延长油田M井钻井设计

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延长气田优快钻井技术

延长气田优快钻井技术摘要：延长气田地层古老，砂砾岩及石英砂岩研磨性强，夹层多，可钻性差，井漏、坍塌、憋跳等井下复杂多。

论文分析了钻井中的技术难点，通过钻头优选、井壁稳定、防漏堵漏、钻具失效预防、定向钻井等技术的应用，取得了显著效果，钻井速度快速提升，形成了一套适合该区块优快钻井配套技术。

关键词：延长气田漏失地层坍塌钻头优选堵漏提速延长气田以延安市为中心，分布在子长、志丹、延长、富县、宜川等县境内，施工区域沟壑山梁纵横交错，地形复杂。

2009年完成钻井138口井，井深2700-2800米，大多数井钻井周期50天以上，平均机械钻速〈5m/h ，地层可钻性差，漏失严重，研磨性强，坍塌掉块，钻具失效频繁等钻井技术“瓶颈”难题，严重制约着钻井速度的提高。

一、延长气田地质特征延长气田地质构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部，依次钻遇的地层有第四系，三迭系的延长组、纸坊组、和尚沟组、刘家沟组，二迭系的石千峰组、石盒子组、山西组、太原组，石炭系的本溪组，奥陶系的马家沟组。

储层主要包括下石盒子组、山西组、本溪组。

二、钻井技术难点1.下部地层胶结致密，含砂砾岩以及粗粒石英砂岩，夹层多，地层研磨性强，钻头选型困难。

可钻性较差，钻时普遍较慢。

2.刘家沟组为区域性漏失层，易漏易塌，井壁稳定性差，坍塌、掉块造成下钻多次遇阻。

3. 漏层多，漏失严重。

①黄土层裂缝、渗透性漏失。

②延长组产层亏空性漏失。

③刘家沟组区域性裂缝漏失。

④石盒子组裂缝性砂岩漏失。

4.延长底部-纸坊组跳钻严重，“双石层”地层胶接致密、较硬，含砂砾岩以及粗粒石英砂岩，夹层多，憋跳钻及研磨造成钻具失效频繁，多者一口井刺穿断落达20次之多。

5.山西组底部、太原及本溪组含大段煤层，易垮塌卡钻，马家沟组富含盐膏层，极易对钻井液造成污染。

6.从式定向井水平位移均在1000米以上，斜深3000-3100米，最大位移1516米，轨迹控制段2000-2600米，控制难度大。

7.延长气田南区刘家沟底部、石千峰组地层断裂所形成的破碎带（2000-2500米），地层几乎不胶结，垮塌、漏失严重，塌漏同层。

复合钻井技术在延长油田的应用分析

文献标识码：Ａ
文章编号：Ｏ６７８（００１— Ｏ４— ０１０— ９１２１）Ｏ１６３
不好，增斜率不易掌握，井眼轨迹控制过程中滑动在
由于受地理条件的限制，延长油田在一个井场有多口定向井已很常见。由于同一井场井位较多，
认为应密切结合地质特性、整钻进参数和优化钻具组合。使复合钻井技术在延长油田发挥提高钻速、调
缩短建井周期和提高经济效益等优势。
关键词：复合钻井；地质条件；钻进参数；钻具组合
中图分类号：２２ＴＥ４
推广，四合一 ” 井技术逐步成为钻井大提速的重 “ 钻要手段。“ 四合一 ” 具是在原复合导向滑动钻具的钻基础上，破碎岩石较好且寿命较长的ＰＣ替代了用Ｄ牙轮钻头，并且后缀外径较小的刚性稳定器，短钻用铤的长度来调节与螺杆稳定器之间的间距，从而达
段长，井身剖面控制难度较大，施工当中技术人员由于要频繁地调整轨迹，动强度太大。加上牙轮钻劳再头的寿命有限，于镇北地区各区块正常情况下至对少需要三趟以上的起下钻次数才能完成一口井，而且滑动次数多，工效率低，施已经很难适应钻井提速发展的要求。０７年随着钻井大提速的进一步发展２０和“ 四合一 ” 井技术在镇北地区成功试验并进一步钻

油田钻井施工组织方案

油田钻井施工组织方案1. 引言本文档旨在提供油田钻井施工组织方案，以确保施工过程高效、安全、顺利进行。

该组织方案适用于油田钻井施工工作。

2. 作业范围油田钻井施工组织方案涵盖以下主要作业范围：- 设备准备- 施工队伍组建- 施工现场布置和安全措施- 钻井操作流程- 井下工具使用和维护- 监测和质量控制3. 设备准备在施工前，需确保钻井设备和相关工具的准备充分。

包括但不限于：- 钻机- 钻头- 井下工具- 泥浆处理设备- 钻井液供应4. 施工队伍组建为确保施工效率和安全，应合理组建施工队伍。

确保每个成员具备所需的技术和经验，并分配清晰的职责。

施工队伍应包括以下岗位：- 钻井工程师- 钻工- 助手- 泥浆工程师- 安全员5. 施工现场布置和安全措施施工现场的布置和安全措施是确保施工安全的重要步骤。

应遵循以下准则：- 确保施工现场清晰的标识和指示牌- 为施工现场提供充足的照明和通风- 配备必要的消防设备和紧急救护设备- 对施工队员进行必要的安全培训和指导6. 钻井操作流程钻井操作流程的规范和顺序对于确保施工效率至关重要。

以下是一般的钻井操作流程：1. 钻井前期检查和准备工作2. 钻井井眼设计和钻井方案制定3. 钻机安装和调试4. 钻井过程中的操作和监测5. 钻井相关数据记录和报告7. 井下工具使用和维护为确保井下工具的有效使用和延长寿命，应采取适当的使用和维护措施。

具体包括但不限于：- 定期对井下工具进行检查和维修- 确保使用正确的工艺和技术操作井下工具- 井下工具的清洁、保养和储存8. 监测和质量控制在施工过程中，应进行监测和质量控制以确保施工质量。

这包括：- 定期监测井下作业的进展和数据- 对施工情况进行实时记录和报告- 针对施工中出现的问题及时进行调整和改进9. 总结本文档提供了一份油田钻井施工组织方案，旨在确保施工过程高效、安全、顺利进行。

通过严格执行该组织方案，能够有效管理施工作业并实现预期的钻井目标。

钻井施工方案

钻井施工方案一、背景介绍钻井是油田开发中至关重要的环节，对于保障油气资源的开采具有重要意义。

为了确保钻井施工的高效稳定，需要制定合理的钻井施工方案。

本文将对钻井施工方案进行全面的介绍和分析。

二、施工流程1. 安全措施在施工前，必须确保各项安全措施得到有效的采取。

包括但不限于：- 确认井场周边环境的安全性；- 配备合格的钻井设备及工具；- 为工作人员提供安全培训；- 制定紧急事故应急预案。

2. 设备准备在进行钻井施工前，需要进行设备准备工作，包括但不限于： - 配备合适的钻井机械设备；- 准备钢管、钻头、钻杆等钻井工具；- 确认备品备件的储备情况；- 检查设备的工作状态，确保其良好运转。

3. 定位及钻井前期工作钻井前期工作主要包括：- 选择合适的钻井位置，确定井底目标；- 安装定位设备，确定井口位置；- 进行钻井液的准备。

4. 钻进过程钻进过程主要包括：- 起钻：使用钻井设备进行井身起钻，逐层钻进，同时注入钻井液；- 钻井液循环：通过泥浆管道将钻井液送入井底，起到冷却、润滑和排出岩屑的作用；- 钻井补浆：根据钻井液的性能，及时进行补浆操作，并监测钻井液性能。

5. 钻井完井钻井完井过程中，需要进行以下工作：- 钻杆回收：将用过的钻杆从井孔内拉出，并进行检查和整修；- 安装套管：按照设计好的套管方案，将套管放入井孔内；- 封井作业：进行封井水泥浆的注入并固化。

6. 施工总结钻井施工结束后，需要对此次施工进行总结，包括但不限于： - 记录施工参数及相关数据；- 分析施工过程中遇到的问题，并提出解决方案；- 总结工作亮点和经验教训，以提高下次施工效率和质量。

三、施工技术要点在钻井施工过程中，还需要掌握以下施工技术要点：1. 钻井液管理：合理控制钻井液性能，保障钻进过程的稳定和良好。

2. 钻井工具的使用与维护：遵循正确的使用方法，并做好维护保养工作，延长使用寿命。

3. 钻眼质量监测：实时监测钻眼质量，及时发现问题。

油田老井措施

油田老井措施1. 背景介绍油田老井是指已经投产多年的油井，在经过一段时间的运营后，产出的原油逐渐减少，产能下降，导致油田的经济效益降低。

为了提高老井的产能和增加油田的生产效率，需要采取一系列措施来进行老井改造。

本文将介绍针对油田老井的改造措施和技术应用，旨在有效提高老井产能并延长其生产寿命。

2. 老井改造措施2.1 水平井技术水平井技术是利用现代钻井技术，将钻孔转向，在水平方向上打井，增加有效井段长度，提高原油产量。

水平井技术可以通过以下方式改造老井：•将已有的垂直井进行改造，将水平井段延伸出去，提高油藏开采效率。

•在老井附近重新钻探水平井，以开采位于老井附近的低产能油藏。

水平井技术的优点在于有效提高油井的产能，并且可以利用现有的钻井设备和设施进行改造。

2.2 高压水力压裂技术高压水力压裂技术是指通过将高压水和添加剂注入油井，利用水压力将岩层裂缝扩大，从而提高原油产量。

对于老井来说，高压水力压裂技术可以改造老井的产能和增加油田的产量。

高压水力压裂技术的具体步骤包括： 1. 选取合适的注水井和注采井。

2. 确定注水井和注采井的位置，并进行钻井作业。

3. 注入高压水和添加剂，将岩层裂缝扩大。

4. 压裂完毕后，进行压力释放和水回收。

通过高压水力压裂技术改造老井，可以有效提高原油产量，并延长油井的生产寿命。

2.3 投资新的生产设备老井改造的另一重要措施是投资新的生产设备。

由于老井使用时间较长，过去的生产设备可能已经老化，工作效率低下。

通过投资新的生产设备，可以有效提高老井的生产效率和产能。

新的生产设备可以包括： - 新型的抽油机或柱塞泵。

- 高效的人工举升装置。

- 先进的监测和控制系统。

投资新的生产设备可以帮助老井提高产能并降低维护成本，提高油田的经济效益。

3. 统筹管理老井改造老井改造不仅需要采取技术措施，还需要进行有效的统筹管理。

以下是老井改造的管理措施：3.1 老井改造计划制定合理的老井改造计划是有效管理老井改造的前提。

延长油田页岩气水平井安全钻井液密度窗口探讨

延长油田页岩气水平井安全钻井液密度窗口探讨万鑫;吴金桥;杨超;王红娟【摘要】针对延长油田页岩气水平井钻井过程中出现的井壁稳定问题,计算了合理的安全钻井液密度窗口。

根据延长油田已钻页岩气井的资料,结合室内实验研究获取了页岩储层的各项参数。

长7页岩孔隙压力在0.98-1.02g/cm-3之间,属正常压力水平。

两个水平主应力之间的差异不大,最大水平主应力平均值为22MPa,最小水平主应力平均值为18MPa,最大水平主应力平均方位为北偏东78°。

根据岩石力学实验获得了页岩储层的平均弹性模量（16.8GPa）、泊松比（0.16）、抗压强度（50-60MPa）和抗拉强度和（1.5-2.3 MPa）。

模型计算结果显示,在井斜角小于50°的条件下,沿着最大水平主应力方位钻进时井壁坍塌压力最大;考虑漏失压力曲线,页岩气水平段安全钻井液密度窗口在1.20-1.21g/cm-3之间,实际钻井过程中钻井液密度以靠近下限为准,保证低密度快速钻井作业。

【期刊名称】《非常规油气》【年(卷),期】2016(003)005【总页数】6页(P121-126)【关键词】页岩气;水平井;安全钻井液密度窗口;破裂压力;坍塌压力【作者】万鑫;吴金桥;杨超;王红娟【作者单位】陕西延长石油;（集团）;有限责任公司研究院,陕西西安710075【正文语种】中文【中图分类】TE242在页岩气水平井钻井中，90%的井会出现井壁稳定问题，导致井壁不稳定的因素主要有异常高压、地层化学反应、页岩层理性及钻井液密度[1]。

延长油田页岩储层属于低压地层，延长组页岩气主力储层为典型的泥页岩储层，井壁失稳的主要原因在于钻井液密度过高或过低。

当井眼内钻井液液柱压力过高时，地层将被压开，原有的裂隙张开延伸或形成新的裂隙系统；反之，当井眼内钻井液液柱压力较低时，井壁周围岩石所受应力超过岩石本身的强度而产生剪切破坏，塑性地层向井眼内产生塑性变形，造成缩径[2]。

延长油田钻井监督工程实践

延长油田钻井监督工程实践摘要：钻井监督的质量监督与管理是一项系统工程，只有按照系统管理规则，严格实施过程监督。

本文针对延长油田南部油区勘探开发钻井施工进行“全过程”质量监督分析，具体阐释提升油田勘探开发作业质量方法，排除潜在的安全隐患。

延长油田在提高全员素质和质量意识及适应油田开发管理市场经济的前提下，以新技术、新工艺不断应用为技术支撑点，扎实有效完成过程监督，杜绝监督有责事故，确保钻井施工工程质量达标。

在百年油田产建任务完成过程中，钻井监督充当着十分积极的作用，不断推动油田持续健康高质量发展。

关键词：质量监督；钻井；过程监督；工程管理1.前言延长油田股份有限公司位于陕西省延安市宝塔区，现有枣园、崖里坪2个办公基地。

始建于1905年，1907年打成中国陆上第一口油井，是中国陆上发现和开发最早的油田，曾为中国革命和经济建设做出过重要贡献，被誉为“功臣油矿”。

延长油田作为延长石油的核心版块，2013年，延长石油集团首次进入世界500强，实现了我国西部地区零的突破。

随着开发的不断深入，百年油田发展至今，目前面临整体效益有限的困境。

技术层面上，由于油田开发初期技术不成熟，早期油井存在诸多质量问题[1-2]，后续新技术新方法难以得以应用。

钻井施工过程中如何建立钻井工程监督管理体制，充分促进施工效益和速度结合，提高钻井作业的速度[3-5]，这也成为了减少钻井成本、增长经济效益的主要因素。

2017年，延长油田大胆改革，建立质量监督中心。

自质量监督中心成立以来，不断提升公司全员素质和质量意识，并逐渐形成全程跟踪式的钻井监督管理模式。

延长油田南部油区主要包含下寺湾、富县、黄陵、旬邑四大区域，其中南部油区井控风险属于中高风险区，须加强钻井质量监督与管理。

2.钻井作业监督流程钻井作业指使用专业的设备工具及技术在地层中形成一定尺寸孔眼的施工过程[6]，是地层深部油气流与地面形成通道的关键环节，是石油勘探开发过程中的一个重要组成部分[7]。

浅谈吴旗油田延长组油层划分

浅谈吴旗油田延长组油层划分摘要：鄂尔多斯盆地吴旗油区延长组地层划分，在以吴旗为中心发育的地质标志层的控制下，以不同级次的地层旋回为依据，根据延长组中凝灰岩、页岩、碳质泥岩等标志及其在测井曲线上的变化特征，地层的岩性、厚度等特征，寻找出延长组地层的划分规律，为地质工作奠定基础。

关键词：吴旗油区延长组地层划分一、油田地质概况吴起油田构造上位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中段西部，鄂尔多斯盆地是一个整体升降、坳陷迁移、构造简单的大型多旋回克拉通盆地。

从盆地构造特征看，西降东升，东高西低，非常平缓，每公里坡降不足1°。

二、标志层地层划分方案主要是标志层控制、旋回对比、厚度检验。

具体地说就是先寻找区域标志层，再寻找辅助标志层，先对大段，再对小段，旋回对比，参考厚度等方法相结合。

如果在厚度上不协调，再考虑厚度原则。

陕北地区以吴旗为中心的延长组发育有K0-K910个标志层，可进行地层的划分与对比，在本区只有K0、K1、K2、K5、K95个标志层。

标志层岩性为凝灰质泥岩或凝灰岩，厚度一般为2m-5m，测井曲线均表现为高时差、高伽玛、低电阻等特征。

上诉标志层中，K0位于长9油层组上部；K1位于长7油层组底部；K2位于长63油层组底部，该标志层距长61、长62油层最近，可控制场61、长62油层的变化；K5位于长4+5油层组底部；K9位于长2油层组顶部，该标志层是划分长1、长2油层组的重要依据。

1.K9标志层位于长2油层组顶部，主体是大套砂体，砂体质纯，泥质含量非常少，在电性上表现为低电阻。

2.K5标志层3.K2标志层三、油层组岩性特征长10油层组：岩性为灰色厚层块状中细粒砂岩，底部为粗砂岩，麻斑状结构，地层厚度260m-280m。

长9油层组：下段为一套厚层状中细砂岩夹灰绿色-深灰色泥岩，上段为深灰色泥岩，页岩夹带灰色粉状细砂岩，或者两者不等厚互层。

地层厚度90m-120m。

长8油层组：岩性为暗色泥岩，砂质泥岩夹带灰色粉状细砂岩，地层厚度120m-140m。

低渗透油田延长油井免修期的配套工艺技术

低渗透油田延长油井免修期的配套工艺技术摘要：通过对油井作业次数频繁的调查分析，针对低渗透油田的特点.提出了治理作业频繁井的配套技术，以减少维护作业井次.延长油井免修期，通过配套加重杆、抽油杆减震器、尼龙扶正杆、杆式泵、防腐泵等技术.使现河油田油井维护作业次数明显减少，2012年平均单井免修期延长了79天，延长油井免修期工作是一项系统工程，必须综合治理，才能取得好效果。

关键词：低渗透油田修井作业原因分析、油井免修期、配套工艺、现河油田。

中图分类号：te324一、前言现河采油厂2010年开油井760口，维护作业681井次，平均免修期410天。

其中，年维护作业3次以上的井有42口，作业高达165井次，平均免修期仅93天。

这不仅增加了作业工人的劳动强度，而且严重影响了油井生产的经济效益。

为延长油井免修期，从作业原因分析入手，.采取有效措施，优化工艺方案，并针对低渗透油田的特点，配套了相应的机采工艺技术，取得了较明显的效果。

二、作业原因的调查与分析1.作业原因的调查对现河低渗透油田42口井165次作业频繁的原因进行分类描述，发现造成作业次数频繁的主要原因是：抽油杆断、油管漏及泵漏，其中抽油杆断占总作业次数的45.4%。

经进一步分析研究，将抽油杆断分为疲劳断杆、偏磨断杆和腐蚀断杆。

疲劳断杆占比例较大，是造成作业次数频繁的一大隐患。

而偏磨与腐蚀也是断杆和油管漏、泵漏的主要因素。

另外，使用时间长、疲劳程度大的首先断裂。

现河油团的油井井深为2300～3000m.一些低产油井，油杆泵下深超过2000m，杆柱下都易过早疲劳而断裂。

油井偏磨的影响ρ据统计，油井偏磨导致的作业次数占总作业次数的30.3%。

造成偏磨的主要原因是井斜或井身质量差。

如l228-xl井.井深为1175～1250m时，井斜角为0.7氯气1948。

，变化很大；供液能力的影响。

这种影响主要表现在纯化油田及梁家楼南部分断块。

由于纯化油田主力油层e2句上在纵向上划分为5个砂层组，层多而薄，且油层深达2700m，平均空气渗透率仅为54.1×103mm2，一些断块渗透率仅为16.4x10-3mm2，因而注水井欠注井多、分注难度大，油井供液不足的情况比较突出c这类低产油井管理难度大，杆管疲劳磨损严重，且常出现活塞与泵筒干磨，从而导致泵漏，油井不能正常生产，检泵次数增多。

深水碳酸盐岩油藏试采综合评价——以M油田为例

M油田为深水碳酸盐岩油田，储层上覆巨厚膏盐层，平均水深约2000m，离岸180km，圈闭面积186km2，为全球最大深水油田之一[1]。

M油田含油层位包括下白垩统Barra Velha组（下称“BVE组”）微生物灰岩和Itapema组（下称“ITP组”）生物碎屑灰岩，其中BVE组为碳酸盐岩台地沉积，浅水、间断性暴露地表环境，发育微生物礁和微生物颗粒滩，岩性包括颗粒灰岩、叠层石灰岩、球粒灰岩和纹层灰岩，孔隙类型有粒间孔、晶间孔和溶孔；ITP组为滨浅湖生物碎屑滩坝沉积，发育于古地貌高点，岩性以砾状灰岩为主，同时发育颗粒灰岩和泥粒灰岩，孔隙类型有粒间孔、铸模孔、溶孔和粒内孔[3]。

此外，M 油田溶蚀现象较为发育，岩心观察见溶洞、裂缝。

在M油田开发方案编制过程中，地质油藏研究面临较大挑战，突出表现在：①储层为巨厚礁滩相沉积体，垂向上礁体和滩体频繁互层，加之多组断裂系统及火成岩影响，储层连通状况存在较大不确定性；②生产井数少，单井配产达5000m3/ d，巨厚储层合采条件下渗流表现难以预测；③M 油田储层非均质性强，局部发育溶洞、裂缝，初步研究表明储层非均质性认识，尤其是高渗条带展布对预测指标有重要影响，亟需进一步提高模型可靠性。

对于上述问题，地震采集与评价井等常规资料录取手段成本高且获取信息有限，无法对不确定性进行有效落实。

深水碳酸盐岩油田地质油藏特征相似，针对上述问题，通常做法是建立小型试采单元（又称“延长测试”或“早期生产系统”），开展早期动态评价[4-8]。

M油田试采单元于2017年11月投产，2018年10月完成，期间开展了多种形式的动态资料录取，对储层连通状况、单井长期产能等问题进行了有效落实，指导了油田开发方案的编制和优化，对于同类油田的评价与开发具有一定参考价值。

1 试采设计1.1 试采井部署将M油田已钻评价井M1井作为试采井（图1），M1井位于油田中部，选择该井试采有利于在不同方向对压力扰动进行监测。

延长石油陆相页岩气勘探发现

条
纹
为海相、陆相和海陆过渡相
层
/m
海相页岩
陆相页岩
4、陆相页岩气资源概况
准噶尔盆地
吐哈盆地鄂尔多斯盆地
松辽盆地
P-J
准噶尔盆地
P-J
吐
哈盆
塔里木
盆地
地银
塔里木盆地
柴达
河西
木
走
盆地
廊盆
€
羌塘
盆
地
盆额
地群
地
地
鄂尔多斯盆地
T 海拉尔盆地
二连盆
盆地
海湾
松
K
辽
盆地渤
1、政府支持是推进页岩气产业进程的有效途径
《鄂尔多斯盆地东南部页岩气高效开发示范工程》、《陕西延长页岩气高效开发示范基地》和“延长石油延安国家级陆相页岩气示范区”设立，为延长石油集团页岩气勘探开发提供了良好的发展平台。
2、地质认识的深化是陆相页岩气突破的前提
通过基础地质及页岩气形成条件研究，认识到陆相沉积盆地具备页岩气形成基本地质条件，为陆相页岩气勘探突破奠定基础。
布
藏
特
特
自生、自储成藏
征
征
2、页岩气与常规天然气区别
页岩气开发具有储层压力低、单井产量低、采收率低、产量递减快、投资大、生产周期长的特点。
页岩气开发以水平井为基本井型 (占85%) ，一般无自然产能，所有井必须实施压裂改造。
3、陆相页岩气与海相页岩气的区别
45
按照沉积环境，页岩气可分
四、主要问题
� 三是地形地貌复杂，施工难度大，勘探开发成本相对高
陕北地区地形地貌及气候条件复杂，水资源相对缺乏，具备资质的施工队伍及设备有限，勘探开发成本相对高，影响页岩气产能建设进程。

海上油田(井)延长测试作业许可办法

海上油田(井)延长测试作业许可方法海上油田的延长测试作业许可方法随着全球石油需求的加添和产油国渐渐削减，海上油田成为了石油产业进展的紧要领域。

在海上油田的开采过程中，需要进行各种测试作业，包括井下试验和地层测试等。

而对于长时间运行的油井，在一段时间后需要进行延长测试以确保设备的性能和安全性。

为了规范海上油田延长测试作业，需要订立一套严格的许可方法，以确保测试作业的有效进行以及保证生产的正常运营。

一、延长测试概述1.1 测试目的海上油田延长测试的重要目的是确认油井设备的牢靠性和安全性。

延长测试的重要内容包括压力测试，渗透测试，有效产能测试和地质测量测试等。

这些测试将确定油井的水平和位置，发觉任何存在的缺点和问题，并确保设备符合标准和规定。

1.2 测试流程测试过程通常会分为三个阶段：前期筹备阶段，测试阶段和测试后处理阶段。

前期筹备阶段：在考虑对油井进行延长测试之前，需要确定实在的测试方法和计划，并评估测试的风险和安全性。

各项准备工作也要在这个阶段完成。

测试阶段：测试过程通常需要多次进行，一般在每次测试中，都会记录数据、评估设备性能以及检查设备的安全情形。

假如需要，在测试时间结束后，还需要分析数据，重新评估油井设备的性能以及整个测试的结果。

测试后处理阶段：为了确保测试结果的正确性，还需对数据进行处理和比较，以确定延长测试是否达到了预期的效果。

假如需要，还要重新评估和更新测试计划，为将来的测试作业做好准备。

二、许可管理概述为了确保测试作业能够依照相关的标准和规定进行，需要对测试许可进行管理。

这个过程涉及到许可程序、许可申请和许可审批等方面。

2.1 许可程序海上油田延长测试的许可程序包括以下步骤：1) 确认测试的公司和组织是否拥有测试资质以及相关的安全管理体系。

2) 对测试计划进行初步审核，确定测试的期间、测试方法、测试人员以及测试管理流程等。

3) 准备测试许可文件，并依据测试目的和风险级别进行评估。

4) 布置测试许可审批人员和相关的审核部门进行审核和批准。

延长油田浅层大位移水平井固井优化技术

延长油田浅层大位移水平井固井优化技术刘云【摘要】固井作业是一次性工程，一旦固井质量出现问题，补救作业一般无法达到封固合格的要求，并且水平井固井存在一定的固井工艺难点，包括弯曲井段曲率大，套管不易下入；斜井段套管与井壁发生长段面积的多处接触，井斜越大，摩阻力越大；环空的严重偏心度使窄边钻井液不能有效清除；易形成集中的水带，尤其是水平井游离水易集中与井眼上方，使油气串通；且直井中常用的固井附件不能使用，需要改进或重新设计。

延长油田东部的部分区域油层埋深浅、存在低压、易漏失层，该区域内的井在固井过程中易发生地层破裂、水泥浆漏失现象。

这不仅使水泥浆返高不够，也对地层造成了污染，严重影响了固井质量和油水井的后续生产。

%Cementing job is a one-time project,once the cementing quality problems,remedial cementing opera-tions are generally unable to meet eligibility requirements,and there is a certain level of well cementing cementing process difficulties,including the curved portioncurvature,casing under difficult into;inclined casing and the bore-hole wall segments occur long segment of multiple contact area,the greater the deviation,the greater the friction re-sistance;annulus serious eccentricity so narrow mud can not effectively clear;easy to form a concentrate with water especially easy to focus on horizontal wells and above the free water borehole so that oil and gas collusion;and ver-tical wells cementing common attachment can not be used,need to be improved or redesigned. And the extension of the eastern part of the region′s oil reservoir is shallow,there is a low pressure,easy thief zone,the region in the wellcementing process prone to the formation fracture,grout leakage phenomenon. This not only makes the grout is not high enough to return,but also resulted in the formation of pollution,seriously affecting the quality of cementing oil wells and subsequent production.【期刊名称】《延安大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2015(000)003【总页数】4页(P72-75)【关键词】水平井;固井质量;套管;摩阻力;固井附件【作者】刘云【作者单位】延长油田勘探开发技术研究中心，陕西延安 716000【正文语种】中文【中图分类】TE256由于水平井已经成为提高低渗透油田开发效益的一项重要技术手段，该技术的应用将越来越广，水平井数量也将日益增加，向规模化发展。

油田井修井流程技术

油田井修井流程技术
1. 引言
油田井修井是指在井眼完钻之后,对现有的生产井或注水井进行维修和加固,以恢复或提高井的生产能力。

修井技术是油田开采作业的重要组成部分,对于延长井的使用寿命、提高油气采收率具有重要意义。

2. 修井工作的主要内容
(1) 钻修井眼
(2) 更换井管
(3) 防砂和防蚀处理
(4) 压裂和酸化
(5) 修井液体净化
(6) 打捞作业
3. 修井工作的主要流程
(1) 现场准备
包括修井设备准备、安全评估、井况分析等。

(2) 进场作业
将修井设备就位,准备好钻杆、钻头和修井液。

(3) 钻修井眼
利用钻头在原有井眼基础上进行扩径、直径或重新钻井。

(4) 管线操作
更换新的油管或注水管,进行补漏、固井等作业。

(5) 压裂酸化
通过压裂或酸化的方式增加储层渗透率,提高单井产能。

(6) 防砂和防蚀
采用化学或机械的方式防止砂岩流失和管线腐蚀。

(7) 测试和评估
对修井效果进行测试和评估,确定是否达到预期目标。

(8) 撤离现场
收尾工作,撤离修井设备和人员。

4. 修井技术的发展趋势
随着油气田开采条件日趋复杂,修井技术不断创新,引入了射孔、水力压裂、酸化等新工艺,并结合信息化、智能化技术,提高了修井作业的效率和安全性。

修井技术的发展将有助于延长油气田的开采周期,提高资源开采效率。

西峰油田M20井区延长组长81油藏沉积相研究

１沉积相标志
１１岩性标志．
从区域地质背景出发，在收集与分析理解前人研究资料的基础上，综合沉积特征分析认为，Ｍ２井区长８０以三角洲沉积体系中油藏的前缘亚相沉积为主，主要发育三角洲前缘水下分流河道、口坝、河分流间湾、天然堤、席状砂和远砂坝６个沉积微相，以水下分流河道与河口坝为主；含少量前三角洲亚相浅湖泥微相沉积。下面对各类沉积微相特征进行描述。（）流河道。分流河道具有与大陆冲积环境河道相似的水动１分力特点和沉积作用。每条分流河道的沉积都为周期性水位变化的单向水流所形成的向上变细的正旋回层序。沉积物主要为砂质，构成三角洲体系中砂质格架。分流河道由中砂岩、细砂岩、粉细砂岩、粉砂岩及泥岩组成正韵律结构。砂岩单层厚度１～５０２ｍ，可见生物扰动构造及植物碎片，底面为侵蚀面，向上为较粗的滞留泥砾，时见炭化植有物碎片。再向上为槽状交错层理的砂岩并过渡为平行层理和水流沙纹层理的细砂和粉砂层，有时在平行层理砂岩中夹有板状交错层理和槽状交错层理砂岩，最上部逐渐过渡为泥岩层。（）口坝。河口坝是在湖平面下降，沉积物供给速率大于新２河增可容空间的增加速率，三角洲不断向湖盆中心推进的情况下形成的。主要以细砂为主，含少量的中砂，下部以粉砂为主，呈由下向上变粗的反韵律。自然电位和自然伽玛曲线呈中、高幅的反三角状或复合反三角状。河口坝与水下分流河道相伴生，在水下分流河道的两侧经常发育河口坝砂体。（）然堤。天然堤呈带状分布在水下分流河道的侧旁，主要３天由极细砂和粉砂组成，常夹含植物碎片的泥质薄层，层内可见沙纹层理、水平层理、包卷层理和虫孔等，常与水下分流河道砂岩和水下分流间湾泥岩共生。自然电位曲线呈中一低幅齿状。（４）远砂坝。远砂坝位于河口砂坝向盆地一侧的坝前地带，坡度向盆地方向缓缓倾斜。远砂坝厚度较小，以粉砂为主，发育小波痕交错层理、波状层理和平行层理。自然电位曲线呈指状、漏斗状和齿

延长油田关于井眼轨迹对管杆偏磨影响研究

延长油田关于井眼轨迹对管杆偏磨影响研究作者：王军颜圣松来源：《中国化工贸易·下旬刊》2018年第06期摘要：延长油田油井普遍为定向斜井，油井管杆偏磨现象比较严重，为了找出影响油井偏磨的原因，我们对延长油田宝塔采油厂某区块的频繁检泵井的情况进行了研究分析。

关键词：延长油田；井眼；轨迹；管杆偏磨井眼轨迹是指一口已钻井的实际井眼轴线形状。

一口实钻井的井眼轴线是一条三维空间曲线。

描述井眼轨迹的基本参数主要是井深、井斜角、井斜方位角，基本参数主要反映某一点在空间曲线中所处的位置。

描述轨迹变化程度的参数有井斜变化率、方位角变化率和全角变化率，这三个参数主要反映某一段井眼轨迹的变化趋势。

根据井眼轨迹剖面，油井的井眼轨迹还可以分为直井段、增斜段、降斜段、稳斜段等形式。

抽油杆和油管在井筒中的空间位置是受套管限制的，大量的陀螺测试数据显示套管的几何形状与井身轨迹的几何形状基本一致。

所以抽油杆与油管的空间位置同样受到井眼轨迹的影响。

为了摸清复杂井眼轨迹抽油井的偏磨规律，对发生偏磨严重而检泵的150口油井进行了统计分析。

1 井斜角变化率的影响统计了150检泵井，其中13口井的偏磨段处在直井段，占总井数的8.9%；40口井的偏磨段处在稳斜段，占总井数的26.8%，96口井的偏磨段处于增斜段、降斜段，占总井数的64.3%。

说明定向斜井的增斜段、降斜段容易引起管杆偏磨。

反映增斜与降斜程度的参数主要是井斜变化率，所以产生偏磨的本质原因是井斜变化率较大的缘故。

在油井的直井段和稳斜段井斜变化率较小、井眼相对光滑、曲率和挠率值较小。

由于受到井眼轨迹的限制，再加上油管、抽油杆本身具有弹性和刚性，在无“狗腿”的情况下，作用在抽油杆柱上的支反力就较小，这时管杆的偏磨现象也就比较小。

反映增斜与降斜程度的参数主要是井斜变化率，在增斜段和降斜段，随着井斜变化率的增大，井眼弯曲段曲率和挠率值变大，因而作用在抽油杆柱上的支反力就较大，抽油杆柱的偏磨就严重。

延钻井工程设计

延钻井工程设计延钻井工程设计在石油勘探开采过程中，钻井工艺是十分重要的环节。

而对于深度较浅的井口而言，一般使用普通钻井技术即可完成任务。

但是对于深度超过千米的深井，就需要使用到延钻技术。

延钻井就是在已经在地下钻出了一定深度的情况下，通过在钻杆的上端扩大直径，将直径较小的钻头与钻杆分离开，然后在多种温度和压力下将钻杆延伸至预定深度。

在此基础上，延钻井工程设计十分重要，本文将会对于此进行论述。

一、延钻井工程设计的相关概念延钻井设计是指在进行延长钻杆操作时，所要遵循的一系列设计标准与准则，包括设计参数的选择、钻井材料的选用、钻井液的定制等。

只有在遵循相关设计规范的情况下，才能保证钻井顺利进行，达到预定目的。

二、延钻井工程设计的原则在执行延钻井设计时，提供的参数与其他情况应合理考虑，并遵循以下原则：1、按照行业标准选材。

钻杆的选材是非常重要的。

任何质量问题都会导致钻杆变形、裂断等不良反应。

因此，应当选用合格的钻杆，以确保延钻井的性能和强度。

2、配套适当的钻井液。

钻井液在延钻井过程中非常关键。

它起到的作用包括冷却、润滑和干燥钻石头粉尘等。

因此，要精确定制钻井液，并基于井底温度、化学环境、钻头材料和钻岩等环境条件的变化，定期调整。

3、润滑钻头。

钻头与钻杆的分离是关键问题。

如果润滑不充分，钻头容易被卡住或损坏。

因此，在延长钻杆之前，必须给钻头充分润滑。

润滑油应添加在钻孔和钻杆实心圆棒接头处。

4、增强管道的强度。

延长钻杆后，钻杆的强度会削弱。

在这种情况下，可以通过增加管道的壁厚或通过增加管道的直径来提高管道的强度。

如果条件允许，也可以将一部分钻杆提出来再重新装上。

三、延钻井工程设计的注意事项在延钻井设计时，需要注意以下问题：1、钻杆的比重。

由于整个延钻操作是在钻井液的水压下进行的，因此钻杆的比重需要与钻井液相匹配。

此外，还要考虑到钻杆的强度与比重之间的相互作用。

2、钻井液的设计。

必须制定具有良好润滑性、安全性和可持续性的钻井液。

【建筑工程设计】延钻井工程设计

【建筑工程设计】延钻井工程设计目录1.设计依据 (1)1.1构造名称：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡 (1)1.2地理及环境资料 (1)1.3地质要求 (1)1.4地质分层及油气水层 (1)2.技术指标及质量要求 (5)2.1井身质量要求 (5)2.2 钻头、套管程序及固井质量要求 (5)2.3 钻井取心质量要求 (5)3．工程设计 (7)3.1井身结构 (7)3.2 钻机选型及钻井主要设备 (8)3.3 钻具组合 (10)3.4 钻井液设计及气层保护要求 (11)3.5 钻头及钻井参数设计 (14)3.6 油气井压力控制 (16)3.7 取心设计 (18)3.8 中途测试安全措施 (20)3.9 固井设计 (20)3.10 各次开钻或分井段施工重点要求 (25)3.11 完井设计 (29)3.12 弃井要求 (30)3.13 钻井进度计划 (30)4. 健康、安全与环境管理 (32)4.1 基本要求 (32)4.2 健康、安全与环境管理体系要求 (32)4.3 关键岗位配置要求 (33)4.4 健康管理要求 (33)4.5 安全管理要求 (35)4.6 环境管理要求 (38)5. 完井提交资料 (40)5.1 完井提交资料 (40)6. 附则 (41)6.1 钻井施工设计要求 (41)6.2 特殊施工作业要求 (41)1.设计依据钻井工程设计依据：延1001井钻井地质设计；有关技术规范及技术法规。

1.1构造名称：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡1.2地理及环境资料1.2.1井口坐标：纵：4127306.3 (m)，横：19340286.53 (m)1.2.2地面海拔：1481.46 (m)1.2.3构造位置：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡1.2.4地理位置：陕西省延安市安塞县王家湾乡王茂湾北东约1Km处1.2.5气象资料（在预计施工期内，本地区的风向、风力、气温和大风雪、汛期等情况）：井区属大陆性季风半干旱气候，春季干旱多大风，夏季高温多雷雨，秋季凉爽而短促，冬季漫长且干旱。

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延长油田M井的钻井设计
【摘要】本文主要从井身结构部分、井眼轨迹部分、钻具、钻井液部分、固井部分以及钻井液部分对m5井进行设计，基本上满足油田实际作业过程中的参数设计以及应用。

【关键词】井身井眼套管钻井
1 地质概况
xx油田沙三3油组为中孔、特低渗储层。

本储层平均孔隙度为15.9%，几何平均渗透率为3.4md。

据m4井沙三3油组高压物性分析，饱和压力9.80mpa，地层压力35.52mpa，属正常压力系统未饱和油藏。

沙三段储层地层压力系数范围0.96-1.01，平均压力系数0.92。

根据xx油田mm断块m1、m2、m3井测试资料统计，xx油田地温梯度3.54℃/100m，预计本井井底温度为101.40℃。

根据区域地质资料及实钻资料，预测本井地层倾角小于7°。

x坳陷中区hb断层下降盘，北、西为l凸起，南至qh10井断层。

mm断块位于xx油田的南部，是受南侧l1、西侧l2，东侧l3三条断层夹持的向北西倾斜的断块圈闭构造。

高点位于m1井以南，高点埋深-2680m，圈闭幅度320m，圈闭面积6.1km2。

2 井身与套管设计
2.1 井身结构设计
依据本井钻井地质概况及《井身结构设计方法》
（sy/t5431-2008），采用自下而上套管（有尾管）设计方法进行身结构和套管程序设计。

一开采用φ311.1mm钻头钻至581米，下φ
244.5mm套管封固第四系黄土层和明化镇组砂岩和泥岩互层易漏、易垮塌层，表层套管推荐采用内插法固井工艺，要求水泥浆返至地面，保证固井质量。

二开采用φ215.9mm钻头钻至1872米，下φ177.8mm技术套管固井，为三开斜井段安全施工提供有利条件，降低斜井段施工风险。

由于技术套管中存在气层，因此固井按生产套管固井实施，采用一次注水泥双凝水泥浆体系全井封固固井工艺。

尾浆返至油气层顶界以上300.0米，低密度水泥浆返至井口。

三开斜井段采用φ149.2mm钻头钻至设计b靶点，下φ114.3mm尾管固井。

井身结构示意图见图1。

2.2 套管设计原则及系数
套管柱设计的总的原则是既安全又经济，也就是在满足最大载荷要求的前提下使成本最低。

通常是根据套管柱在井下的工作条件，在套管柱受力分析的基础上，建立一个平衡关系，即：外载×安全系数≤套管强度，套管设计的安全保障程度越大，设计出的套管柱费用就越高。

该井的设计系数取以下值：抽汲压力当量密度sb=0.025g/cm3；系数sg=0.020g/cm3；地层破裂压力当量密度安全允许值sf=0.030g/cm3；溢流允许值sk=0.070g/cm3；正常压力地层压差卡钻临界值△pn=12mpa；所采用的最小钻井液密度ρ
dmin=1.05g/cm3。

2.3 定向钻井设计
井眼轨迹设计以有利于提高机械钻速、有利于降低摩阻、有利于着陆点的控制和稳斜段井眼轨迹调整，满足采油工艺的要求，利
用好自然地理条件，最大程度的减少钻井成本等为原则。

在造斜过程中要尽可能地选择有利于造斜的地层，选择软硬适中、无坍塌、无缩径并且避开高压易喷漏地层，在实际钻井过程中，根据施工情况施工队可对造斜点井深，造斜段造斜率做适当调整，保证井眼轨迹平滑，保证a点符合地质设计或调整地质设计要求。

按照我国钻井行业标准的规定，m5井为三段式常规二维定向井。

根据赛题提供的分层地质情况资料，本井目的层为砂一下油层和沙三3油组。

造斜段可能钻遇易喷漏、卡钻、钻具落井和气侵地层，斜井段轨迹调整遵循地质或调整要求。

轨道参数和井眼轨迹数据见表1。

3 其他参数
钻机选用zj50l钻机及其配套设备。

钻井液部分：一开层位选用聚合物钻井液，二开层位和三开直井段选用钾铵基聚合物钻井液，三开斜井段采用钾铵基钻井液完井液体系。

固井部分：一开采用内管注水泥、二开为双级非连续注水泥、三开为尾管固井。

钻井进度：预计54天完成m5井的施工。

参考文献：
[1]陈庭根，管志川.钻井工程理论与技术[m].东营：中国石油大学出版社，2006.
[2]钻井手册（甲方）编写组.钻井手册（甲方）.北京：石油工业出版社，1990.
[3]周全兴.钻采工具手册（上）[m].北京：科学出版社，2000.
[4]周全兴.钻采工具手册（下）[m].北京：科学出版社，2000.
[5]赵金洲，张桂林.钻井工程技术手册[m].北京：中国石化出版社，2005.
[6]韩志勇.定向钻井设计与计算[m].北京：中国石油大学出版社，2007.。