巴肯致密油钻完井技术课件

1,巴肯致密油开发钻完井技术,2014年05月,西南石油大学 付建红,2,巴肯油田地层分层,3,4,垂深:24383200m 水平段长度：10003000m 裸眼分段压裂,一开：13 1/2bit下9 5/8套管，二开8 的钻头下7套管（OBM），三开6钻头，有时下4.5寸尾管，多数情况裸眼分段压裂，盐水钻井液,巴肯油田典型井身结构,一开（ 13 1/2bit ，0640m） 牙轮钻头 清水钻井液 井斜控制 单点测斜,5,二开（ 8 井眼） 油基钻井液 1014/30m的造斜率，LWD控制井眼轨迹 镶齿钻头或PDC钻头钻至中巴肯组,6,巴肯油田典型井身结构,三开（6”井眼） 水平井段长度9000ft10000ft 采用盐水钻井液体系,7,巴肯油田典型井身结构,钻井时效,8,水平段钻井需要关注 增加机械钻速 减少因钻具或机械设备失效、起下钻等导致的非生产时间 减少滑动钻井井段长度，并增加滑动段井眼的机械钻速,9,长位移水平段钻井技术,增加机械钻速 优选钻头 增加钻头的机械能力（增加钻压和转速） 增加钻头水力能量（排量270GPM），钻头压降2.413.1MPa，最后通过改用新型螺杆，钻头压降增加到6.898.96MPa，机械钻速增加了60%,10,长位移水平段钻井技术,11,长位移水平段钻井技术,12,长位移水平段钻井技术,提高钻井时效 振动引起的钻具及MWD失效 高钻压引起的螺杆失效 螺杆制动及螺杆AKO出问题,13,长位移水平段钻井技术,钻柱振动引起的钻具失效,14,减少滑动钻井时间 钻柱变性（屈曲）增加了摩阻，钻头难以获得有效钻压 使用高性能螺杆，缩短轨迹调整时间 使用井下工具（轴向振动工具）降低摩阻,15,长位移水平段钻井技术,钻柱的屈曲导致摩阻增加,16,17,F井 钻压11klb TOB1.8kftlb RPM65,钻柱摩阻扭矩预测,钻柱摩阻扭矩分析,18,19,20,钻柱摩阻扭矩分析,21,钻柱摩阻扭矩分析,Targeted Bit Speed,22,井眼轨迹控制,23,地质导向钻井,24,25,地质导向钻井,26,常规的旋转导向钻井造斜率不高，井眼曲率通常为5/30m8/30m。 部分区块部分井段造斜率高达12/30m，甚至15/30m，常规RSS已不能满足要求。 高造斜率RSS采用一个位于钻头正上方的非旋转导向短节，携带3个独立的导向块，精确控制井壁的受力方向，使得钻头和下部钻具组合在导向短节的作用下向指定的方向钻进,27,旋转导向钻井,远程遥控钻井技术,凭借该技术，定向钻进、地质导向、随钻测量等作业可被远程操控 应用该技术后平均机械钻速提升了近50%,28,井间距的选择,29,对于开发较成熟的巴肯组中部致密油，布井密度大约为2.59km2/井组，巴肯组致密油水平井并非都是沿着一个方向，早期仍以多分支井水平井开发为主。水平井长度600m2800m，压裂级别为830级,井眼沿最大水平主应力方向分布，那么裂缝将沿着井眼轴线方向发展；井眼方位沿着最小水平主应力方向，压裂时则产生与井眼轴线方向垂直的垂直缝。,布井模式及井眼方向,31,巴肯致密油井井身结构为16”或者20 ”的导管下到15-61m，9 5/8”套管下到457-610m，7”套管A点，然后打开产层，下入4.5”的尾管。完井方式从由直井小规模的压裂发展到如今的裸眼分段多级压裂完井。,完井方式,32,井工厂钻井,33,井工厂钻井,34,井工厂钻井,35,工厂化压裂,同时多层压裂技术的应用,36,工厂化压裂,37,过去的10年时间内，水平井的水平位移越来越长，从水平井发展到双分支水平井，如PetroBakken of Canada公司，以前水平井位移是600m，8级压裂，发展到后来的水平井位移是1400m，15级压裂，最近双分支水平井的水平位移达到2800m，采用30级水力压裂。,巴肯油田技术发展与展望,致密油钻井关键技术,适合于工厂化水平井钻井的轨迹优化设计 水平井水平段长度 水平井井间间距 水平段方向 三维轨迹设计 长位移水平井的轨迹控制技术 几何导向钻井技术（MWD，EMWD） 地质导向钻井技术（LWD） 旋转导向钻井技术（RSS）,38,致密油钻井关键技术,长位移水平井钻柱优化设计技术 摩阻扭矩预测与分析 降摩减阻工具 井工厂钻井直井段井眼防碰技术 扫描分析 误差分析 防碰工艺技术,39,致密油钻井