技术方案 3.4.1水平段钻井液配方及维护 3.4.1.1钻塞时用大池子泥浆循环。其他循环罐预配钻井液,利用斜井段泥浆最多不超过60方(下完套管后利用离心机降低斜井段钻井液密度,配置水平段钻井液时可加入30方左右,钻进过程中分多次加入30方),以免使用过多影响钻井液性能,造成钻头泥包和钻进中托压。 3.4.1. 2转化过程中控制泥浆总量在200方左右,具体加量为:3-4%GD-K+ 4-5%ZDS +0.1% PAC(CMC) +0.1%烧碱+甲醛适量(0.1%左右)+工业盐15吨+15吨甲酸钠(保证体系的抑制性),循环2周后测初始性能:密度1.15-1.18g/cm3,漏斗粘度38-42S,失水6-4ml,PH=8-9。