普光气田大斜度井和水平井井身结构方案分析
普光气田超深水平井录井难点及对策
普光气田超深水平井录井难点及对策Puguang Gas Field Over Deep Horizontal Well Mud LoggingDifficulties and Precautions徐建敏惠卓雄摘要：本文就普光气田超深水平井录井过程中存在的技术难点加以分析和研究，探讨出一种有别于传统直井的水平井录井技术方法和对策，该方法对同类型井的录井施工具有参考意义。
Abstract: This article analyze and research on the technical difficulties during the mud logging process of Puguang Gas Field over deep horizontal well. It discusses a horizontal well mud logging technical method and countermeasure which is different from the traditional way. This method can be referenced when mud logging the same type of well.关键词：普光气田，录井，水平井，对策Key word: Puguang Gas Field, mud logging, horizontal well, countermeasure一、引言普光气田位于四川宣汉县普光镇，由于受山区地理条件的限制及地下构造情况和开发方案的制约，钻井多为定向井及水平井。
然而，水平井的钻井施工与直井相比有较大的风险性，如钻井事故风险增大、达到地质目的的难度增大等。
所以水平井地质导向技术和工程预报是水平井成功钻探的关键。
同时水平井钻井也给现场地质录井工作带来了极大的困难，如钻井工程需要使用螺杆加PDC钻头的钻进方式来提高钻井时效以及钻具结构、井眼复杂所带来的岩屑运移方式的改变形成的岩屑细小且代表性变差，造成岩屑定名和描述困难，由此带来层位确定的困难，超深井井下情况的复杂化使得综合录井仪的工程参数检测和异常预报难度加大等。
大斜度井,水平井的钻井泥浆技术
大斜度井,水平井的钻井泥浆技术
田志坤
【期刊名称】《国外钻井技术》
【年(卷),期】1995(010)005
【总页数】4页(P29-32)
【作者】田志坤
【作者单位】无
【正文语种】中文
【中图分类】TE243
【相关文献】
1.水平井大斜度井钻井液流变参数调控技术的实验研究 [J], 雒贵明;刘德辉;侯福秋;靳连胜;曹俭
2.水平井和大斜度井钻井技术应用 [J], 刘耀武
3.长庆油田定边区块长8组目的层水平井和大斜度井钻井技术应用 [J], 党克军;何璟彬;杨英峰;王增年
4.简析吐哈油田浅层稠油水平井及大斜度井钻井工艺技术 [J], 王品德;杨立军
5.塔里木轮南奥陶系碳酸盐岩高压油气藏水平井及大斜度井欠平衡钻井技术 [J], 俞新永;周建东;滕学清
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大斜度井(含水平井)岩屑传输新模型的推导
大斜度井(含水平井)岩屑传输新模型的推导
rsen;顾军
【期刊名称】《吐哈油气》
【年(卷),期】1997(000)004
【摘要】本文介绍一种新的设计模型,用它钻井工程师便可选出大斜度(55～90°)井内安全钻井的特有水力参数。
在5英寸全尺寸流动环路中进行了多方面的岩屑传输实验研究之后,导出了有关的经验方程。
用此模型可预测多数给定钻井作业条件下的所需临界传输流速(CTFV)、平均岩屑传输速度(CTV)和环空岩屑浓度。
【总页数】8页(P86-93)
【作者】rsen;顾军
【作者单位】
【正文语种】中文
【中图分类】TE21
【相关文献】
1.大斜度井段小尺寸岩屑临界再悬浮速度力学模型 [J], 陈修平;王明波;仲冠宇
2.冀东油田大斜度井及水平井岩屑床厚度分析 [J], 王文广;翟应虎;黄彦;李祥银;尹爱华;高志华
3.大斜度井两层稳定模型岩屑传输规律研究 [J], 汪志明;张政
4.大斜度井及水平井眼中岩屑运移模式的新发展 [J], 汪海阁;Lars.,TI
5.大斜度井段岩屑床休止角预测模型的建立及修正 [J], 孙晓峰;张克博;袁玉金;倪晓东;陈烨
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大斜度井水平井井下作业工艺
大斜度井水平井井下作业工艺大斜度井的作业工艺是指在地下以一定倾斜角度钻探井眼，并进行相应的井下作业。
这种作业方式常用于开发深层、复杂地层的石油井，能够有效地提高勘探和开采效果。
以下是大斜度井平井井下作业工艺的简要描述：1. 设计和规划：在进行大斜度井井下作业之前，需要进行详细的设计和规划。
根据井区地质特征和目标层位的位置，确定井径、井眼倾角、井眼方位等参数，并制定相应的施工方案。
2. 井下钻井：首先进行垂直段的钻井作业，直至达到设计好的目标井深。
然后，在井底进行方向控制操作，借助测斜仪和方位工具，调整钻头的方向，使井眼逐渐倾斜。
3. 钻井工具和液体的选择：为了适应大斜度井的钻井要求，需要选择合适的钻井工具和液体。
钻头和钻具需要具备较强的耐磨性和稳定性，以应对高强度的岩石破碎和井眼稳定的需求。
钻井液需要具有足够的密度和黏度，以防止井眼坍塌。
4. 井壁稳定：在大斜度井钻井过程中，井眼的稳定是一个重要的问题。
使用钻井液来冲刷井眼，清除岩屑，并形成一层薄薄的泥浆膜来维持井壁的稳定。
此外，还可以采用固井材料来加固井眼。
5. 测斜测井：在井下作业过程中，需要经常进行测斜和测井操作，以确保井眼的正确位置和方向。
通过测斜仪和测井工具，可以获取井眼倾角、井眼方位和目标层位的信息，为后续作业提供准确的导向。
6. 井下作业：完成大斜度井的钻井后，可以进行其他井下作业，包括套管运送、油管装设、水泥固井、采油和注水等。
这些作业需要根据具体的井下条件和要求进行，以完成井眼的有效开发和管理。
总结而言，大斜度井井下作业的工艺较为复杂，需要精确的规划和执行。
通过合理的设计、优质的钻井工具和液体，以及准确的测斜和测井操作，可以实现大斜度井的安全钻井和有效开发。
这一技术的应用能够提高原油产量和石油资源的利用率，对于石油工业的发展具有重要意义。
大斜度井的作业工艺是油田开发中的重要一环。
它通过井眼的倾斜和方向控制，能够更好地应对复杂地质条件和开采需求，提高油田的生产效益。
P305—2井生产情况分析
现象。
射孔酸压 层位 ：长 兴组 ５ ７ ８ ８ ～ ５ ８ ５ ０ ． ０ ｍ， 井 段跨 度 ６ ２ ． ０ ｍ，累 计射 孔 酸压 厚 度 ５ ９ ． ４ ｍ／ ９ ｎ 。压 裂液 总量 １ ０ ５ ． ６ ｍ。 ，最 高泵 压 ６ ２ ． ５ ＭＰ ａ ，一 般 排量 １ ． ５ ｍ３ ／ ｍｉ ｎ ，停泵 压力 ２ ９ ． １ ＭＰ ａ 。 根 据 取 得 气 样 化 验 情 况 ，气 体 主 要 成 分 为 甲 烷 ， 甲 烷 含 量 ７ ７ ． ４ ０ ％ ，乙烷 ０ ． ０ ３ ％，丙烷 ０ ． ０ ０ ％ ，二 氧 化 碳 １ ０ ． ７ ０ ％、 硫 化 氢 １ ０ ． ９ ９ ％、氮气 ０ ． ６ ０ ％、氦气 ０ ． ２ ５ ９ ％；Ｈ ２ Ｓ 含量 为 １ ５ ７ ． ６ ９ ９ ｇ ／ ｍ３ 。根据 酸 化后放 喷求产 井 口油压 、温 度及气 产量 等数据得 出：８ ａ ｒ ｍ 气 嘴求产 油压 ３ １ ． ６ ＭＰ ａ ，产 量 为 ３ ６×１ ０ ４ ｍ ／ ｄ 。 同时 ，根 据井 口压 力温 度数 据 折 算井底 流压计 算出无 阻流量为 ９ ４ ． ０ ８ Ｘ １ ０ ｍ 。 ／ ｄ 。
表１ － ２ Ｐ ３ ０ ５ — ２井 无阻流 量计算结果匿力 无阻流量
ｍ １ ０ ＇ ｍ３ ／ ｄ 胁 Ｍｐ ｈ 住ｌ ａ 胁 １ ０ ４ ｍ３ ／ ｄ
第 二 阶段 ：平 稳 生产 期 ， 日产 气 量 １ ５万方 ， 天 ， 日产 液 量 ２ ． ４ Ｉ Ｉ １ 。 ／ ｄ，液气 比 ０ ． １ ６，单位 内压 降 １ ８ ． ３ ＭＰ ａ ／ ｌ Ｏ ８ ｍ。 。 第三 阶段 ：出现 水侵征 兆 ， 日产气 量 ２ Ｏ 万方 ／ 天 ， 日产液 量 ３ ． ２ ｍ 。 ／ ｄ ，液气 比 ０ ． １ ６ ，单位 内压降 ３ ． ９ ６ ＭＰ ａ ／ １ ０ ８ ｍ。 。由于底水能 量补充 ， 造成油压 下降慢的现 象 。 第四 阶段 ：生 产较 为异常 ， 日产气 量 ２ Ｏ万方 ， 天 ， 日产液 量缓慢 增至 ５ ． ４ ｍ。 ／ ｄ ，液气比 ０ ． ２ ８ 。由于批处理 、更换腐 蚀挂片等 原因造成 ４ 次开关 井 ，出现油 压异常 下 降的现 象 。采取放 大压 差携液 等措 施 ， 目
大斜度井、水平井射孔技术发展现状
二、国内技术现状
（1）変孔密射孔技术
影响水平井高效生产的因素很多， 影响水平井高效生产的因素很多，对于套管射孔完井的水平井 而言，由于流体在水平井筒内的流动为变质量流， 而言，由于流体在水平井筒内的流动为变质量流，在水平井筒内必 然因流体的流动而引起压力损失， 然因流体的流动而引起压力损失，造成生产段井壁处的压力非均匀 分布，而这种径向流量的非均匀分布反过来又影响沿生产段井筒流 分布， 动方向的压力降分布。 动方向的压力降分布。因而油藏内的渗流与生产段井筒内的流动存 在一种耦合的关系。 在一种耦合的关系。 根据油藏特性、测井资料、井身轨迹、固井质量等资料， 根据油藏特性、测井资料、井身轨迹、固井质量等资料，优化 设计水平井分段数量、段长、射孔参数，发挥各射孔段的开发潜能， 设计水平井分段数量、段长、射孔参数，发挥各射孔段的开发潜能， 分段数量 达到了提高采收率的目的。 达到了提高采收率的目的。
控水稳油要求
不均匀射孔控水机理
不均匀射孔完井
二、国内技术现状
（2）水平井限流压裂射孔技术
通道 射孔作为液流通道，在 压裂时具有重要作用： 压裂时具有重要作用： 调节破裂压力的大小 控制裂缝的初始方位 调整层间进入液量 孔方位 射 孔 参 数 （ 射 孔 方位 、 孔密、 孔径、 孔深等） 孔密 、 孔径 、 孔深等 ） 优化 主动改变压裂施工工艺的 是 主动改变 压裂施工工艺的 有效手段之一 。
二、国内技术现状
射孔层分段射孔的优势
①水平井射孔程度存在一个最优的控制范围； 水平井射孔程度存在一个最优的控制范围； ②射孔位置越靠近水平段根部产量越大； 射孔位置越靠近水平段根部产量越大； ③打开80%可以获得96%的产能，打开60%可以获得90%的产能； 打开80%可以获得96%的产能，打开60%可以获得90%的产能； 80%可以获得96%的产能 60%可以获得90%的产能 ④底水突破时间随配产量的增加而提前，并不随水平射孔段长度的 底水突破时间随配产量的增加而提前， 增加而延长
普光气田整体固井工艺技术
普光气田整体固井工艺技术李铁成1 周仕明2【摘要】普光气田是国内首个投入开发的海相气田，具有高温高压高含硫的特点，同时存在地层复杂、气窜、漏失、长裸眼小间隙、大斜度和水平井以及存在盐膏层等几乎所有固井中可遇到的技术难题，固井难度国内罕见。
通过分析储层特性和单井井况，优选了防腐防气窜水泥浆体系，应用分段压稳设计模型进行水泥浆柱结构设计，同时采取高抗挤低密度水泥浆技术、正注反挤工艺、水平井提高顶替效率等措施，形成了普光气田高含硫气井固井综合技术。
现场应用表明，固井质量得到了保证，满足了普光气田开发的要求。
【期刊名称】石油钻探技术【年(卷),期】2011(039)001【总页数】5【关键词】普光气田；气井；固井；水泥浆◀钻井完井▶普光气田作为国内最大的陆上高含硫天然气田，具有高温高压高含硫的特点，同时地层复杂，喷漏同层，裸眼长，间隙小，固井难度极大。
在加强固井技术管理的基础上，通过技术攻关，针对普光气田海相产层“三高”的特点，以及陆相地层喷漏同层并存在盐膏层的地质特点，进行了高压防腐防气窜水泥浆体系优选、气层压稳设计、综合防漏、高强度低密度水泥浆体系、提高长裸眼小间隙固井顶替效率和水平井大斜度井固井技术方面的研究，最终形成了普光气田高含硫气井综合固井技术，保证了普光气田的固井质量，满足了该气田开发的要求。
1 普光气田地质特征及固井技术难点1.1 地质特点普光气田位于宣汉地区黄金口构造带，侏罗系上统地层以棕紫色泥岩、粉砂质泥岩间夹灰紫色粉砂岩及细砂岩为主，地层不稳定，地层压力相对较低，承压能力差；侏罗系中统及下统地层发育有多套含气层，气侵、井涌、井漏等复杂情况时有发生，且地层压力逐渐升高；须家河组陆相地层以砂岩与泥岩互层为主，地层软硬交错，砂岩可钻性差，泥岩易坍塌，地层不稳定。
主力产层飞仙关组和长兴组地层，以裂缝性、孔隙性和溶洞性气藏为主，缝间连通性较好。
1.2 固井技术难点普光气田是比较典型的高压高产气藏，同时存在井涌和井漏等复杂情况，固井难度极大。
P106—2H水平井试气投产作业技术及难点分析
P106—2H水平井试气投产作业技术及难点分析【摘要】普光气田是我国特大气田，构造上位于四川盆地川东断褶带黄金口构造带普光构造，P106-2H部署在该构造上的一口水平开发井。
具有井斜度大、水平井段长、高温、高压、高含H2S、CO2 的特点，前期处理井筒、酸洗、射孔、难度大。
本文对P106-2H的投产作业施工进行描述，该井通过酸洗、防喷器射孔、屏蔽暂堵、永久封隔器座封完井、酸压改造储层等技术，顺利完成了该井的投产作业施工，并取得了日产天然气62.29×104m3（12mm气嘴）的产量。
这种工艺措施对今后国内外高压、高含硫化氢气田特别是水平井投产开发有一定的借鉴意义。
【关键词】普光气田水平井试气投产作业技术难点分析1 概述普光气田是我国特大气田，主要为海相礁滩相储层，含气层位为三叠系飞仙关组和二叠系长兴组，储层岩石以白云岩为主，储集空间以孔隙为主，裂缝不发育，储层非均质性强，跨度大，属于深层、高产、高温、高压、高含H2S 和CO2 的长井段孔隙型碳酸盐岩气藏。
P106-2H井位于四川省宣汉县普光镇北斗村9组，构造上位于四川盆地川东断褶带黄金口构造带普光构造，是一口水平开发井。
该井完钻井深是6805.00m （垂深：5803.78m），全井最大井斜76.31°，方位22.13°，所在井深6805.00m；阻流环所在井深6427.85m，闭合距1324.66m，闭合方位19.34°，本次投产所选层位是飞仙关组，投产井段为5966.3-6344.8m，跨度378.5m，累计射孔段厚度226.6m。
在施工过程中主要运用倒角油管处理井筒、酸洗，防喷器射孔、屏蔽暂堵漏、优化完井工具，酸压改造储层等技术，本井经过大型酸压后，取得了日产天然气62.29×104m3（12mm气嘴）的产量。
2 技术难点分析（1）投产井多处于山区，道路崎岖，井场狭小，而投产作业井深普遍超过5400m；二者之间的矛盾给作业队伍设备配套、井场布置及设备搬迁增加了难度。
普光气田大湾构造开发井完井难点与对策
泥石造 成腐蚀 ，影 响其 长期 封隔 效果 。
普 光高 含硫气 田作 为 国 内正 式投 入开 发 的第 一 个 海 相 气 田 ，埋 藏 深 、井 温 高 、气 层 厚 度 大 ，
加上 以定 向井 为主 ， 目前正在 开发 的大 湾构 造 主要
２ 完 井 工 艺 比较
通过研 究认 为 ，胶 塞 、水泥 塞 和机 械 塞等 ３种
三 开用 ￣ ４ ． ｌ ２ １ １Ｉｍ钻 头钻 至井斜 ５ 。 ｉ ５ ，然后用 ￣ １ ２２
气藏 为 主 ，缝 问连通 性较 好 。普光 气 田大湾 构造 特 性呈 “ 高 ” 特 征 ，即 高 温 、高 压 、高 含 硫 ， 三
开 发井垂 深均 在 ５５ ０～ ０ １之 间 。一般 气层 压 ０ ６５ ０／ ３
摘 要 普 光气 田大湾 构造 主要 采用 水平 井套 管 完 井 ，其水 平 段 大 量 采用 高 含硫 级 别 的合 金 套
管 ，完井 成本相 当高。为 降低 成 本 ，有 效保 护产 层 ，研 究 了底 部 水 平 段采 用 裸 眼完 井 的可 行 性 ，
比较 了胶塞 、水 泥塞 和机 械塞 等 ３种 完井工 艺 ，并 分析 了技 术 难 点 ，提 出对 大 湾构 造 开 发 井上 部
沉 污染油 气层 ，上 部则 漏封 ；② 如果尾 管悬 挂器 不
能坐 挂 ，尾管 无法 坐底 会造成 施 工失败 。
为保 证这 种完井 方式 安全 有效 ，需 要采取 适 当 的工 艺措施 来 防止上 述风 险 的发生 ，并 能够保 证在 等候 生产 过程 中阻止 产层 气体 上窜 。
０ 引 言
普 光 气 田位 于 川 东北 宣 汉 地 区黄 金 口构造 带 ，
超深水平井技1
超深水平井技术摘要普光204-2H井和普光101-2H井是中原油田普光项目开发管理部布署在普光构造上的两口双靶水平开发井。
普光204-2H井设计井深7001.09m，实际完钻井深7010m（垂深5942.18m），最大井斜81º，井底水平位移1628.10m，水平段长453m。
多点数据显示Ⅰ靶靶心距16.27m，Ⅱ靶靶心距36.14m。
该井钻井周期283.2天，建井周期337.63天。
本井井身质量、固井质量合格，取全取准了各项地质资料，全井发气层45层348.8m，圆满完成了勘探开发任务。
普光101-2H井设计井深6594.32m，实际完钻井深6670m（垂深5718.52m），最大井斜79º，井底水平位移1402.68m，水平段长843m。
多点数据显示Ⅰ靶靶心距3.26m，Ⅱ靶靶心距19.63m。
该井钻井周期280.52天。
一、超深水平井技术难点分析1.二开314.3mm大直径井眼段长,钻进后期泵压高，排量受到极大限制，为钻井液携岩清砂带来困难；中完下套管作业，对动力系统要求高，若有复杂情况处理难度大；2.三开裸眼及水平段较长、井斜大，井眼轨迹控制难度大；长裸眼段解决井下摩阻、井眼净化问题不容忽视；3.防止井下事故与复杂，空气钻阶段主要是钻具事故，泥浆钻阶段主要是S腐蚀；卡，塌，漏及转换泥浆时井壁失稳及目的层H24.大段膏盐层和水平井段井眼稳定问题较为突出；5.钻井液固相控制、抗高温稳定性能要求较高；S中毒事件发生尤6.油气层裸露段长，做好井控工作，严防井控事故、H2其突出；7.完井电测问题；8.中完，完井套管下入问题。
二、水平井主要技术措施：（一）、做好井眼轨迹控制1. 上部陆相地层普遍存在着地层倾角大，局部小褶皱多，自然造斜率较强等特点。
2.定向段严格控制造斜率,保证井眼轨迹圆滑。
（二）严格控制造斜率,保证井眼轨迹圆滑。
1. 由于井斜大，水平位移长，海相地层复合钻井钻速快，大斜度井段钻屑浓度高，极易在井眼下井壁堆积形成岩屑床，导致扭矩增大，摩阻升高，发生阻卡现象。
普光105丛式井平台井身结构的设计与应用
ｎ ， Ａ ｎｂ １ Ｄ ｌｎ ｅｈ ｏ ｇ ｅｅｒｈＩｓｔｔ ｏ Ｓ ｅｇ ｉ ｅ ， ｏｇｉｇ ｈｎ ｏｇ ５ ０７， ｈ ａ ２ Ｚ ＮＧ —ｉ （ ． ｒｌ ｇＴ ｃｎｌ ｙＲ ｓａｃ ｔｕ ｆ ｈ ｎｌＯｌ ｌ Ｄ ｎ ｎ ａｄｎ ７９ Ｃ ｉ ； ． ｎ ｉｉ ｏ ｎｉ ｅ ｉ ｆｄ ｉ ｙ Ｓ ２ ｎ
速 度 ， 有 较 为 广 阔 的应 用前 景 。 具
关 键 词 ： 身 结 构 ； 平 井 ； 式井 ； 光 气 田 井 水 从 普
中图分 类号 ：Ｅ ４ Ｔ ２３
文献标识码 ： Ａ
文章编号 ：６ ２— ４ ８ ２ １ ）２— ０ ２— ４ １７ ７ ２ （０ ０ １ ０ ２ ０
Ｄ ｅ ｉ ｎｄ Ａｐｐｌｃ ｔｏｎ ｏｆ Ｐｌ ｆ ｍ Ｃａ ｉ ｏｇ ａ ｎ ｓｇｎ ａ ｉ ａ ｉ ａｔｏｒ ｓｎｇ Ｐｒ ｒ ｍ ｉ Ｐｕｇｕａ １ ５ ｎｇ ０ Ｃｌ ｔ ｒ ｕｓ ｅ Ｗ ｅｌ ｌ／ＹＵ Ｃｈｅ ｇ－ ｎ ｎ ｐｅ ｇ ， ＺＨＯＵ ａｈ Ｙ 一
０ 引 言
１ 丛 式井在 开发 普光气 田中的优 势分析 １ １ 普光气 田地 质特 征分析 ． 普光 气 田主 体 构造 依 断层 成 因可分 为 ： 晚燕 山 期南 东方 向挤 压断 层 、 早喜 山期 北 西 向挤 压 断层 和 晚喜 山期北 东 向挤 压 断层 ３种 类 型 ； 断层 走 向可 依 分 为北东 向和北 西 向 ２组 断裂 体 系 ， 主要 包 括 东岳 寨一 普 光 、 普光 ７ 老 君 庙南 及普 光 ３等 ４条 断层 。 、
大牛地气田大斜度井水平井固井技术
在 大斜 度 段 或 水 平 井 段 ， 泥 浆 的 沉 降产 生 的 水 自 由液 极 易 聚 集 在 井 壁 上 侧 形 成 连 续 的 水 槽 或 水 带 ， 能有 效 胶 凝或形 成 足 够的强 度 ， 不 最终 成 为油 气 窜 流 的通 道 。 ２ ４ 井 眼 条件 问题 ． 钻 具 受力 状 况 导 致 井 眼 椭 圆形 状 ， 井 中 由于 钻 地 层 原 因垮 塌 、 块 ， 成 井 径 扩大 严 重 且 不 规 则 。 掉 造
迹 的差 异 。
触 的面 积来 改 变泄 流结 构 ， 增加 油 气层 产能 。 牛地 大 气 田为 了产 能 建 设 的需 要 也 实 施 了大 斜 度 井 、 平 水 井钻 井 。 大斜 度 井 、 水平 井 固井 同直 井和 常规 定 向井 相 比难 度增 大 。 １ 大斜 度井 、 平井 固 井 的难 点 水
循环 洗井 用 的大 排量 应高 于 固井施 工前 的最大 循 环
而套 管偏 心影 响着岩 屑 携带 及顶 替效 率从 而 影 响固 井质 量 。 内实验 及 现场 经验 表 明 ， 室 只有 居 中度大 于 ６ ， 水泥 质 量才 有保 证 。 ７ 注
２ ３ 自 由 液 问 题 ．
１ １ 套 管 的 安 全 下 入 问 题 ．
３ 大牛 地气 田大 斜 度井 、 水平 井 固井 采取 的工 艺 技
术 措 施 ３ １ 井 眼 准 备 ．
强 化 井 眼准 备 ， 确保 套 管 的顺 利下 入 和 顶 替 效 率 的提 高 。
井斜 角 、 位 角变化 很 大 的弯 曲井 眼 内 ， 方 套管 能 否顺 利通 过 首 先取决 于 套管 管体 允 许 的弯 曲半径 应 小 于井 眼实 际 的 弯 曲半 径 ， 因此 下 套 管 前 必 须 以实 际 资料 进行 弯 曲度 和摩 阻两 方 面 的校核 。
勘探案例分析-普光气田
普光—陡坡纵向加积沉积模式
特点：坡度大，15度左右，纵向加积明显，储层厚度大，前积体不发育。
相带展布类似于经典的威尔逊模式，储层最大厚度达410m（普光2井）。
陆棚
斜坡
Байду номын сангаас
台地边缘
开阔台地
局限台地
明确了川东北地区台缘礁滩相储层发育及展布规律，发现了 大型台缘礁滩储层发育区
通南巴黑池梁 南江 镇巴
普光 元坝
通过该套技术酸压改造获得工业气流15口井19层，酸压施工成功率100% 元坝区块在勘探试气工程方面刷新四项新记录，取得显著效果。 ①创国内超深大斜度井测试之最。成功实现元坝
－ 1 侧 1 井 56.12°的大斜度、 7427.22m 的超深井的酸 化测试联作。卡瓦式封隔器在大斜度超深井座封一次 成 功 创 历 史 新 高 ， 封 隔 器 座 封 井 深 7116m 、 井 斜 56.12°、4次增斜4次降斜等复杂井身条件。
雷口坡-嘉陵江 组膏盐岩滑脱层 厚度200-300m
河坝1井
元坝1井 普光2井
4、总结了2种不同类型油气成藏富集模式 ①普光礁滩气藏模式
特点：早期古油藏、中期古油藏裂解气藏，晚期构造调整再富集 差异：普光—调整幅度大，“构造-岩性复合控藏” ；
普光气田 喜山期 调整定型
燕山中-晚期 油藏深埋裂解 燕山早期 形成油藏
5
2、早期暴露溶蚀和白云岩化作用是优质储层形成的主控因素
早期暴露溶蚀形成大量粒内孔、粒间孔
沉积
to
40 35
海底
烃类充注之前 暴露 浅-中埋藏
烃类充注期 中埋藏
气 窗 湿气 干气
淡水溶蚀作用
泥 海 大与 压 晶 水 气胶 实 套 胶 淡结 结 水 溶 蚀
大斜度井、水平井冲砂作业方法探讨孙国海张广辉袁冲高迎朋
大斜度井、水平井冲砂作业方法探讨孙国海张广辉袁冲高迎朋发布时间：2021-10-07T03:15:59.133Z 来源：《基层建设》2021年第18期作者：孙国海张广辉袁冲高迎朋[导读] 随着大斜度井、水平井钻井技术的发展，国内各大油田水平井井数逐年增大，储层改造规模的不断提升大港油田井下作业公司第二修井分公司摘要：随着大斜度井、水平井钻井技术的发展，国内各大油田水平井井数逐年增大，储层改造规模的不断提升。
近几年大港油田推广丛式井场，水平井冲砂、通井等问题日益凸显，修井工作量不断增加，伴随而来的修井作业工作量也逐年增多；由于大斜度井、水平井其井身结构和完井方式的不同，与常规修井作业相比，施工方法和相配套的井下工具也应随之改变。
本文结合现场施工情况谈谈大斜度井、水平井在冲砂方面的几点认识。
关键词：水平井；大斜度井；修井作业随着大港油田丛式井场的推广应用，大斜度井、水平井越来越多，相应的修井工作量也随之增加。
与直井相比大斜度井、水平井的修井工作有很多不同点，通过对水平井冲砂作业相关内容的探讨，以完成快速、高效的修井作业。
一、大斜度井、水平井的定义及特点大斜度井的定义：钻井斜长与垂深之比大于2,井斜角在60至86°之间的定向井;有的专家和学者把井斜角大于55°的井也叫大斜度井;水平井的定义：水平井是井眼轨迹同油层的走向基本一致,井斜角不低于86°的特殊定向井。
水平井是由直井段、造斜段、水平段及多段射孔构成。
大斜度井、水平井修井作业的特点：①管柱在套管内起下的负荷变化较大，不容易对井下情况作出判断；②常规修井工艺方法无法实施，即使简单的冲砂工艺也很困难；③地层砂进入井筒砂粒更容易沉积，易在长井段形成“砂床”，管柱在起下过程中受到的摩擦力增大；④大斜度井段管柱贴近套管底边，长井段中的管柱在钟摆力和摩擦面积大的双重作用下，容易形成卡钻；卡钻后不容易处理，因为解卡时拉力损失较大，很难传递到卡点；⑥倒扣时扭矩不易传到中和点，造成起下管柱次数多，大大延长施工周期；⑦进入造斜段和水平段后，随着井筒中心轨迹的偏移和地球引力的影响，施工管柱的受力特性发生了变化，大大地增加了水平井修井作业的难度和风险。
普光气田储层特征及测井解释方法
普光气田储层特征及测井解释方法
普光气田在飞仙关组-长兴组海相碳*盐岩地层发育厚层天然气藏,储层类型以孔隙-孔洞型为主,局部有裂缝发育,储层厚度大,埋藏深度大.如何准确确定地层的岩*和计算储层参数是测井解释评价的关键.通过对岩心和测井资料的分析,对储层岩*、物*、电*和含气*进行了分析研究,并建立了相应的储层参数测井解释模型.应用结果表明,该方法提高了储层参数计算和解释精度,在普光气田开发井测井解释中得到了推广应用.。
普光气田超深水平井暂堵后防卡技术研究
普光气田超深水平井暂堵后防卡技术研究范小波;任生军;丁洁茵;王均;傅伟;姚金兵【摘要】普光气田储层普遍具有埋藏深、硫化氢含量高、产量大等特点,该气田中的超深水平井存在储层跨度大、水平段长、摩阻高、循环过程中低边无法有效循环到位、射孔后筛管以下井段无法建立循环、暂堵施工后水平段残留大量暂堵浆等问题,常常造成完井管柱下入途中遇阻卡等复杂情况。
暂堵后防卡技术旨在通过对普光气田超深水平井射孔暂堵后的暂堵浆排出方式、使用的压井液性能等方面展开优化研究,以形成一套有效的超深水平井暂堵后防卡技术,保证普光气田的有效开发,并为该类川东北地区水平井的开发作业提供参考。
【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2010(032)B11【总页数】4页(P84-87)【关键词】普光气田;超深水平井;暂堵;防卡技术;完井管串;压井液;排出方式【作者】范小波;任生军;丁洁茵;王均;傅伟;姚金兵【作者单位】中国石化西南石油局井下作业公司,四川德阳618000【正文语种】中文【中图分类】TE28普光气田的超深水平井常采用射孔后立即暂堵、下入酸化、测试生产联作管柱的完井方式，射孔作业是在井口装有防喷器情况下进行。
为确保射孔后的安全起下管柱作业，降低压井液对已射孔储层的污染伤害，通常采用屏蔽暂堵方法对储层进行保护。
而在暂堵施工时为防止射孔枪及套管变形造成射孔管柱被卡，需将射孔管串提离射孔段后再进行暂堵及循环洗井排出多余暂堵浆作业，由于循环位置（筛管位置）与射孔段之间距离较远（几百米到一千多米不等），筛管以下井段无法建立循环，致使水平井段残留了大量暂堵浆，由此造成后期在下完井管柱时出现管柱遇阻卡的复杂情况发生，严重影响了正常生产作业。
1 普光气田暂堵技术及工艺简介1.1 产生背景普光气田储层埋藏深，跨度大、地层渗透率差异大、硫化氢含量高、储集层压力系统复杂，多压力体系安全窗口窄（一般在0.5~1.0 MPa），在射开气层后投产测试及后续起下射孔管柱和生产管柱作业过程中，起下管柱引起的压力激动容易造成井漏或气侵等井下复杂情况，严重的将导致井涌甚至井喷等事故。
大斜度井、水平井井下作业工艺
大港油田井下作业公司
常规水平井井下作业技术
双作用泵、并联泵 • 适用于地层供液能力强，要求
排量高的水平井和分支水平井。 结合地面变频技术，具有节能， 排量调节范围大，调节方便， 一次投入少的优点
• 日产液 110-295方/日
大港油田井下作业公司
常规水平井井下作业技术
电泵 • 适用于地层供液能力强，要
（倍）
滤砂筛管完井与射孔完井方式对比
每米 布孔数 （个）
一周 每米 布孔排 孔数 （行） （个）
孔眼渗
流面积 (mm2)
每米供
液面积 （mm2）
井筒通
道面积 (mm2)
13.6 11
143 11225.5 687660 11493
12
942
942
3017.5
11.9 11.9
730
3.8
最小 通径 （mm)
大港油田井下作业公司
4、替泥浆量不同
常规水平井井下作业技术
水平井水平段液体与常规井流态不同，加之 钻井过程为了减少磨阻部分井泥浆中混入了原 油，替泥浆液量一般达井筒容积4倍，相当于 同深度常规井新井投产的2～3倍。
大港油田井下作业公司
常规水平井井下作业技术
5、射孔方式不同
水平井射孔一般不负压、定向射孔、液压延时引爆 采用油管输送方式 射孔相位角根据钻井轨迹和不同油藏的生产特点
抽油杆
抽油泵 筛管 丝堵 丢手桥封 筛管 丝堵
大斜度井、水平井的概念及特点
直井段生产管柱
大港油田井下作业公司
大斜度井、水平井的概念及特点
常规防砂管柱
大港油田井下作业公司
大斜度井、水平井的概念及特点
分层生产管柱
普光气田超深水平井钻井液工艺技术
普光气田超深水平井钻井液工艺技术普光气田超深水平井钻井液工艺技术的论文摘要超深水平井的钻井液是钻井过程中至关重要的一种物质，影响着整个钻井过程的效率和成本。
本文针对普光气田超深水平井的特殊地质条件和地形条件，结合基本的钻井液工艺理论，探讨了一种适合该气田的钻井液工艺技术方案。
关键词：超深水平井；钻井液；普光气田引言随着油气资源的日益枯竭和市场需求的不断增长，在油田勘探和开发领域，超深水平井逐渐成为一种新兴的勘探和生产方式。
普光气田是国内大型气田之一，其井深超过了4000米，是典型的超深水平井，对钻井液工艺技术提出了非常高的要求。
本文从普光气田的地质特征、地形条件和钻井液工艺基本理论出发，探讨了一种适合该气田的钻井液工艺技术方案，旨在提高钻井效率和降低成本，为该气田超深水平井的钻井工作提供可行可靠的技术支持。
一、普光气田的地质特征与地形条件普光气田位于广东省梅州市，是一个典型的海相-陆相过渡气田，其产气层主要为新近系深灰色白云岩-灰质白云岩和石家庄组灰岩。
气井井深超过4000米，钻井过程中地层稳定性差、温度高、压力大，且容易出现井眼塌陷现象，对钻井液工艺技术提出了很高的要求。
二、钻井液的组成和性能需求在普光气田的钻井液工艺技术应用中，要考虑以下几个方面的因素：（1）钻井液的基本组成和性能需求：根据钻井液基本属性和井下地质状况，选择合适的钻井液组分，并且要求钻井液必须具备足够的泥浆重力和流动性以抵抗孔壁塌陷，同时能够对井壁进行良好的润滑和冷却，以确保钻井液在井下的稳定运行。
（2）钻井液的抗高温性能需求：钻井过程中井下温度超过100℃，钻井液中的高分子聚合物、悬浮体、分散剂等分子结构很容易受到温度影响而分解变性，因此钻井液必须有足够的热稳定性能，能够承受高温下的作业环境。
（3）钻井液的环保需求：钻井液作为液态废弃物，在处理和排放过程中应当符合环保要求，不能对周边环境造成污染。
三、钻井液工艺技术方案根据以上要求，本文提出了一种适合普光气田的钻井液工艺技术方案，该方案主要包括以下几个环节：（1）钻井液的组成和性能要求分析：在分析普光气田地质条件、温度压力和井眼稳定性等因素的基础上，确定钻井液的基本组分和性能参数。
普光气田大湾区块井身结构优化设计
普光气田大湾区块井身结构优化设计
陈明;冯希忠;于承朋
【期刊名称】《天然气勘探与开发》
【年(卷),期】2011(034)003
【摘要】普光气田大湾区块是普光气田重要的产能接替区.针对原区块井身结构设计方案投资太高的问题,提出了3套优化设计方案,对其使用条件进行了论述,并进行了可行性和风险论证分析,优选出最佳方案.
【总页数】3页(P66-68)
【作者】陈明;冯希忠;于承朋
【作者单位】中国石化胜利石油管理局钻井工艺研究院;中国石化胜利石油管理局钻井工艺研究院;中国石化胜利石油管理局钻井工艺研究院
【正文语种】中文
【相关文献】
1.普光气田钻井井身结构优化设计及管材优选技术
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3.普光气田大湾区块高含硫水平井完井管柱优化设计
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5.普光气田大湾区块套管水平井管柱防卡技术
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石油工程技术
2008年 3 月
染， 充分挖掘储层潜能； 完井工具和施工步骤复 杂， 对工具的可靠性要求高； 钻盲板会对 覫177.8mm 套管造成损伤； 下套管遇阻时， 采用循 环 的 方 式 不 能 消 除 覫177.8mm 筛 管 的 岩 屑 堆 积 ， 下入难度加大。 覫177.8mm 筛管顶部注水泥完井方 案见图 1。
（1） 悬挂筛管完井。 该方法简单、 施工风险 低 。 但 上 述 管 串 结 构 中 ， 覫177.8mm 套 管 下 部 200m 左右为双防合金钢， 磨损较严重。
（2） 筛管顶部注水泥完井 。 该 完井方法中 ， 覫177.8mm 套管采用进 口抗硫套管 ， 覫127mm 无 接 箍套管采用双防套管， 其完井步骤繁杂， 对工具 的可靠性要求高。
大斜度井 水平井 井身结构优选 套管磨损 轨迹控制 普光气田
普光气田是我国海相碳酸盐岩层系最大的气 田， 也是迄今为止在四川盆地勘探中发现的储量 规模最大、 埋藏最深、 资源丰度最高、 储层性质 最 好 、 优 质 储 层 最 厚 、 天 然 气 中 H2S 含 量 最 高 、 天然气干燥系数最大的整装气田[1]。 其构造边部 储 层厚度相对较薄， 直井开发没有工业价值[2]， 因 此 大斜度井或水平井技术成为开发普光气田边部气 藏的有效手段， 而井身结构设计决定着钻井施工 能否顺利实施。
（1） 井下摩阻。 根据该地区已施工完成的定向 井井下摩阻数据反推的 裸眼段摩阻 系数约为 0.3， 套 管 段 约 为 0.25。 考 虑 到 水 平 井 井 下 摩 擦 阻 力 会 有所加剧， 将裸眼段摩阻系数定为 0.4， 套管段定 为 0.3。 根据这些数据， 普光水平井三开井身结构 井下摩阻计算结果见表 1。
普光气田地质条件复杂， 前期钻探中已发现 了诸多问题： 陆相地层可钻性差、 易坍塌、 漏失 严重； 地层倾角大、 易井斜； 目的层埋藏深、 大 斜 度 井 裸 眼 井 段 长 ； 地 层 流 体 含 H2S、 CO2， 易 导 致钻具故障和套管腐蚀[3]。 因此， 井身 结构设计时 需要考虑如下问题。
四开筛管顶部注水泥完井方案见图 3。 2.2.3 方案分析
采用四开井身结构设计， 水平段钻进的安全 性提高、 完井作业管串结构简化、 作业难度降低， 有利于工程实现。 但选用该井身结构方案需要解 决 覫177.8mm 技术套管下部 200m 双防合金套管的
二开 覫314.1mm 井眼 覫273.1mm 套管
第 6 卷第 1 期 2008 年 3 月
石油工程技术 PETROLEUM%ENGINEERING%&%TECHNOLOGY
%Vol.6, No.1 Mar. 2008
牛洪波 崔海林 马凤清
（胜 利 石 油 管 理 局 钻 井 工 艺 研 究 院 ， 山 东 东 营 ， 257017）
根据普光气田的地质特点和钻井难点， 本着工程实现和安全采气的原则， 分析了井下摩阻、 套管磨 损预测、 井眼轨迹控制方法、 地质导向钻井应用技术条件、 完井作业能力等情况， 提出了大斜度井和水平井井 身结构优选的建议。
配合扶正器使用的导向钻井系统具有较好的 稳斜和微增斜效果， 所以推荐使用如下钻具组合： 覫241.3mm 牙 轮 钻 头 +覫172mm ×1° 单 弯 螺 杆 + 覫225～覫238mm 扶 正 器+覫127mm 无 磁 承 压 钻 杆×1 根+覫127mm 斜坡钻 杆×10 根+投 入 式 止 回 阀+旁 通 阀 （实 时 调整 ， 保 持在产层之 上 ） +覫127mm 斜坡 钻 杆 ×100 根 +覫127mm 加 重 钻 杆 ×30 根 +覫127mm 钻杆×3000m+覫139.7mm 钻杆。
表 1 普光水平井三开井身结构井下摩阻预测结果
完井 状态 裸眼
套管
摩阻 系数
0.3 0.4 0.25 0.3
摩擦阻力 （kN）
271.00～350.11 352.78～383.58 381.00～457.00 382.00～625.00
水 平 井 施 工 中 ， 当 井 下 摩 阻 接 近 400kN 时 会 严重影响滑动钻进的能力 （如 DH-2H 井， 井下摩 阻 达 到 400kN 时 滑 动 钻 进 的 施 工 效 率 极 低 ， 且 存 在井下安全风险）。 鉴于雷口坡二段存在盐膏层， 建 议 井 下 摩 阻 大 于 350kN 时 用 旋 转 钻 进 方 式 代 替 滑动钻进， 克服井下摩擦阻力进行钻进破岩。
在 2～5m/h， 200～400m 的 水 平 段 纯 钻 进 时 间 需 要 200h 以上。 如果钻遇漏失、 异常高压等井下复 杂情况， 需要额外增加起下钻次数， 钻具组合和 钻头对双防合金套管的磨损会更严重。 采用美国 成熟软件 CWearTM 的部分功能模块改进的 “套管 防磨接头安放间距优化设计及磨损预测软件” 获 得的初步磨损预测结果如下 （该结果采用的钻速 为 5m/h， 低于该钻速磨损将更为严重）。
%%%% 2.1.1 井眼尺寸
三 开 的 井 眼 尺 寸 通 常 为 ： 覫660.4mm 导 眼 + 覫444.5mm 表层井眼+覫320.0mm 直井眼+覫241.3mm 井眼。 2.1.2 完井方式及管串结构
（1） 固井射孔完井。 管串结构： 覫508.0mm 导 管 +覫346.08mm 表 层 套 管 +覫273.05mm 技 术 套 管 + 覫177.8mm 套 管 。 该 方 法 作 业 工 序 和 管 串 结 构 简 单， 但管串下入时封隔器等工具易受损， 下入难 度较大。 下套管时如果遇阻， 可通过活动管串、 开泵循环等方法解决。
二开封过须家河组 覫314.1mm 井眼 覫273.1mm 套管
导管 覫660.4mm 井眼 覫508.0mm 套管
一开 覫444.5mm 井眼 覫339.7mm 套管
三开 覫241.3mm 井眼 覫177.8mm 套管
图 1 覫177.8mm 筛 管 顶 部 注 水 泥 完 井 方 案 示 意 图
在产层中钻进使用欠尺寸扶正器存在安全风 险， 尤其是钻遇漏失严重或异常高压的井段。 因 此可尝试使用自身不带扶正块的泥浆马达， 根据 使用效果对钻进参数进行相应地调整。
（2） 地质导向。 我们至少需要声波测井、 补偿 中子测井、 岩性密度测井、 伽马和电阻率 （2 条
第 6 卷第 1 期
牛洪波等： 普光气田大斜度井和水平井井身结构方案分析
实现酸化压裂等较为效的后期增产措施。 2.1.3 方案分析
在没有旋转导向钻井系统的前提下， 普光地 区利用三开井身结构实施大斜度井、 水平井钻井 施工， 需要解决井眼轨迹控制和钻井施工期间的 井下安全等问题。 其中， 井眼轨迹控制主要解决 井下摩阻、 利用地质导向指导现场施工、 确保井 下合理的测量环境等 3 方面的问题。
（1） 安全性。 普光气田腐蚀性气体含量较高 （ H2S 平 均 含 量 15.16% ， CO2 平 均 含 量 8.64% ） ， 钻井过程中和后期采气作业生产安全成为井身结 构设计需要考虑的关键问题之一。
（2） 套管磨损。 须考虑套管减磨及效果预测 和评估。
（3） 井下摩阻。 结合摩阻分析对钻具强度进 行校核， 提出井眼轨迹控制方案。
（3） 改进的筛管顶部注水泥完井。 其采用的 管 串 结 构 为 ： 覫508.00mm 导 管 +覫346.08mm 表 层 套 管+覫273.05mm 技 术 套 管+覫177.8mm 技 术 套 管+ 覫139.7mm 筛管。 改用 覫139.7mm 筛管后 ， 下 部 环 空间隙较大， 管串下入难度相对减少。 该完井方 案的井身结构见图 2。
（2） 筛管顶部注水泥完井。 其管串结构为 ： 覫508.0mm 导管+覫346.08mm 表层套 管+覫273.05mm 技 术 套 管 +覫177.8mm 套 管+覫177.8mm 筛 管 。 该 完 井方法的特点是： 可有效避免水泥浆对储层的污
收 稿日 期 ：2007-12-27 改回日 期 ：2008－02－20 作 者 简 介 ：牛 洪 波 （1975—），男 ，1998 年 毕 业 于 中 国 石 油 大 学 石 油 工 程 专 业 ，工 程 师 ，现 主 要 从 事 钻 井 技 术 工 作 。 联 系 电 话 ：（0546）8797402， E-mail: nhb@，通讯地址：山东省东营市北一路 827 号钻井工艺研究院钻井所。
2.2.1 井眼尺寸及管串结构 四 开 常 用 的 井 眼 尺 寸 为 ： 覫660.4mm 导 mm 直 井 眼 +覫241.3mm 斜 井 眼 +覫149.2mm 水 平 井 眼 。 管 串 结 构 ： 覫508mm 导 管 +覫346.08mm 表 层 套 管 +覫273.05mm 技术套管+覫177.8mm 技术套管+覫127mm 筛管。 2.2.2 完井方式
悬挂器
一 开 覫346.1mm×700m 二 开 覫273.1mm×4500m
压缩式管外封隔器
浮箍
盲板
覫139.7mm 筛 管 串 引鞋
分级箍
充填式封隔器
变径
图 2 改进的筛管顶部注水泥完井井身结构示意图
从固井作业的角度来考虑， 射孔完井的固井 井段最长， 需要在水平段固井， 所以其固井质量
的可靠性相对较低， 其他两种方案的效果相近。 从增产措施来考虑， 固井射孔完井方式可以
为了保证钻井和采气作业的安全， 需要封隔 松软的表层、 陆相易漏失/垮塌地层和须家河组底 部 高 压 气 层 。 采 用 覫177.8mm 套 管 封 隔 斜 井 段 可 有效减少裸眼井段， 确保钻井施工安全， 提高完 井作业的可靠性， 但却容易导致套管严重磨损， 后期采气不安全。 目前， 该气田主要采用三开和 四开两种井身结构方案。