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大港油田古潜山井歧古11x1钻完井技术1. 引言1.1 背景介绍大港油田位于中国大港市，是中国南方最大的海上油田之一，具有丰富的石油资源。
近年来，随着油气勘探开发的不断深入，对于钻井技术的要求也越来越高。
古潜山井歧古11x1钻完井技术作为大港油田的重要钻井技术之一，为油田的开发提供了重要支撑。
古潜山井歧古11x1钻完井技术是一种高效、低成本的钻井技术，具有较高的技术难度和要求。
通过对钻井设计、钻井工艺流程、钻井液选用、地质工作以及钻井技术参数的深入研究和优化，可以最大程度地提高钻井效率，减少钻井成本，保证钻井安全。
本文旨在对古潜山井歧古11x1钻完井技术进行系统的介绍和总结，为大港油田的钻井工作提供参考和借鉴。
通过对该钻井技术的研究，可以更好地理解其原理和特点，为今后的钻井工作提供有力支持。
1.2 研究目的本研究旨在探讨大港油田古潜山井歧古11x1钻完井技术，通过对该钻井设计、工艺流程、钻井液选用、地质工作和钻井技术参数进行深入分析，以期总结出一套高效、安全、科学的钻井完井技术方案。
研究目的包括但不限于：提高古潜山井歧古11x1钻井的钻井效率，降低钻井成本，保证钻井质量和安全，提升油田开发的整体效益。
通过本研究的实验和实践，将不断优化完善现有的钻井技术，为地质勘探和油田开发提供有力支持，为大港油田的未来发展奠定良好的基础。
希望通过本研究能够为我国油田勘探和生产领域的技术提升做出贡献，推动我国油气产业的健康发展。
2. 正文2.1 古潜山井歧古11x1钻井设计古潜山井歧古11x1钻井设计是钻完井技术中一个重要的环节，其设计的合理性直接影响着钻井的顺利进行以及最终的产量。
在大港油田，针对该区域地质情况和油层特点，钻井设计团队经过充分的调研和分析，制定了相应的设计方案。
钻井设计团队充分考虑了古潜山井歧古11x1钻井的井轨线布置，包括井深、井径、井斜等参数的确定。
通过对地质资料和勘探数据的分析，确定了最佳的井位和井径，以确保后续的钻井工艺可以顺利进行。
第30卷第2期2002年4月 石 油 钻 探 技 术PETROL EUM DR I L I N G T ECHN I Q U ESV o l.30,N o.2A p r.,2002收稿日期:2001210222作者简介:马英俊(1961—),男,山东寿光人,1983年毕业于兰州大学地质系区域地质专业,高级工程师,现在中国科学院长沙大地构造研究所攻读博士学位。
联系电话:(0546)8489800!钻井与完井#桩西古潜山超低压碳酸盐岩油藏钻井技术探讨马英俊(胜利石油管理局桩西采油厂,山东东营 257037)摘 要:概述了我国东部古潜山地层典型地质结构特点,从地质构造特征入手分析了古潜山地层储层油气性和二次(三次)开发中存在的问题,并给出了该区二(三)次开发(阶段)中提高油气采收率,进一步开发剩余油区、死油区等可以借鉴的钻井技术。
关键词:古潜山油气藏;碳酸盐岩油气藏;小眼井;导向钻井;定向井;防止地层损害中图分类号:T E31313;T E349 文献标识码:B 文章编号:100120890(2002)022*******1 概 述中国石油化工集团公司与马来西亚云顶石油天然气(中国)有限公司合作,进行提高桩西古潜山采收率作业项目的研究。
2001年3月28日,对桩西一口老井——Z12027井进行加深钻井作业,在施工后期,因地层压力已异常低,地层漏失严重,部分井段套管因年代久远而破裂折断,射孔段出水出砂。
又因沉砂卡钻漏失,造成套管进一步严重变形,最终导致井眼报废,造成几千万元的经济损失。
该井的失败给作业者提出了一些新的问题:老井提高采收率的改造方向和技术、如何选择可改造的老井等。
在地层压力系数仅013～017的桩西古潜山油藏二次开发阶段,在具有裂缝和孔隙双重介质的超低压碳酸盐岩油藏中,如何应用新的钻井技术、工艺、方法和材料,顺利实施科学钻井作业,保护好油层,探索出一条提高油藏采收率的技术方法,进而指导该地区特殊油藏类型实施二次开发,具有重要和现实意义。
完井⽅法完井⽅法1、裸眼完井裸眼完井是油⽓井套管下⾄到⽣产层顶部然后固井，⽣产层段完全裸露，油⽓流动效率⾼，⼀般分为先期裸眼完井、后期裸眼完井。
先期裸眼完井是钻头钻⾄油层顶界附近后，下套管柱⽔泥固井。
⽔泥浆上返⾄预定设计⾼度后，再从套管中下⼊直径较⼩的钻头，钻穿⽔泥塞，钻开油层⾄设计井⾝完井。
先期裸眼完井⽰意图1—表层套管2—⽣产套管3—⽔泥环4—裸眼井壁5—油层后期裸眼完井⽅式是不更换钻头，直接钻穿油层⾄设计井深，然后下套管⾄油层顶界附近，注⽔泥固井。
固井时，为防⽌⽔泥浆损害套管鞋以下的油层，通常在油层段垫砂或者换⼊低失⽔、⾼粘度的钻井液，以防⽔泥浆下沉。
后期裸眼完井⽰意图1－表层套管2－⽣产套管3－⽔泥环4－套管外封隔器5－井眼6－油层先期裸眼⽐后期裸完经优越在于：排除了上部地层的⼲扰，为采⽤清⽔或符合产层特点的洗井液打开油⽓层创造了条件；缩短了洗井液对对产层的浸泡时间，减少油⽓层污染；钻开产层后，如遇到复杂情况，可将钻柱起到套管内进⾏处理；消除⾼压油⽓层对固井质量带来的影响。
优点：1)油层完全裸露，整个油层段井径都可以开采；2)成本预算低；3)⽓井完善系数⾼；4)储层不受⽔泥浆侵蚀伤害，减少油⽓层污染；5)⼀般不需要射孔，减少射孔污染；6)井眼容易再加深，并可转为衬管完井；后期采⽤砾⽯充填可保持⾼产。
缺点：1)⽣产过程时容易产⽣井壁坍塌、堵塞、埋没或者部分埋没⽣产层；2)⽓井后期的修井⼯作艰难；3)不利于分层测试和开采；增产措施效率低长裸眼井段不利于实施分段酸化、分段注⽔；4)不能克服井壁垮塌和油层出砂对油井⽣产的影响；5)不能产层范围内不同压⼒油、⽓、⽔层的相互⼲扰；6)先期裸眼完井在未打开油⽓层时就固井，对油层情况还不够清楚，7)打开油⽓层时遇到特殊情况，会给钻井和⽣产造成⿇烦；8)后期裸眼完井不能消除泥浆对产层的污染。
适应地质条件：1)岩性坚硬、致密，井壁稳定不易坍塌的碳酸岩盐岩、砂岩储层；2)单层开采的储层或岩性⼀致的多层储层；3)⽆⽓顶、⽆底⽔、⽆含⽔夹层及易跨塌的夹层储层；4)不需要实施分隔层段及选择性处理的油层。
大港油田古潜山井歧古11x1钻完井技术大港油田古潜山井是中国大陆的一个大型油田，位于中国辽宁省大连市大港区，是中国第一口陆上油井。
古潜山油田于1964年发现油气，是中国大陆陆上最早发现的油气田之一。
古潜山11×1井是在古潜山油田中钻探的一口油井。
井眼设计深度为4000米，井径为11英寸，是一口垂直井。
井眼设计深度为4000米的古潜山11×1井是一口深井，需要采用先进的完井技术来保证井口的完整性和井筒的稳定性。
完井技术是钻井过程中的最后一个环节，主要包括井口装置、固井、封隔器等。
井口装置是用于控制井口流体的设备。
在古潜山11×1井中，采用了一套先进的井口装置，包括防喷器、井口活塞和井口安全阀等。
这些装置能够在井口发生意外情况时迅速封闭井口，防止井涌和井喷的发生，保证井口的安全。
固井是用于保持井眼稳定和防止井筒漏失的工艺。
在古潜山11×1井中，固井主要是通过注水泥来实现的。
注水泥需要按照一定的比例混合水泥浆，在井筒中注入并加压固化。
这样可以有效地控制井筒的稳定性，防止井筒的塌陷和漏失。
封隔器是用于油井分区、封闭和控制流体的设备。
在古潜山11×1井中，封隔器主要包括套管封隔器和射孔封隔器两种。
套管封隔器是用于分区和防止井口流体的混合，射孔封隔器是用于封闭井筒并控制井底流体的流动。
这些封隔器能够保证油井的安全生产，防止油井产出的油气逸失和混合，提高油井的采收率。
古潜山11×1井的钻井和完井技术是中国陆上油田开发的重要技术之一。
通过先进的完井技术，可以确保油井的安全生产和高效采收，提高油田的开发效益。
这些技术也为中国陆上油田的开发提供了宝贵的经验和参考。
2010年9月断块油气田Numerical simulation study and practice on buried-hill reservoir development with overlapped horizontal wellZhou Wanshan(Research Institute of Exploration and Development,Liaohe Oilfield Company,PetroChina,Panjin 124010,China)Abstract:Block XG7of Xinglongtai Oilfield is a buried hill oil reservoir discovered in recent years.This reservoir has the characteristics of special geological condition,old formation,complex internal structures,diverse lithology,huge pay layer and strong heterogeneity.Unique geological conditions bring enormous challenges to reservoir development.Faced with a number of negative factors and aimed at low development degree of vertical wells,researchers present development from separate zones with overlapped horizontal well and optimize the key parameters of overlapping way of horizontal wells,vertical spacing,horizontal segment length and water injection through innovative,preliminary practice and numerical simulation studies.Practice proves that it is feasible to use overlapped horizontal wells and achieves a good development effect.The successful development of XG buried-hill reservoir provides a reference for similar reservoir development.Key words:numerical simulation,overlapping,horizontal well,buried hill reservoir.XG7块开发目的层为兴隆台太古界潜山，是具有双重介质特征的裂缝性储层［1-3］，区域构造裂缝以中高角度裂缝为主，油藏埋深2335～3960m ，油层从潜山顶部到底部均有发育。
稠油潜山油藏后期化学堵水技术研究作者：郭永强来源：《中国化工贸易·下旬刊》2019年第12期摘要：稠油潜山油藏进入后期，油水界面不断上升，构造低部位水淹严重;油井吞吐轮次高、采出程度高，伴随多次实施化学堵水工艺，近井油层污染较重，存在注汽困难等问题，针对这个现象开展潜山配套系列堵水技术。
在药剂组分、施工段塞设计进行优化，保证堵水成功率的同时降低对地层的伤害。
关键词：稠油潜山;油层污染;化学堵水;段塞设计曙一区稠油古潜山油藏含油面积5.2km2，地质储量700×104t，构造上被曙144656-杜70-杜86-曙138644四条断层分割成三个断块：杜66潜山、杜70潜山、杜57潜山。
油藏最淺埋深1000m，含油幅度250m。
该区块油藏储集空间由两种体系组成，一种是由岩石颗粒之间的孔隙空间组成，另一种是由裂缝和孔洞组成，主要以裂缝为主，尤以高角度裂缝为主。
据取芯井岩芯分析统计，裂缝开度平均0.38mm，岩芯基质孔隙度平均为5.6%;渗透率平均7.9×10-3μm2。
该区块油藏为边底水块状油藏，底水能量充足，随着采出量的增加，产油区油层压力大幅度下降，地层平均压力由原始的11.08MPa下降为目前的7.2MPa，在不断增大的流动压差作用下，底水锥进速度非常快。
目前平均油水界面已由原始的-1250m上升到目前的-1169m，上升了近80m。
1 堵水现状及开发矛盾1.1 油水层缺乏明显隔层是一个主要因素在对油藏化学堵水工艺技术的改进措施进行探究的过程中，在油水过渡带相对较薄的情况下，堵剂的选择工作会成为堵水工艺应用过程中的一大难点要素。
从应用效果来看，对油层段造成的污染问题成为了这一方式在实际应用过程中表现出来的一个主要问题。
由于一些高粘度的冻胶堵剂存在着注入性相对较差的问题，在将这一堵水方式应用于低渗透地层地区以后，更为严重的水窜问题的出现也会给石油的开采工作带来较为不利的影响。
南堡2号构造深层潜山水平井钻井完井技术李云峰;徐吉;徐小峰;朱宽亮;吴艳【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2018(046)002【摘要】为了解决南堡2号构造深层潜山水平井钻井过程中井漏、溢流、机械钻速慢和钻井周期长等技术难题,开展了深层潜山水平井钻井完井技术研究.根据地层地质特点、潜山储层压力敏感性和井漏、溢流等情况,深层潜山水平井设计为四开和五开井身结构,设计采用"直—增—稳—增—稳—增—水平"七段式井眼轨道,优选了抗175 ℃的造斜工具、M WD监测仪器和抗220 ℃的水包油钻井液,并开展了水平井微流量精细控压技术及抗高温冻胶阀完井技术的应用研究,形成了适用于南堡2号构造深层潜山的水平井钻井完井技术.南堡2号构造15口深层潜山水平井钻井完井情况表明,井漏和溢流等井下复杂情况得到了有效控制,完钻井深最深达5600.00 m,水平位移最大超过了4000.00 m.潜山储层水平井钻井完井技术实现了南堡2号构造深层潜山储层的安全高效开发,具有较好的推广应用价值.【总页数】7页(P10-16)【作者】李云峰;徐吉;徐小峰;朱宽亮;吴艳【作者单位】中国石油冀东油田分公司钻采工艺研究院,河北唐山063000;中国石油冀东油田分公司钻采工艺研究院,河北唐山063000;中国石油冀东油田分公司钻采工艺研究院,河北唐山063000;中国石油冀东油田分公司钻采工艺研究院,河北唐山063000;中国石油冀东油田分公司钻采工艺研究院,河北唐山063000【正文语种】中文【中图分类】TE242【相关文献】1.长岭气田深层火山岩欠平衡水平井钻井完井技术 [J], 谭有志2.松南深层天然气欠平衡水平井钻井完井技术 [J], 沈广奇3.辽河油田兴隆台深层潜山油藏钻完井技术 [J], 齐海鹰4.深层复杂断块油气藏水平井钻井完井技术 [J], 石钻5.草古1潜山水平井钻井完井技术 [J], 边培明因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
潜山油井机采配套技术研究与应用【摘要】文章介绍了机采配套技术，针对潜山油井随着油田的不断开发，压力、产量递减加快、油井含水上升等问题现状，针对性开展潜山油井机采配套技术研究与应用。
选取最佳适合兴古潜山油井的最佳举升方式，实现高温、高气液比、高矿化度条件下得高效稳产，解决潜山油田开发中的一系列问题，同时具有广泛的应用前景。
【关键词】机采配套潜山油井采配套技术潜山自2007年正式投入开发以来，随着油田的不断开发，地层能量在不断地减少，初期自喷生产的油井逐渐停喷，严重影响潜山油井的正常生产。
截止目前，已有46口早期自喷油井停喷，而近几年来我们一直探索适合兴古潜山油井的最佳举升方式，保证油井的产能正常。
通过不断的革新和科技进步，保障了潜山油藏的稳定生产。
1 配套技术选择的难点（1）通过几年来的以天然能量为主开发，压力、产量递减加快，急需有效的能量补充。
以压力为例通过对几年来的跟踪与总结，静压的目前地层压力下降11.9兆帕，降幅28.9%。
流压月降0.4-0.5兆帕。
统计兴古潜山2007年至2011年历年投产的新井在投产当年初期平均日产能力可以看到，平均单井日产油能力呈逐年下降趋势，2007年为117.8吨，而2011年下降到了43.9吨，降低了62.8%。
（2）部分具有自喷能力的油井因钻井占地关井或压力能量降低后停喷，再次开井时由于油井含水上升或作业压井使地层受到污染，多表现为不出或产量递减明显，最明显的表现为潜山油井结垢。
初步怀疑原因为两个方面，潜山油井多数以9 5/8′套管完井，1000m 深的容积近40m3，单井洗压井液用量大。
兴古潜山油藏已有15口井见水，多属三段东部井，见水井综合含水达33.1%。
2011年以来，有10口井见水。
统计潜山油井水性，以cacl2型为主，而目前注入水为nahco3型，注入水与产出水不配伍。
（3）潜山油井平均气油比在240 m3/t以上，在电泵机组中安装井下气液分离器和防气泵，分离效果不理想，2010年在兴古7-h303应用时由于气油比达到809 m3/t，发生“气锁”，造成油井不出。
科学技术创新2020.02（转下页）图10装置模型图5结论本文论述的智能衣物防护装置，能够自动检测环境，如遇突发的恶劣天气能够及时对衣物进行防护。
同时，实现了利用手机APP 对装置进行遥控。
集智能化、人性化、自动化于一体；可移植性强，适用范围广；材料易得成本低，便于大规模生产；安装、使用简单，便于推广，具有一定现实意义和可开发价值。
参考文献[1]史率琦，王哲.基于STM32的智能晾衣系统设计[J].电子世界，2018，18（82）：157.[2]胡杰，张晓琼，张文.基于WiFi 的51单片机智能控制开关设计[J].通信与信息技术，2018（6）：63-65.[3]童诗白，华成英.模拟电子技术基础[M].北京：高等教育出版社，2015.[4]张兰红，邹华.单片机原理及应用[M].北京：机械工业出版社，2012.[5]童敏明，唐守锋，董海波.传感器原理与应用技术[M].北京：清华大学出版社，2012.[6]周世凡，邹光明，丁博，等.防雨防暴晒智能晾衣装置的研究[J].机电工程技术，2019，48（3）：12-15.[7]周江.STM32单片机原理及硬件电路设计研究[J].数字技术与应用，2015.[8]郭勇，何军.STM32单片机多串口通信仿真测试技术研究[J].单片机与嵌入式系统应用，2015.[9]周永宏，王月红.基于stm32的自动定位识别弹药抛射机器人硬件设计[J].科技风，2019（21）：100.潜山油藏稳产技术研究与应用李爽（中国石油天然气辽河油田分公司勘探开发研究院，辽宁盘锦124010）XLT 潜山是由三个潜山带构成的，共有8个断块，应用直平组合立体开发井网，分批实施，有序建产，随着采出程度增加，依靠天然能量开发，产量递减快，达到产量高峰后，五年来产量规模减半，严重影响油田千万吨稳产基础，减缓潜山递减迫在眉睫。
如何有效减缓潜山产量递减，主要面临以下四项难点：一是压力下降和底水侵入双重影响，油井维持自喷难。
水平井全过程欠平衡钻井技术在大港油田潜山勘探中的应用摘要:针对潜山储层特征及油气保护的特征，钻井工程上需要进一步完善欠平衡配套工艺技术，最大限度地减少可能带来的污染，实现潜山开发井全过程欠平衡，从而实现向潜山要油气的最终目的。
通过本文研究，形成一套适用于大港油田潜山油气藏勘探开发的全过程欠平衡钻井工艺技术，为攻克潜山类型油气藏的高效勘探开发难题提供技术支撑。
关键词:水平井钻井；全过程欠平衡；潜山油气藏；大港油田1 概述潜山类型油气藏也是大港油田众多油气藏类型中的一种，以大港油田千米桥潜山凝析气藏为例，该潜山凝析气藏位于天津市大港上古林乡东部，构造上位于黄骅坳陷中北地区，北大港潜山构造带东北端，是被大张坨断层和港西断层夹持的垒式半背斜潜山构造，属于典型的低孔、低渗、高温、高压、高饱和凝析气藏。
千米桥潜山因受储层裂缝影响，采用大斜度/水平井方式穿越更多有效裂缝，能够扩大有效裂缝的钻遇率，增大储层泄油气面积，同时结合地质储层特征，实现千米桥潜山的高效开发，必需进行全过程保护，这些问题给钻井工艺技术带来了严峻的挑战。
1 影响潜山油气藏钻井施工的难点1.1井身结构前期完钻的井分为大尺寸和小尺寸结构，液相欠平衡实钻效果表现为大尺寸结构优于小尺寸结构，一些大尺寸结构的井在钻进中可直接点火，而小尺寸结构的井钻进中均未实现直接点火，只有个别井在完钻候效时才点火。
主要原因是奥陶系储层压力系数较低（1.039），大、小尺寸结构井均采用相同的钻井液体系，钻进中小尺寸结构的井筒环空循环压力大于大尺寸结构，导致循环井底压力已大于储层的孔隙压力。
1.2储层高温问题潜山储层位置埋深较深（约4300m左右），且地温递度在3.5℃/100m左右（井下温度约>154.8°+地面温度），工程上若想实施潜山欠平衡水平井或大斜井的工艺,实现对潜山水平或大斜度井眼轨道精确控制，首先面临的难题是井下高温对定向工具（井下导向马达和随钻测量、随钻测井）的影响问题。
智能完井技术介绍了当今世界上⼀项新的⽯油技术成果—智能完井。
它作为⼀项新型的完井技术，对⽯油开采提供了⼀种更智能化、更灵活的管理，因此正受到⼈们越来越多的关注。
有些国外专家曾指出，本世纪的⽯油⼯业将⼴泛应⽤智能技术进⾏井下管理和维护。
智能完井在井下引⼊永久监测控制系统，它不仅能够实现多层同采，也能单独开采其中的某⼀层，具有采集、传输及分析井眼⽣产数据、油藏数据和全井⽣产链数据能⼒，以远程控制⽅式改善对油藏动态和⽣产动态的监控。
⽬前，智能完井技术在国外已经应⽤到⽔平井、⼤位移井、分枝井、边远井和⽔下采油树井及多层采油井和注⽔井。
从技术⾓度讲，采⽤智能完井技术可以实时获得⽣产信息，提⾼了井下数据信息的采集质量。
测控新技术以国防及⼯业领域中的测试测量与控制技术为核⼼，涉及多个学科领域，如计算机技术、电⼦技术、⾃动控制技术、传感器及仪表技术、⽹络与通信技术、⾃动测试技术和虚拟与仿真技术等。
通过遥控预制在井下的⽓举阀和⽣产节流器，在地⾯就可以调节各⽣产（注⼊）井段的流量，这种实时的井下测量控制，可以调整⽣产剖⾯，达到优化⽣产的⽬的。
从经济效益的⾓度讲，通过把⽣产测井，井下（⼲扰）作业的需要减⾄最少，可以减少操作费⽤和风险性并且增加安全性。
智能完井的定义智能完井技术其实质是油藏监测和控制技术（RMC），它是集井下监测，层段流体控制和智能化的油藏管理技术为⼀体。
在多层段井、多分⽀井和⽔平井中，应⽤智能完井技术可以实现以下的主要功能：(1)优化注采⽅案，(2)提⾼油藏的开发效果，(3)获得更⾼的采收率，(4)减少开发和作业施⼯成本。
采⽤智能完井技术的最终⽬标是提⾼油藏的驱替效率和采收率。
智能完井系统现状⽬前，智能井正在发展成为⼀种具有⼀定智⼒的智能化完井体系。
⼈们称它为“智能完井”、或智能井系统。
由于智能井在油井结构与完井⽅⾯已成为⼀体，所以完井后，⼈们可以遥控安装在油层中的智能测量控制设备，根据油井情况灵活控制各油层的流量，在地⾯对井下各产层的流量、压⼒和温度进⾏实时监控，它已成为油藏管理的得⼒助⼿。
潜山油藏水平井注水开发效果综合评价研究作者：魏伟刘传成赵欣李自立谢琳琳来源：《石油知识》 2018年第6期摘要：本文以边台潜山油藏为例，对水平井注水开发效果开展综合评价。
研究表明：该油藏注水开发效果显著，但随着开发进入中后期，需要进行开发方式调整。
水平井注采开发方式为交错注采、底部注水，立体注采开发模式为“顶部采油、底部注水、底水托进”，确定了最优垂直井距、半井距、排距分别为300m、150m、250m，采取这种方式，可较好地提高裂缝型潜山油藏的最终采收率，实现油藏高效开发。
关键字：潜山油藏；水平井注水；开发方式；采收率1 研究区概况边台潜山油藏构造上处于大民屯东部凹陷，位于安1块潜山、高台阶曹台潜山之间，南部是法哈牛潜山。
研究区面积为20km2，含油面积探明9km2。
1992年，边台潜山油藏正式投入开发，开发方式为正方形井网，井距350m。
目前，该区块日产液720t、产油326t，累计产油超250万吨，累产水80余万吨，注水累计260万方，油藏采油速度为0.51%，采收率为10.12%。
边台潜山油藏主要采取水平井“立体”注水、直井－水平井组合注水的方式进行开采，取得了较好的开采效果，如2007年第一口井投产以来，目前累计产油达5.2万吨。
此后，根据不断深入的地质认识，开展了多口井的实施，目前该区水平井注水开发的井为46口，均效果显著。
然而，随着开采时间增长，含水上升和稳定地层压力矛盾突出，急需对潜山油藏开发开展合理的评价，以进一步实现区块稳产、高产目标。
2 潜山油藏注水效果评价2.1 注水方式评价2.1.1 注采方式水平井开发主要的注采方式为叠置和交错注采。
统计了不同注采方式下采出程度随时间和含水率的变化可知（图1）：采取交错注水方式，具有较高的采出程度，十年后达30%左右，同时交错注水含水率更低。
因此，交错注水开发效果显著优于叠置注水。
2.1.2 注水位置水平井开发注水位置主要有底部、顶部以及正对注水。
水平井工艺研究与新技术应用摘要：80 年代后期进行的水平井科研攻关, 促进了水平井开采技术的发展, 取得可喜的成果。
初步形成了不同类型油气藏水平井适应性筛选方法、深层特稠油油藏水平井开采技术、砂砾岩稠油油藏水平井开采技术、浅层超稠油水平井开采技术、低渗透油藏水平井开采技术、火山岩裂缝性油藏水平井开采技术和水平井物理模拟与数值模拟技术等7 套技术, 包括油藏地质研究、完井、射孔、测井、举升、防砂增产等主要技术。
同时, 在侧钻水平井中进行分段酸化,调剖堵水、冲砂技术也在现场试验成功。
对水平井成功地进行了限流法压裂和暂堵法分段压裂, 取得了施工技术的成功, 也取得了油田应用的好效果。
关键词：水平井；混合井网；欠平衡钻井；浅层目录1前言2水平井适用情况3 水平井应用情况3.1国外3.2国内4 水平井产能预测5水平井钻井方法5.1氮气泡沫欠平衡钻井法5.2浅层水平井钻井技术（以吉林油田为例）6 水平井的完井6.1带管外封隔器的衬管完井技术6.2水平井的筛管配套完井技术6.3管内砾石充填防砂工艺6.4疏松砂岩油藏水平井裸眼防砂完井一体化技术6.5水平井砾石充填防砂完井技术6.6鱼骨状分支水平井完井技术6.7高级别分支水平井完井技术7 水平井采油工艺技术7.1人工举升方式7.2水平井采油技术7.3水平井采油相关配套技术7.3.1 高含水油田控水稳油工艺技术7.3.2 低渗透油田高效开采工艺技术8 水平井的增产技术8.1水平井的压裂增产8.2水平井生物增产结论参考文献1前言二十世纪八十年代后期，由于水平井具有穿透油层长，泄油面积大、生产压差低、产量高、投资回收期短、经济效益显著等优点，受到国内各大油田重视，各油田相继开始了水平井技术研究。
JS油田利用水平井技术开发始于1996年，成功完钻了G6P1井，但由于水平井开发初期经验和对油藏的认识不足，导致G6P1井投产后效果不理想。
进入二十一世纪以来，随着国内外水平井技术的发展，JS油田加大了水平井的研究力度，2002年实施了油田自行设计施工的第一口水平井—AP1井，并且开发获得成功。
作者简介：贾俊敏（1983-），男，工程师，现从事采油气工艺技术科研和生产工作。水平井技术已经应用到了包括边底水油藏、薄油藏、低渗透油藏等几乎所有类型油气藏，解决了边、底水油藏高效开发的技术瓶颈，建立了油藏经济开发的经典模式，提高了薄层低丰度边际油田开发的经济效益。截至目前，水平井开发对整个油田的增产和稳产发挥着重要的作用。辽河油田水平井完井技术随着不断攻关研究和发展完善，为辽河水平井开采提供了有力的技术支持。潜山油藏油气井钻井过程中，为保证井控安全，需采用重泥浆压井[1-2]。由于完井管柱通常不能下入到人工井底，钻井重泥浆在完井段沉积，不能有效地排出到地面，完井段通常聚集大量钻井泥浆，目前的完井方式不能解决该问题，为了高效开发水平井，完井管柱需下至射孔段底界以下或水平井段，并用低密度完井液替换出原井重泥浆。针对该类问题，开发了一种新型的水平井完井方法，能够有效克服或者避免现有技术存在的问题。新型管柱入井后既可以有效实现将井筒及油管内的重泥浆充分循环替出，又可以满足储层改造及后期生产、冲砂的要求，大幅缩短作业周期，节约作业费用，提高水平井开发整体经济效益。1水平井完井方法
目前，潜山油藏的投产技术主要分2种，水平井替泥浆与气举诱喷一次管柱技术和替泥浆、气举、转抽一体化技术。自喷阶段结束后转电泵生产[3-4]。
新型潜山油藏水平井完井工艺研究贾俊敏中国石油辽河油田分公司（辽宁盘锦124010）
摘要针对辽河油田潜山油藏高温高压水平井开发过程中钻井液不能充分排出导致的储层污染、井筒结垢、产能递减快等问题，研制设计了一种新型的水平井完井工艺，研制了井下暂堵筛管,能够完成水平井段替泥浆，可满足排出井筒重泥浆、储层改造及转生产的技术要求，并对暂堵材料的性能进行了实验研究，结果表明，该工艺能够解决目前存在的技术难题，具有良好的应用前景。关键词水平井；完井工艺；替泥浆；暂堵筛管；可溶合金；AbstractAimingattheproblemsofreservoirpollution,wellborescalingandproductivitydeclinecausedbyinadequatedischargeofdrillingfluidduringthedevelopmentofhightemperatureandhighpressurehorizontalwellsinLiaoheburiedhillreservoir,anewhori⁃zontalwellcompletiontechnologywasdesigned.Adownholetemporarypluggingscreenpipewasdeveloped,whichcanreplacemudinhorizontalwellsectionandmeetthetechnicalrequirementsofdischargingheavymudfromwellbore,reservoirtransformationandoilpro⁃duction.Theperformanceoftemporarypluggingmaterialwasexperimentallystudied.Theresultsshowthatthewellcompletiontechnolo⁃gycansolvetheexistingtechnicalproblemsandhasgoodapplicationprospects.Keywordshorizontalwell;completiontechnology;replacementmud;temporarypluggingscreenpipe;solublealloy
2019年4月第35卷第4期石油工业技术监督TechnologySupervisioninPetroleumIndustryApr.2019Vol.35No.4
气举阀泵座气锚防掉喇叭口
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1-移动式制氮注氮设备；2-油管3-气举排液一体化工作筒；4-气举阀；5-套管；6-筛管；7-导锥
（a）替泥浆与气举一次管柱技术（b）和替泥浆、气举转抽一体化技术图1目前完井管柱替泥浆与气举诱喷一次管柱技术是通过清水正洗井替出井内泥浆，环空注气实现诱喷。将气举阀下到悬挂器以上直井段内，充分利用地层能量，减轻近井地带油层污染（图1）。该工艺适应于具备自喷能力的油井，实施首先进行正洗井清水替泥浆，降低井底压力后如果能够自喷则直接投产，若不喷则直接从环空注气进行气举诱喷，最终实现自喷生产。替泥浆、气举、转抽一体化技术是将气举管柱和杆式泵外工作筒等工具一趟管柱下井，首先进行正洗井替泥浆和气举诱喷作业，如果通过诱喷能够自喷则自喷生产，如果不能自喷或停喷后，不动管柱，直接下入杆式泵就可以转抽生产（图1b）。该工艺技术实现了从自喷生产到机采的方便转换，有效衔接了完井和投产2个重要环节，有效减少了油层污染，缩短投产周期。2存在的难点及问题对潜山油藏未能正常生产的水平井进行了分析和研究，认为主要存在以下的问题。2.1钻完井身结构复杂兴古潜山油田以水平井为主，生产层段2335~4680m，多数采用裸眼完井，油井上部套管尺寸为244.48mm(95/8″)，下部悬挂168.28mm(65/8″)尾管，该套管组合给以后进行措施改造带来诸多困难。完井管柱排出井筒液体时排液深度不够，井筒和油层内钻井液有残留，且无法全部排出。2.2井筒堵塞严重辽河油田兴古区自2008年转人工举升以来，由于潜山油藏特殊的地质油藏特点、油井结构及流体性质，前期实施的多井次均未能正常生产，如兴古7-H202Z井作业起管柱检泵发现叶导轮、流道、泵入口处严重结垢，形成堵泵。通过室内试验，分析了垢样主要成分，认为结垢的类型主要为Ca2+和Mg2+型。结合兴古潜山的地质和开发状况对结垢现象进行了分析，认为结垢原因主要为水的不相容性造成结垢。首先，残留钻井液与地层水相遇，由于水的不相容性产生结垢。在钻井过程中密度较高的钻井液漏失地层严重，通过兴古区6口井井液捞样分析后确定矿化度在6000~20000mg/L，水型为CaCl2型。兴古区大部分油井已经见水，兴古7-10井筒捞样化验分析，是NaHCO3水性，为地层水。其次，不同储集层合采，由于水的不相容性，可能会有硫酸盐垢生成。再次，由于兴古区油井压力系数较高且处于城区，井控风险较大，施工过程中需要用卤水压井，压井液进入井筒也容易形成结垢。该水体有碳酸钙结垢趋势，但结垢为轻度结垢。2.3油井结蜡
井区油井结蜡较严重，最多每天人工清蜡2次，清至800m，结蜡点在20~1000m。结蜡原因主要是井筒温度降低导致原油含蜡凝固析出。2.4储层改造
兴古潜山深层储层存在岩性特殊、井况复杂，压裂起裂点选择受限等问题，对压裂工艺等提出了更高的要求。兴古潜山自开发以来压裂层占试油层数的89%，压裂投产占新井总投产的86.9%，增油效果显著。与直井相比，潜山水平井由于井段长和储集层岩性特殊的问题，采取压裂措施存在漏失量大，造缝不充分甚至压不开缝的问题,使潜山水平井压裂成为困扰潜山高效开发的重要难题。2.5区块井控风险较高
兴古潜山大部分油井地处城区，且油井压力系数高，含油目的层段压力和温度属于同一正常温度和压力系统，平均压力系数为1.1，周围50m范围内均有居民居住，井控风险较高，地面空间有限，工艺实施受到较大限制。3新型完井管柱研究
3.1完井工艺的研制针对兴古潜山深层巨厚潜山油藏开发过程中存在问题，在无成熟经验借鉴的基础上，需要开展各项新技术研究[5]，新研制的完井管柱主要包括油管挂、油管、封隔器、气举阀、暂堵筛管等。该完井工艺的主要步骤是：①地面配置完井管柱，管柱下至水平井段坐油管挂，装采油树；②反循环替换出井筒以及油管内部的重泥浆；③油管正打压注入酸性液体，将暂堵筛管的可溶蚀部分溶蚀掉；使得筛管孔眼内外连通，形成增产改造及生产通道；④按照操作规程坐封封隔器；对于井控风险较小或不需要改造的井，可采用开式管柱，不用下入封隔器；⑤储层需要改造时，通过油管将改造液经筛管孔眼挤入储层；完成改造后，如果能够自喷生产则直接投产，如果不能自喷则通过环空气举诱喷生产。通过该工艺的实施，可以将水平段或直径射孔段以下的重泥浆完全替出，同时可以满足储层改造和快速投产的需要，相比目前常规的完井工艺具有较大的优越性，可以保证较好的生产效果。3.2暂堵筛管的结构设计
为了配套该完井工艺，针对性地设计了完井的
贾俊敏：新型潜山油藏水平井完井工艺研究··11石油工业技术监督
可溶蚀暂堵筛管，设计结构如图2所示，设计思路是参照目前常用的打孔筛管结构，筛管本体为88.9mm（31/2″）或73.03mm（27/8″）规格,筛管孔眼沿着管体螺旋分布，以保证管体的强度，管体材质为P110钢，孔眼直径为Φ16mm的细牙螺纹孔，每米16孔，可溶孔塞选择易被酸溶蚀的厚度4mm或者5mm的镁合金材料[6],在可溶孔塞上安装耐高温密封件，与可溶筛管本体实现密封。筛管两端为直连型双级扣，入井前筛管安装可溶蚀暂堵孔塞，完井时替出井底重浆，改造前挤入酸性液体将筛管安装的可溶孔塞全部溶解，与产层连通。4新型水平井完井筛管的实验研究本实验的目标是与常规的P110钢材料进行对比验证酸溶材料的溶蚀性能，借鉴国内井下暂堵材料的相关研究成果，本实验优选采用易溶于弱酸的镁合金材料，根据优选出的酸溶材料和常规的P110钢进行溶蚀性对比，取不同厚度的实验样品用水砂纸进行打磨后进行酸溶解实验。4.1酸溶材料样品及P110钢样品的耐弱酸腐蚀实验本次实验目的是根据优选的镁合金暂堵材料，验证其溶解性能，确保30~40min内完全溶解。实验采用P110钢、酸溶暂堵合金金属材料进行对比实验。样片尺寸分别取Φ15mm的圆片试样，厚度分别为4mm，5mm，实验温度为110℃、130℃、150℃，酸液体成分12%HCl+3%HF+5%缓蚀剂，实验时间30min，实验压力6MPa，实验前样片（图3、图4）。
110℃条件下酸溶腐蚀速率记录如表1所示，根据实验结果，110℃酸溶试验结束后，镁合金材料已经完全溶解，常规的P110钢清洗后未见明显变化。同样，在130℃和150℃酸溶实验完成后，优选的暂堵镁合金材料均完全溶解，常规的P110钢清洗后未见明显变化，对P110钢进行厚度校核结果见表2，可见考虑清洗和打磨的损耗，P110钢基本无变化。4.2酸溶合金材料耐泥浆腐蚀性能实验
采用与酸腐蚀实验一致的样片，实验温度为150℃，泥浆密度1.5g/cm3，黏度60mPa·s，氯根40000mg/L，试验时间48h。由图5可见，实验完成后,酸溶材料试样表面呈灰黑色，已失去金属光泽，但表面仍然光滑，且可见试验前打磨痕迹，所有试样基本无腐蚀，如表3所示样片有轻微的增重。
