苏里格气田分支水平井技术
苏里格气田开发技术探讨
苏里格气田开发技术探讨[摘要]苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表，水平井开发、井网优化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。
本文分析了苏里格气田地质特征，阐述了苏里格气田开发新技术，并探讨了苏里格气田进一步的技术发展方向。
[关键词]苏里格水平井开发技术1苏里格气田地质特征1.1典型的致密砂岩气苏里格气田产层孔隙度主要分布在3%—12%，常压空气渗透率主要分布在0.01×103—1.00×103μm2，50%以上样品的常压空气渗透率小于0.1×103μm2；通过覆压渗透率测试评价地层条件下储集层基质的渗透率，发现85%以上样品覆压渗透率小于0.1×103μm2。
不同孔隙结构的致密砂岩，其地层条件下渗透率0.1×103μm2大致对应于常压空气渗透率0.5×103—1.0×103μm2，所以苏里格气田应归为致密砂岩气范畴。
1.2大面积岩性气藏、储量丰度低苏里格地区上古生界位于有利生烃中心，发育大面积展布的河流一三角洲沉积砂体，区域封盖保存条件良好，有利于大型岩性气藏的形成与富集。
根据目前的勘探开发情况分析，气田上古生界多层系含气，但丰度多为（0.8—1.5）×108m3/km2，储量丰度与同类型气田比较明显偏低属于典型的低丰度一特低丰度气田，开发难度较大。
1.3单井控制储量和产量低受储集层致密和强非均质性的影响，苏里格气田单井控制储量和单井产量低。
根据计算苏里格气田直井单井控制储量主要分布在1000×1041—3500×104m3，直井无阻流量主要分布在3×104—30×104m3/d。
1.4各区带之间存在明显差异苏里格气田范围广，不同区带之间成藏控制因素存在一定的差异，使得不同区带储层特征存在明显的不同。
根据目前勘探、开发认识，苏里格气田中区天然气较为富集，为最有利的开发区带；东区受成岩作用影响储层普遍致密，但多层系含气；西区烃源岩发育差，局部富水。
苏里格气田水平井改造新工艺及新技术应用
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。
苏里格气田水平井产气剖面测井技术及应用
2019年08月排除；三是油滴受到离心力作用的影响，进入到外旋流中，最后从旋流分离器的底部出口溢出[2]。
3实验研究虽然在针对轴流式旋流分离器进行研究的过程中数值模拟法是主要的分析手段，但是通过数值模拟法分析出来的结果与旋流分离器内部流体真实运动情况存在一定差异，因此还必须要通过相关的实验数据来进行验证。
由此可见，针对轴流式旋流分离器进行研究的过程中必须要建立在实验研究的基础上。
在实际中对轴流导叶式旋流分离器内部高速流程进行研究的过程中，多数情况下都会应用多普勒激光测速仪。
人们在利用多普勒测速仪针对都是气液旋流分离器内部气相时均流场进行研究的过程中发现，旋流分离器内部气相速度场主要是有内侧准强制涡以及外侧自由涡共同组成，而气相的照相速度主要是由上行流以及下行流工作，而两者之间的接触面为零轴方向的包络面上，靠近轴心位置会产生最大的轴向速度。
4结语（1）要不断加强轴流导叶式旋流分离器相关理论的研究，其中必须要针对旋流分离器内部旋流实际的流动机理、颗粒碰撞以及扩散机理进行深入研究，它能够为后续开展的数值模拟研究以及实验研究提供科学的理论依据。
（2）目前，在针对轴流导叶式旋流分离器内部流程进行研究的过程中，多数情况下都会应用数值模拟方法，但是由于多相流体本身具有非常复杂的物性，而且其内部颗粒的分布情况也非常复杂，利用数值模拟方法获取的结果通常情况下都会以实际情况产生一定偏差，因此针对轴流导叶式旋流分离器进行数值模拟研究的过程中，必须要同时开展实验研究，在此基础上建立起的数学模型才能够将旋流分离器内部流场具体情况进行真实反映。
要充分利用多孔探针以及激光多普勒仪等多种方法不断强化轴流导叶式旋流分离器内部颗粒运动轨迹以及内部流场具体细节的研究，并将旋流分离器溢流管内部产生的短路流以及内外旋流等不同复杂的流体运动情况作为研究重点，并采用有效的处理手段，这样才能够进一步提升流体运动状态分析的准确性。
参考文献：[1]宋健斐,魏耀东,时铭显.旋风分离器内强旋流CFD 计算速度的分析与修正[A].中国颗粒学会.中国颗粒学会2006年年会暨海峡两岸颗粒技术研讨会论文集[C].中国颗粒学会,2006:4.[2]赵磊.基于Fluent 的旋流分离器内气液两相流数值模拟[A].航空工业测控技术发展中心、中国航空学会测试技术专业委员会、《测控技术》杂志社.面向航空试验测试技术——2013年航空试验测试技术峰会暨学术交流会论文集[C].航空工业测控技术发展中心、中国航空学会测试技术专业委员会、《测控技术》杂志社,2013:5.苏里格气田水平井产气剖面测井技术及应用杨政海陈国伟陈真（中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西西安710018）摘要：产气剖面找水测井作为一种动态监测手段，为气田动态分析和开发调整可提供第一手的资料，通过应用各种动态监测资料，动静结合，系统分析，能为气藏精细管理、精细开发提供更坚实的技术支持。
苏里格气田侧钻水平井钻井液技术应用
苏里格气田侧钻水平井钻井液技术应用苏里格气田侧钻水平井钻井液技术应用摘要：苏里格气田具有低压、低渗的特点，储量控制半径较小，老井产量下降快，采用老井套管开窗侧钻水平井是解决这些问题的有效手段。
本文针对老井开窗侧钻存在的主要技术难点，从井壁稳定、井眼净化、提高润滑性等方面入手，论述了优选钻井液配方、性能、优化工艺措施及参数的具体方法。
并以苏25-38-16C井实际应用情况为例，详细阐述了工艺过程及应用效果。
关键词：苏里格侧钻水平井钻井液摩阻一、前言套管开窗侧钻技术是集套管开窗技术、裸眼轨迹控制技术、小井眼钻井技术、完井技术、小间隙固井技术于一身的综合技术。
目前，国内大部分油田都把套管开窗侧钻技术作为解决探边井、套损井、停产井、报废井的再利用和挖掘剩余油气资源、提高采收率的一种有效手段加以推广应用。
苏里格气田是国内最大的整装气田，随着大范围勘探开发的进行，其布井密度也在逐年增加，井型以直井为主，其井身结构均为二开，即采用Φ311.1mm钻头（Φ244.5mm表层套管）+Φ215.9mm钻头（Φ139.7mm油层套管）的井身结构。
但由于苏里格气田的储层具有低压、低渗的特点，储量控制半径较小，因此在不到数年的时间内，老井产量下降严重是制约苏里格气田发展的一大难题[1]。
为解决该问题，中石油近年来在苏里格部署的井型逐渐转变为水平井，同时开展了侧钻水平井的先导性试验。
二、苏25-38-16C井概况苏25-38-16C为渤海钻探工程有限公司在苏里格实施的第一口侧钻水平井，在原苏25-38-16井的基础上开窗侧钻，老井套管结构为：Ф244.5 mm套管×488.91 m+Ф139.7 mm套管×3330.69 m，新井在原井139.7 mm气层套管2903 m位置使用118 mm钻头进行侧钻，完钻井深3741 m（垂深3173 m），侧钻井段长838 m。
本井目的层为盒8上2，选择在2903 m开窗侧钻，剖面类型为单圆弧，最大井斜角为90.25°，最大水平位移为718.97m。
《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》范文
《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》篇一一、引言随着能源需求的不断增长，致密气藏的开采逐渐成为国内外油气勘探的重要方向。
苏里格地区拥有丰富的致密气藏资源，而水平井技术的运用在提高该类气藏的开发效率和产量方面发挥了重要作用。
本文以苏里格致密气藏水平井为研究对象，进行产能模型的研究和开发指标评价，旨在为该地区的气藏开发提供理论依据和技术支持。
二、研究背景及意义苏里格地区作为我国重要的致密气藏产区，其气藏具有低孔、低渗、非均质性强等特点。
传统的直井开采方式在面对此类气藏时，往往难以达到理想的开采效果。
而水平井技术以其长水平段和多点接触的优势，能够更好地适应致密气藏的开采需求。
因此，研究苏里格致密气藏水平井的产能模型和开发指标评价，对于提高该地区的气藏开采效率和经济效益具有重要意义。
三、产能模型研究（一）模型建立本文基于苏里格致密气藏的实际情况，结合水平井开采的特点，建立了相应的产能模型。
该模型主要考虑了气藏的物理性质、地质特征、工程参数等因素，以及水平井的渗流规律和开采过程中的动态变化。
（二）模型分析通过对模型的深入分析，我们发现水平井在开采过程中，其产量受多种因素影响，如气藏的渗透率、储层厚度、井筒几何形状等。
同时，我们还发现通过优化工程参数和开采策略，可以进一步提高水平井的开采效率和产量。
四、开发指标评价（一）评价指标选取针对苏里格致密气藏水平井的开发指标评价，我们选取了以下评价指标：采收率、产能利用率、投资回报率等。
这些指标能够全面反映水平井在致密气藏开发过程中的综合效益。
（二）评价方法及结果分析我们采用了定性和定量相结合的评价方法，对苏里格致密气藏水平井的开发指标进行了评价。
结果表明，通过合理优化工程参数和开采策略，可以有效提高采收率和产能利用率，从而获得更高的投资回报率。
同时，我们还发现，在开发过程中需注意环境保护和可持续发展的问题。
五、结论及建议通过对苏里格致密气藏水平井的产能模型研究和开发指标评价，我们得出以下结论：水平井技术对于提高致密气藏的开采效率和产量具有显著优势；通过优化工程参数和开采策略，可以进一步提高水平井的开采效率和产量；在开发过程中需注重环境保护和可持续发展的问题。
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技术方案GE GROUP system office room 【GEIHUA16H-GEIHUA GEIHUA8Q8-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。
《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》
《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》篇一一、引言苏里格地区是中国重要的致密气藏区之一，具有丰富的天然气资源。
然而，由于其致密性的特点，传统开发方法在苏里格地区的效率受到限制。
水平井技术作为一项新型开发技术，已经在该地区得到了广泛应用。
为了更准确地评估水平井的产能，建立合适的产能模型和开发指标评价体系至关重要。
本文旨在研究苏里格致密气藏水平井的产能模型，并对其开发指标进行评价。
二、研究背景及意义随着能源需求的不断增长，致密气藏的开发已成为国内外研究的热点。
苏里格地区作为中国致密气藏的重要区域，其开发潜力巨大。
然而，由于致密气藏的特殊性，传统开发方法难以满足高效、低成本的开发需求。
水平井技术作为一种新型开发技术，具有提高采收率、降低开发成本等优势，在苏里格地区得到了广泛应用。
因此，研究苏里格致密气藏水平井的产能模型及开发指标评价，对于指导该地区的致密气藏开发、提高采收率、降低开发成本具有重要意义。
三、产能模型研究（一）模型建立针对苏里格致密气藏的特点，本文建立了基于水平井的产能模型。
该模型考虑了致密气藏的物理性质、地质条件、工程因素等多方面因素，通过数学方法对水平井的产能进行描述和预测。
（二）模型参数确定模型参数的确定是产能模型研究的关键。
本文通过收集苏里格地区的地质资料、工程数据等，结合现场试验数据，对模型参数进行确定和优化。
同时，采用数值模拟方法对模型进行验证和修正，确保模型的准确性和可靠性。
（三）模型应用经过参数优化和验证的产能模型，可广泛应用于苏里格地区的致密气藏开发。
通过该模型，可以预测水平井的产能、优化井网部署、制定合理的开发方案等，为苏里格地区的致密气藏开发提供有力支持。
四、开发指标评价（一）评价指标体系建立为了全面评价苏里格致密气藏水平井的开发效果，本文建立了包括产能、采收率、经济效益等多方面的评价指标体系。
通过对各项指标的综合评价，可以全面了解水平井的开发效果和潜力。
《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》范文
《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》篇一一、引言苏里格地区是中国重要的致密气藏区之一，具有丰富的天然气资源。
近年来，随着水平井开发技术的不断进步，水平井已成为苏里格地区致密气藏开发的主要方式。
本文旨在通过对苏里格致密气藏水平井产能模型的研究，以及开发指标的评价，为该地区的致密气藏开发提供理论依据和技术支持。
二、苏里格致密气藏概述苏里格地区位于中国某省份，具有丰富的致密气藏资源。
该地区的致密气藏具有低孔隙度、低渗透率、高含气量等特点，给开发带来了一定的挑战。
水平井开发技术通过优化井眼轨迹，增加了井的接触面积，提高了气藏的采收率。
因此，对苏里格致密气藏水平井产能模型的研究具有重要的实际意义。
三、水平井产能模型研究（一）模型建立本文采用的方法是结合地质资料和工程数据，建立水平井产能模型。
模型考虑了致密气藏的物理性质、地质特征、工程参数等因素，通过数学方法进行描述和计算。
（二）模型分析通过对模型的深入分析，我们可以得到以下结论：水平井的产能与气藏的物理性质、井的轨迹设计、排采制度等因素密切相关。
在苏里格地区，合理的井眼轨迹设计和排采制度可以提高水平井的产能。
四、开发指标评价（一）评价指标体系构建本文构建了包括采收率、采气速度、经济效益等在内的评价指标体系。
这些指标可以全面反映苏里格致密气藏水平井的开发效果。
（二）评价方法及结果分析采用定性和定量相结合的方法，对苏里格致密气藏水平井的开发指标进行评价。
评价结果表明，苏里格地区的致密气藏水平井开发具有较高的采收率和经济效益，但同时也存在一些需要改进的地方，如排采制度的优化等。
五、结论及建议（一）结论通过对苏里格致密气藏水平井产能模型的研究和开发指标的评价，我们得出以下结论：水平井开发技术可以有效提高苏里格地区致密气藏的采收率；合理的井眼轨迹设计和排采制度是提高水平井产能的关键；开发指标评价可以全面反映苏里格地区致密气藏水平井的开发效果。
（二）建议针对苏里格地区致密气藏的开发，提出以下建议：进一步优化水平井的轨迹设计，提高井的接触面积；加强排采制度的优化，合理控制采气速度；加强开发指标的监测和评价，及时调整开发策略，确保开发的可持续性和经济效益。
苏里格气田分支水平井技术
新浅90 分支井双油管压裂技术
主、分支井眼均采用固井射孔完井，畅通主、分支井眼后,分别对分支 井、主井眼进行射孔,主井眼先送入插管式封隔器，然后分支井下入带压 差式封隔器的压裂管柱，再下主井眼压裂油管插入插管式封隔器，采用 双管采气井口分别控制对两井进行加砂压裂及采气。
苏里格桃7-15-20H双分支井压裂技术
（2）苏里格多分支水平井上古压裂下古酸化技术
方案A：先进行主井眼的钻完井（下古），并直接对主井眼进行射孔、 酸化和试气，然后下带封隔器的斜向器封隔主井眼，对第一分支进行 开窗侧钻、完井、压裂和试气，打捞斜向器，再下一斜向器封隔主井 眼和第一分支，对第二分支进行开窗侧钻、完井、压裂和试气，打捞 斜向器，开采。 方案B：先对所有分支进行钻井完井，然后对所有分支进行射孔、压 裂、试气，最后开采。 方案A的优点是压裂时不用二次导向，压裂程序简单，工艺安全可靠。 缺点是需要倒换井架，或者用钻井井架试油，钻机占用时间较长，需要 转换井口设备和配套转换工具。 方案B的优点是钻井工作连续，钻机利用率高，钻井成本较低。缺点 是压裂需要进行二次定位导向，压裂程序复杂，技术难度较大。
3、技术难点
工具重入问题 主、分支井眼密封问题 多分支井的加砂压裂技术
为了实现井下安全生产、作业, 要求连接处解决好三 个关键技术: （1）力学完整性, 即连接处有足够的机械支撑。 （2）水力密封性, 即连接处有足够的水力密封能力。 （3）再进入能力, 即可选择性进入任意分支井眼, 进 行后续作业。
1、什么是分支水平井？
2、分支水平井技术在苏里格气田的应用前 景如何？ 3、关于分支水平井改造的几个关键技术难 点？ 4、关于苏里格分支水平井改造技术的几点 认识和想法
苏里格气田水平井苏25—2—2H井身轨迹控制技术
苏里格气田水平井苏25—2—2H井身轨迹控制技术摘要：本文以开发苏里格地区的一口二开水平井苏25-2-2H井施工为例，介绍了内蒙古苏里格地区施工长水平段气井的钻井施工轨迹控制经验，以期对本地区后续同井型水平井施工有一定的指导意义。
关键词：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡二开水平段轨迹控制鄂尔多斯盆地位于中国中部地区，面积约25×104km2，盆地南部中生界富含石油，中北部古生界富集天然气。
苏里格气田位于鄂尔多斯盆地中部，是我国陆上目前已发现的最大天然气田，自2000年开展系统评价勘探以来，已在上古生界二叠系碎屑岩地层中获得天然气三级储量8606167×108m3。
苏25-2-2H构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的一口水平井，井深4297.4m，垂深3215.3m，水平段长800m，靶点3个；实际完钻井4262m，垂深3223.91m，水平段长800m，靶点3个，同时打破苏里格气田水二开大井眼水平井、钻井时效最高两项记录。
该井由渤海钻探定向井公司提供技术服务，施工全程采用国产海蓝L+MWD无线测量仪器，准确控制了井眼轨迹，实现了800m水平段中砂岩穿透率90%以上，达到了地质、工程设计目的。
一、苏25-2-2H实钻施工1.伊陕斜坡构造特点鄂尔多斯盆地总体构造形态表现为边部构造发育，内部为一地层倾角不足1°的西倾大单斜，苏里格气田处在伊陕斜坡的北部中段，为宽缓西倾的单斜，平均坡降为3～～5m/km。
盒8段储层主要为石英砂岩，石英含量较高，一般为80%～90%；其次为岩屑，岩屑含量为8%～12%，主要为变质岩岩屑和少量火成岩岩屑，仅局部层段偶见少量长石颗粒。
砂岩多以中粗粒、粗粒结构为主，为再生式—孔隙式胶结；岩屑含量相对较高，局部可达30%以上，主要为火成岩岩屑和中浅变质岩岩屑，以中—粗粒结构为主，为孔隙式胶结。
紧邻以石英为主的西部物源区，地理位置独特，石英含量较高，粒度较粗，分选较好，抗压实能力强。
苏里格气井水平井钻井液技术方案完整版
苏里格气井水平井钻井液技术方案HEN system office room 【HEN16H-HENS2AHENS8Q8-HENH1688】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。
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。
“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。
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。
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，%CMC+5-6%白土，密度:1.05gcm3，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:，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%CMP +%ZNP-1。
钻井液性能：密度:1.02gcm3，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：-1.05gcm3，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。
苏里格53区块水平井钻井技术
90内蒙古石油化工2014年第3期苏里格53区块水平井钻井技术段建明(中石油长城钻探工程技术研究院，辽宁盘锦124010)摘要：本文介绍了苏53区块水平井钻井的施工难点，分析和总结了钻井施工过程中采取的一系列综合提速技术措施，如优化井身结构、优化钻具组合、优选钻头、优选钻井液体系等，得出了一些结论和建议，对该区块开发提供了施工经验借鉴。
关键词：苏里格气田；水平井钻井；钻头优选；钻井液中图分类号：TE243+．1文献标识码：A文章编号：1006--7981(2014)03一0090—03l地质概况苏53区块位于苏里格气田的西北部，区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市的鄂托克后旗所辖，东、西接苏76、75区块，南接苏10、苏1l区块。
苏53区块钻井揭露的地层自下而上为下古生界奥陶系马家沟组；上古生界石炭系本溪组、太原组、二叠系山西组、石盒子组、石千峰组；中生界三叠系刘家沟组、和尚沟组、纸坊组、延长组，侏罗系延安组、直罗组、安定组，白垩系洛河组和新生界第四系。
其中山1段～盒8段为开发目的层，地层总沉积厚度约100m，岩性主要为灰白色砂砾岩、含砾砂岩、不等粒砂岩与绿灰色、紫红色泥岩不等厚互层。
本区储层孔隙类型有岩屑溶孔、粒间孔、晶间孔、杂基溶孔及收缩孔等。
其中以岩屑溶孔为主，次为粒间孔、晶问孔及杂基溶孔等，部分样品微裂缝发育。
储集层山1段孔隙度一般为5．0％～12．0％，平均值为8．o％，渗透率为0．1×10_3～1．0×10_3pm2，平均值为0．503×10-3肛m2。
盒8段孔隙度一般为5％～14．o％，平均值为8．9％，渗透率为0．1×10．3～1．0×10_3胛2，平均值为0．782×10_3弘m2，属低孔、低渗储层。
2施工难点及技术措施2．1施工难点由于该区块属于低渗低压气藏，采用常规井开发技术，采收率较低，开发成本居高不下，因此2010年长城钻探公司开始在苏53区块实施水平井大规模开发，但由于该区设计造斜点在石千峰组，造斜点深比较深(一般在2700～3000m)、水平井段长(一般在800～1200m)、气层深度不确定，完井工艺复杂，在施工过程中，刘家沟组井漏严重，可钻性差，石千峰、石盒子组地层坍塌、掉块，施工速度慢，延长了施工周期，严重影响了水平井开发速度。
苏里格气田水平井苏25—2—2H井身轨迹控制技术
验 ， 以期 对 本 地 区后 续 同 井 型 水 平 井Ｌ ＿ Ｔ － 有一定的指导意义。 关键 词 ：鄂 尔 多斯 盆 地 伊 陕斜 坡 二 开水 平 段 轨 迹控 制
鄂尔 多斯盆 地位 于中 国 中部 地 区 ，面 积约 ２ ５×ｌ ０ ｋ ｍ ，盆 地南 部 中生 界富含 石油 ，中北部 古生 界 富集 天然气 。苏 里格 气 田位 于鄂 尔多 斯 盆地 中部 ，是 我国陆 上 目前 已发现 的最大天 然气 田 ，自 ２ ０ ０ ０年 开展 系 统评 价勘 探 以来 ，已在 上古 生 界二叠 系碎 屑岩 地层 中获 得 天然 气三
石油化工 萎
Ｃｈ ｉ ｎ ａ Ｃｈｅ ｍｉ ｃ ａ ｌ Ｔｒ ａ ｄ ｅ
中国化工贸易
。
月
苏 里格 气 田水 平 井苏 ２ ５ — ２ — ２ Ｈ井 身轨 迹控 制技 术
杨 滨
３ ０ ０ ２ ８ ０） （ 渤 海钻探 工程有 限公 司定向 井分 公 司，河北廊 坊 摘
要 ：本 文以开发 苏里格地区的一 口二 开水平 井苏 ２ ５ — ２ — ２ Ｈ 井施工为例 ，介绍 了内蒙古苏里格 地区施 工长水平段 气井的钻 井施 工轨迹控 制经
斜 略微 增加 ，可用性 评价 好。
苏２ ５ — ２ — ２ Ｈ构 造位 置位 于鄂 尔 多斯 盆地 伊 陕斜 坡 的一 口水 平井 ， 井深 ４ ２ ９ ７ ４ ｍ，垂 深 ３ ２ ｌ ５ ． ３ ｍ，水 平段长 ８ ０ ０ ｍ，靶点 ３个 ；实 际完钻 井 ４ ２ ６ ２ ｍ，垂深 ３ ２ ２ ３ ． ９ ｌ ｉ ｎ，水 平段 长 ８ ０ ０ ｍ，靶点 ３个 ，同时打 破苏 里 格气 田水二开 大 井眼 水平 井 、钻井 时效 最高两 项 记录 。该 井 由渤海 钻 探 定向井公 司提 供技 术服 务 ，施 工全 程采 用国产 海 蓝 Ｌ ＋ ＭＷＤ无线 测 量仪 器 ，准 确控 制 了井 眼轨 迹 ，实 现 了 ８ ０ ０ ｍ水 平段 中砂岩 穿 透率 ９ ０ ％以上 ，达 到了地质 、工程 设计 目的 。
苏里格气井水平井钻井液技术经验方法
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。
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，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：5-10Pa3.3.1.5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。
苏里格气田水平井高效建产技术_杨志伦
再次要考虑水平段方向是否与有效砂体展布方向一致水平段与有效砂体展布方向一致可提高气层钻遇率同时还要考虑有效砂体展布方向与最大主应力方向之间的关系垂直于最大主应力方向压裂可形成多条有效横向裂缝可保证水平井改造效果因此苏里格气田水平井水平段方位多采用近南北向
·４ ４·
０ １ ３年８月 天 然 气 工 业 ２
３ ／ ｒ ｅ ａ ｔ ａ ｓ ｗ ａ ｓ ｉ ｎ ｃ ｒ ｅ ａ ｓ ｅ ｄ ｔ ｏ ５ ５ ６， ０ ０ ０ｍ ｄ ． Ｔ ｈ ｉ ｓ ｓ ｔ ｕ ｄ ｉ ｓ ｏ ｆ ｓ ｉ ｎ ｉ ｆ ｉ ｃ ａ ｎ ｃ ｅ ｔ ｏ ｔ ｈ ｅ ｄ ｅ ｖ ｅ ｌ ｏ ｍ ｅ ｎ ｔ ｏ ｆ ｈ ｏ ｒ ｉ ｚ ｏ ｎ ｔ ａ ｌ ｗ ｅ ｌ ｌ ｓ ｉ ｎ ｓ ｉ ｍ ｉ ｌ ａ ｒ ｆ ｉ ｅ ｌ ｄ ｓ ． ｇ ｇ ｙ ｇ ｐ
Ｈ ｉ ｈ ｅ ｆ ｆ ｉ ｃ ｉ ｅ ｎ ｃ ａ ｎ ｄ ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｆ ｏ ｒ ｈ ｏ ｒ ｉ ｚ ｏ ｎ ｔ ａ ｌ ｗ ｅ ｌ ｌ ｓ ｉ ｎ ｔ ｈ ｅ ｒ ｏ ｄ ｕ ｃ ｔ ｉ ｖ ｉ ｔ ｇ ｙ ｇ ｙ ｐ ｙ ， Ｓ ｕ ｌ ｉ ｅ Ｇ ａ ｓ Ｆ ｉ ｅ ｌ ｄ Ｏ ｒ ｄ ｏ ｓ Ｂ ａ ｓ ｉ ｎ ｇ
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。
苏里格气井水平井快速钻井配套技术
苏里格气井水平井快速钻井配套技术摘要：随着苏里格气田的不断开发，水平井规模开发已成为苏里格开发的重点。
由于苏里格气田水平井钻遇气层多为薄产层，尖灭快，地质构造复杂，地质导向预测不准等原因，钻井过程中遇到许多影响因素，对钻井提速造成很大困难。
结合今年水平井现场施工情况，分析了影响钻井提速的因素，提出预防措施及改进和研究方向，达到安全、快速、高效钻进的目的。
关键词: 钻井提速预防措施轨迹控制钻井液随着水平井钻井工艺技术的不断成熟，水平井开发达到了预期的效果。
但是近年来的水平井钻井施工，也遇到了各种各样的情况，严重影响了钻井的施工速度，直接影响钻井效益。
因此就影响苏里格气田水平井钻井提速的一些因素进行分析，以便找到钻井提速的有效措施。
2. 制约提速因素2.1. 地质因素的影响2.1.1 地层稳定性差，增斜井段增斜困难，水平段稳斜困难。
2.1.2 气层位置不确定性，增加了轨迹控制难度。
2.1.3 地层的特殊性，地层缺失。
2.1.4 地层倾角的影响，方位漂移。
2.1.5 地层压实程度差，承压能力低，易发生井漏。
2.2 钻井因素的影响2.2.1 水力作用的影响排量大，对井壁冲刷严重，井径扩大率大，影响增斜、稳斜效果。
2.2.2 钻井参数的影响钻井参数不合理达不到单弯螺杆理想的造斜率。
通常钻压大，转速低增斜率高，反之，增斜率则低。
2.2.3 摩阻和扭矩的影响由于水平段长、井斜角大，钻具贴于下井壁，重力效应突出，上提、下放钻具的阻力增加，钻进加压困难；钻柱摩擦阻力大、扭矩大，下部钻具易屈曲，传递扭矩困难，机械钻速大为降低。
2.2.4 钻井液的影响钻井液是钻井施工的血液，钻井液性能的好坏与地层的适应情况对钻井施工来说至关重要，甚至说钻井液性能是决定一口井成败的关键。
钻井液性能差，水力清除井底岩屑的能力也大大降低，在很多情况下因岩屑不能及时清除而导致重复破碎，甚至泥包，致使钻头的机械钻速下降。
严重的易发生堵水眼、缩径、掉块、井塌、油气侵、井漏、长井段的划眼、倒划等复杂情况，引起砂卡、粘卡、键槽卡钻等事故。
苏里格地区水平井中完通井技术
苏里格地区水平井中完通井技术近几年苏里格地区水平井技术发展迅速，但是在中完通井时还是会出现井塌、卡钻、技术套管下入困难等各种事故复杂，本文针对典型的事故提出了对应的预防及处理措施。
标签：苏里格;水平井;中完;事故复杂;预防;处理1 引言通过对苏里格水平井的事故进行分析，尤其是改变钻具结构通井遇阻划眼问题，对预防复杂情况发生，保障钻井安全具有重要意义。
本文对于造斜井段的井壁失稳、垮塌引发的中完通井事故复杂，通过对两口井的中完通井发生的划眼事故复杂进行了详细的分析，提出了中完通井事故预防及处理措施。
2 水平井中完通井技术苏里格水平井的造斜井段在石千峰组及石盒子组，岩性主要以脆性泥岩为主，在该井段极易发生井壁失稳现象，进而造成中完通井遇阻划眼，严重的导致坍塌卡钻及技术套管下入困难，甚至出现填眼侧钻的复杂事故。
2.1 苏东19-99H井中完通井划眼经过及原因分析苏东19-99H井从中完至下套管用时15天，主要原因是电测前2次通井及下套管前的3次通井很不顺利，增加了中完周期。
通井过程中阻卡严重，划眼困难，时有憋泵、憋停顶驱的情况出现，期间进行了反复划眼、多次短起下作业才保证了技术套管的顺利下井。
原因分析：通井钻具组合发生变化，刚性过强;井眼轨迹不好，狗腿度大的井段通井困难;遇阻井段岩性多为紫红色泥岩、灰色泥岩，长期浸泡容易造成缩径导致扶正器通过困难。
2.2 苏76-6-2H井中完通井划眼经过及原因分析苏76-6-2H井中完至下套管用时19天，主要是因为电测后5次通井不顺利，期间进行了反复划眼和短起下作业。
第四次通井使用了反循环打捞篮捞出大量泥岩掉块，最大220*130mm，掉块打捞出井后，第五次通井顺利，技术套管下井顺利。
原因分析：钻进过程中地质要求目的层垂深上移5m，为满足地质要求，提高造斜率，造成该井段狗腿较大，增加了通井遇阻机会;钻具输送电测上提时在3288m遇卡，在该井段开泵循环倒划，电测管柱的循环通道在侧面，开泵循环时直接刺井壁，导致该段井壁被破坏;在3236-3353米井段存在两个较长的泥岩段，使用反循环打捞篮在3276-3288m井段捞获的掉块，结构破碎，极易造成剪切磕碰井塌。