长庆油气工艺研究院技术攻关多点“开花”
2009/12/22
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来源：中国石油石化工程信息网
勘探与钻采工程
[长庆石油报2009年12月18日] 2009年，油气工艺研究院紧紧围绕公司“1277”科技工程，面向苏里格气田与超低渗透油藏区块，以提高单井产量、降低钻井成本、快速建产为核心开展技术攻关，取得了丰硕成果，为油田公司冲刺3000万吨、实现5000万吨奋斗目标提供了有力的技术支撑。
多层系开发钻井工程试验达到预期效果。针对超低渗油藏多层开发难点，该院遵循低成本开发思路，开展双中靶钻井工艺技术研究和试验。通过井身剖面优选与井网的适应性研究、层间跨距与井身剖面适应性研究，确定了“直-增-微降-稳”的井身剖面方案；通过丛式井平台井数优化、双靶井井眼轨迹控制技术研究和防碰绕障技术研究，确定了PDC复合钻井方式，开展了PDC钻头优化及小井斜稳方位的钻具组合优化研究，现场完成61口双靶井试验，双中靶率100%，钻井速度提高7%左右，井身质量全部达标，消除了多层系开发中存在的钻井技术疑虑，为多层系开发提供了有力支撑。
加强水平井攻关技术，钻井速度明显提高。通过优化设计和现场实践，井身结构和完井方式由“51/2“套管+筛管完井”优化为“41/2”套管+筛管完井”或“裸眼封隔器分段完井”。经过井身剖面优化及PDC钻头为主的提高钻速攻关试验，取消了实施导眼井，钻井周期大幅度缩短，由原来的90多天缩短到目前的40天左右。水平井无线随钻测量技术的应用，提高了储层钻遇率，平均储层钻遇率比2008年提高了11%。
苏里格气田丛式井组优化开发技术取得新进展，钻井速度不断提高。通过优化定向井井身剖面，优选苏东、苏14、桃2、苏36区块的PDC钻头及钻井参数，完成了定向井钻具组合优化技术研究，形成了苏里格气田丛式井组开发新模式，丛式井比例大幅提高。现场试验丛式井145口，占当年完钻井的75.6%；平均钻井周期23.94天，比2008年降低5.7%；钻井周期20天以内的井占37%；平均机械钻速同比提高4.6%。
多层系开发钻井工程试验达到预期效果。针对超低渗油藏多层开发难点，该院遵循低成本开发思路，开展双中靶钻井工艺技术研究和试验。通过井身剖面优选与井网的适应性研究、层间跨距与井身剖面适应性研究，确定了“直-增-微降-稳”的井身剖面方案；通过丛式井平台井数优化、双靶井井眼轨迹控制技术研究和防碰绕障技术研究，确定了PDC复合钻井方式，开展了PDC钻头优化及小井斜稳方位的钻具组合优化研究，现场完成61口双靶井试验，双中靶率100%，钻井速度提高7%左右，井身质量全部达标，消除了多层系开发中存在的钻井技术疑虑，为多层系开发提供了有力支撑。
加强水平井攻关技术，钻井速度明显提高。通过优化设计和现场实践，井身结构和完井方式由“51/2“套管+筛管完井”优化为“41/2”套管+筛管完井”或“裸眼封隔器分段完井”。经过井身剖面优化及PDC钻头为主的提高钻速攻关试验，取消了实施导眼井，钻井周期大幅度缩短，由原来的90多天缩短到目前的40天左右。水平井无线随钻测量技术的应用，提高了储层钻遇率，平均储层钻遇率比2008年提高了11%。
苏里格气田丛式井组优化开发技术取得新进展，钻井速度不断提高。通过优化定向井井身剖面，优选苏东、苏14、桃2、苏36区块的PDC钻头及钻井参数，完成了定向井钻具组合优化技术研究，形成了苏里格气田丛式井组开发新模式，丛式井比例大幅提高。现场试验丛式井145口，占当年完钻井的75.6%；平均钻井周期23.94天，比2008年降低5.7%；钻井周期20天以内的井占37%；平均机械钻速同比提高4.6%。