气体钻井技术在苏里格气田应用分析1
小井眼套管开窗侧钻水平井技术在苏里格气田中的应用
30一、气田应用小井眼开窗侧钻水平井存在的问题（1）开窗时效差或开窗失败。
（2）环空间隙小，钻井速度慢，石千峰地层易漏失。
（3）钻具柔性强，滑动效率低，螺杆寿命短。
（4）井控风险高。
（5）压裂改造成本高。
二、小井眼套管开窗侧钻水平井技术对策1.提高开窗效率（1）优选开窗侧钻方式。
套管开窗侧钻的主要方式有两种，一种是段铣开窗，一种是采用斜向器开窗。
采用斜向器开窗不仅能保护原井眼，而且侧钻后窗口处井壁稳定性好，因此φ139.7mm 套管斜向器开窗优于段铣开窗。
斜向器开窗分为一体式斜向器和分体式两种。
一体式可以采用MWD测量，坐斜向器和开窗一次性完成，但是存在开泵提前坐封或者坐封失败的现象。
分体式主要是通过陀螺或有线测量，安置好工具面后再投球憋压坐封斜向器，起钻下开窗铣锥。
尽管分体式斜向器坐封成功率高，但是从施工工序来讲，分体式起下钻程序复杂，周期长，采用陀螺测量成本高，因此建议在开窗侧钻井段井斜大于4°，采用一体式斜向器开窗工具加无线随钻的开窗方式。
（2）优化斜向器坐封措施。
①下斜向器前，首先采用φ121.00mm通径规+φ104.80mm钻铤×1根+φ73.00mm 钻杆通井，通井要过窗口以下20m。
在开窗处反复上下活动钻具，充分循环，将井下杂物清洗干净，消除套管壁残余水泥对固定斜向器的影响。
对通井遇阻井段，采用胀管技术或用铣锥进行扩孔到要求尺寸，保证斜向器顺利下入和坐封；②检查斜向器卡瓦是否松动，一体式斜向器连接销钉是否上紧，导管是否畅通，连接到位；③检查定向接头，确保仪器坐键后，鞋口引鞋管槽的方向就是弯接头定向接头键的方向，斜向器的斜面方向与定向接头的键相对位置要量准，绘有草图；④送入钻具要用φ48mm 的通径规通内径；⑤下导斜器过程中要操作平稳，控制下钻速度，遇阻不超过30 kN，钻具不能转动，中途和坐封前不要循环钻井液；⑥ 陀螺测量要考虑陀螺的漂移量，坐键3次以上，测量数据大致相同，调整斜向器斜面至设计方位；⑦若憋压达不到设计压力，检查泵和管汇是否刺漏，判断投球是否到位。
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。
浅析苏里格气田水平井钻井技术
148苏里格气田地质结构复杂，单井产能较低，且中小型边际油气田多。
在天然气开发开采过程中，为了提高产能降低投入成本成为现在发展的主要目标。
进行水平井钻井施工在某种程度上是可以大幅提升单井产能的，水平井钻井技术具有高产、高能及高效的显著特点，可有效的对边际油气田采收率进行一定的提高。
1 苏里格气田地质情况苏里格气田气田上古生界含气层段山西组、下石盒子组，以曲流河、辫状河三角洲沉积，由东北向西南方向倾斜的单斜构造，发育多排小幅度鼻状隆起，砂体较厚，为多层薄段叠加，呈南北方向展布，主力产气层为盒8、山1、山2 。
苏里格气田气田下古奥陶系马家沟组主要发育白云岩气藏，构造上整体为西倾单斜，发育低幅度鼻状隆起，储层主要发育晶间孔及晶间溶孔，孔隙结构为小孔细喉，储层厚度大，气层发育，具有较强的储集能力和产气能力，但非均质性较强，开发难度大，主力产气为马五4~马五6。
2 水平井钻井技术水平井是指油层中井眼延伸至一段距离且井斜角达到85°以上的井，水平井的主要特点是井眼在油层中较长的延伸距离。
水平井的开发一般多用于裂缝性油气藏或者薄油气层的油气井。
水平井按照技术类型可以分为分支水平井、水平井、套管侧钻水平井等。
按照生产用途可分为生产水平井、横向勘探水平井及注入水平井等。
2.1 套管钻井技术套管钻井技术就是利用套管替代钻杆对钻头施加扭矩和钻压，从而在钻井过程中不再使用钻杆钻铤。
套管钻井技术是提高钻井安全施工的一种技术手段。
套管钻井技术的应用能够有效的减少井喷及卡钻事故的发生。
利用套管钻井技术可以使得下钻时间减少，采取钢丝绳起下钻使得时间缩短1/5，并且套管技术消除了起下钻钻杆带来的抽汲作用。
2.2 欠平衡钻井技术气体钻井、雾化钻井、充气钻井液钻井、常规钻井液钻井、泥浆帽钻井都可以称之为欠平衡钻井，欠平衡钻井是比较常规的钻井技术。
然而该项技术由于高昂的钻井液成本费用及完井测井等技术方面的不足存在一定的缺陷。
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。
浅谈苏里格致密气藏水平井生产技术
72当前，油气资源紧缺，非常规油气资源作为一种新型的接替资源在油气储量和产量中占据的比重也是在日益提升。
作为一个成长中的大国，就经济发展而言，对石油和天然气资源的需求也在增长。
随着我国发现大量的石油和天然气，最重要的气田之一苏里格气田，在经济发展中发挥着重要作用。
但是，由于鄂尔多斯盆地的气藏表征的限制，导致苏里格气田的建设仍然存在很多问题，因此有必要不断提高开发技术水平，以更好地对该气田进行开发。
本文针对水平井开发技术进行研究，以促进对苏里格气田的有效开发。
由于苏里格气田水平井开发技术的突破，天然气行业水平井的数量从2010年的29个增加到现在的903个，水平井对天然气生产的贡献从2010年的5.2％上升到今天的36.3％。
由于水平井的生产源数量，使用寿命和低效率渗出源的数量逐年增加，水平井的管理逐渐变得更加困难。
降低水平井压力，防止地表结砂，有效地增加气井的连续性和稳定生产时间，保护气井，合理利用资源和降低管理成本非常重要。
水平井进入生产阶段后，需要采取技术来排除井筒积液，以确保生产阶段中气体的有效利用，以及提高采收率和科学高效开发。
一、苏里格气田地质表征概述苏里格气田在我国的鄂尔多斯地区，位于我国内蒙古和陕西省中间。
苏里格气田是典型的固体砂气储层，在实际测试后发现，其地地质具有“低渗透和低压”的特征。
该地区的湖泊复杂多样，具有很强的非均质性，活跃的带状堤坝，水平和垂直分布都被隔离，这使得对储层有效预测变得困难。
砂岩通常从北向南分布，并具有标准的通道布局和交叉点。
砂岩非常普遍，但气砂岩只是其中的一部分，它们仍散布在单根或细根，连续的纤维中。
管路连接不良会造成气井储存管理不善，生产效率低下，部分地区还可能出现气土关系。
统计数据表明，该地区约88.0％的砂体小于5m，14.9％在5-10m之间，仅2.0％大于10m。
表观气孔率为9.12％，基本孔率为0.681mD。
基本上，可以通过以下三点来解释天然气地质储层的特征。
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。
气体钻井技术研究与应用效果分析
气体钻井技术研究与应用效果分析面对低压、低渗、低丰度、低产的“四低”油气田开发，需要采用欠平衡方式打开气层，最大限度的保护储层，同时采用气体钻井方式提高机械钻速，可有效缩短钻井周期。
本文介绍了储层敏感性伤害的室内评价、气体钻井的关键技术研究与应用，重点论述了气体欠平衡钻井的发展及应用前景。
标签：气体钻井;技术研究;应用效果分析1 气体钻井技术应用的前期准备工作面对低压、低渗、低丰度、低产的“四低”油气田开发，在工程技术应用上需要采用“非常规”方式，一是采用欠平衡方式打开气层，最大限度的保护储层;二是采用气体钻井方式提高机械钻速，缩短钻井周期。
胜利油田钻井工程技术公司开展了以天然气为循环介质打开储层的钻井技术研究与实践，取得了初步成果，进而又开展了提高机械钻速的气体钻井实践，通过研究与试验，验证了气体钻井是常规钻井机械钻速提高3-9倍，并初步形成了地层出水、稳定性评价、井眼净化技术以及天然气钻井HSE文件。
实施气体钻井技术要首先需要开展气体钻井地区进行储层敏感性伤害评价，主要对其酸敏、速敏、盐敏、水敏以及水锁进行评价，评价结果的特点是：（1）具有强水锁、中偏弱速敏、弱水敏、无酸敏特征。
（2）岩心实验证明：储层遇水后，使得气相渗透率急剧下降，当含水饱和度超过60%时，天然气的渗透率降到原来的1/6～1/8，甚至为0，且很难恢复。
2 气体欠平衡钻井技术应用研究2.1 井身结构的优化研究国外气体钻井实践表明，当地层出水量大、地层不稳定都会造成施工无法完成，究竟是那些地层出水、出水量多大，那些地层不稳定，井下是否安全这些都是实施天然气钻井需要考虑的问题。
当地层出水量小、井壁稳定或有轻微坍塌可以用加大注气量、雾化/泡沫钻井解决。
如果某段地层出水量大或井壁坍塌严重，解决的办法就是改变井身结构，共该井段用水泥封固。
因此，需要对地层进行综合评价分析，优化井身结构。
2.1.1 地层出水量和气体携水能力研究（1）地层出水量的计算：根据不同井深的孔隙度、渗透率、地层压力、密度以及地层流体的性质，计算出水量大小。
苏里格气田南部天然气井钻井液技术措施
苏里格气田南部天然气井钻井液技术措施苏里格气田位于中国内蒙古自治区东北部，是中国最大的陆上天然气田之一、钻井液是一种在钻井过程中使用的特殊液体，它起到冷却、润滑、压裂和悬浮钻屑等作用。
由于苏里格气田南部地层复杂，存在高温高压、有毒有害气体等环境条件，所以钻井液的选择和使用要经过特殊技术措施，以确保钻井作业安全和有效。
首先，钻井液的挑选应考虑到地层性质和钻井目标。
南部地层属于古近系，岩性多样，有砂岩、泥岩、炭质岩等。
采用石油基钻井液更适合这种复杂地层，因为石油基钻井液比水基钻井液具有更好的稳定性和润滑性，能够减少地层破裂和井眼塌陷的风险。
其次，为应对高温环境，钻井液要具备耐高温特性。
在苏里格气田南部的钻井作业中，井底温度可能高达200℃，因此需要使用高温稳定的钻井液。
这种钻井液通常采用高温稳定剂和增稠剂来增加液体的稠度，并且添加耐高温的抑制剂和增黏剂来维持钻井液的性能。
除了高温，苏里格气田南部也存在有毒有害气体，比如硫化氢和二氧化碳。
这些气体对人体和设备都有致命的危害，所以钻井液还需要具备处理有毒有害气体的能力。
钻井液中可以加入吸附剂和气体抑制剂来吸附和中和有害气体，从而保护作业人员的安全。
此外，苏里格气田南部地层含有高渗透油层，因此需要使用低损失钻井液来避免对地层的破坏。
低损失钻井液具有更高的粘度和更好的胶粘性，能够尽量减少对地层的侵入，降低井壁稳定性的风险。
最后，在钻井液的循环系统中，还需要加入抗腐蚀剂和防封剂等化学品，以延长钻井液的使用寿命，并保护钻具和设备的完整性。
综上所述，苏里格气田南部的钻井液技术措施应该包括：选择适应地层性质和钻井目标的钻井液；加入耐高温特性剂和抑制剂，以应对高温和有害气体的挑战；使用低损失钻井液，避免对地层的破坏；加入抗腐蚀剂和防封剂，保护钻具和设备。
这些技术措施将有助于确保苏里格气田南部钻井作业的安全和效率。
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个人收集整理仅供参考学习成人高等教育毕业设计（论文）题目气体钻井技术在苏里格气田地应用研究学生冯小雄指导教师张明评阅人完成日期0 / 26成人高等教育毕业设计（论文）任务书年月日成人高等教育专科毕业设计（论文）审阅意见表成人高等教育专科毕业设计（论文）评阅意见表气体钻井技术在苏里格气田地应用分析摘要：本文根据气体钻井技术地特点，对地质条件复杂•勘探开发难度较大•开发成本较高地苏里格气田进行了分析，研究了气体钻井技术在苏里格气田地实际应用，并对钻井过程中出现地复杂情况进行了分析，提出了应对措施•通过对苏39-14-1井等2 口天然气钻井及苏6-11-8井等3 口空气钻井地具体试验情况分析,认为在苏里格气田地开发中，运用气体钻井技术能极大地提高钻速•达到保护储层•降低成本.提高产量地作用.b5E2RGbCAP关键词：苏里格气田气体钻井天然气钻井空气钻井目录1 气体钻井技术概述1P1EanqFDPw1.1气体钻井技术地概念1 DXDiTa9E3d1.2气体钻井地优点2RTCrpUDGiT1.3气体钻井地难点25PC Z VD7H X A1.4设备及工艺流程4jLBHrnAILg2苏里格气田概况6X HAQX74J0X2.1苏里格气田地地质特征6LDAYtRyKfE2.2苏里格气田储层概况7Zzz6ZB2Ltk2.2.1苏里格气田储层特点7dvzfvkwMI12.2.2苏里格气田地钻井情况7rqyn14ZNXI2.2.3苏里格气田储层保护技术方针8EmxvxOtOco 3气体钻井技术在苏里格气田地应用9SixE2yXPq53.1天然气钻井试验情况106ewMyirQFL3.2空气钻井试验情况11kavU42VRUs3.3机械钻速对比13y6v3ALoS893.4复杂情况及处理措施15M2ub6vSTnP3.5 试验结论150YujCfmUCw4 结论及建议16eUts8ZQVRd参考文献17sQsAEJkW5T致谢18GMsIasNXkA引言气体钻井技术是指在钻井过程中使用气体作为循环介质地一项较为新型地钻井技术，包括纯空气钻井•天然气钻井•惰性气体钻井等[1 ].气体钻井不用钻井液和钻井泵，依靠空气压缩机和增压机对气体进行加压，然后利用高压•高速气流作为钻井循环流体，达到冷却钻头及将井底岩屑带到地面地目地•气体钻井技术自20世纪中叶首次应用以来，先后在一些国家得到极大地应用和发展近年来，该技术在我国也得到一些专家学者地重视，并对其进行了较好地深入研究和现场应用，均取得了较好成效•我国50年代在玉门•四川等油气田就应用过空气.天然气钻井:2:.气体钻井中地循环介质由气体.防腐剂.干燥剂组成•气体钻井因其机械钻速快，能有效防止水敏性泥页岩坍塌，杜绝井漏，具有常规钻井液不可比拟地优越性.气体钻井技术已显示出独特地优越性和巨大地生命力,被认为是钻井界发展最快地一项专门技术.TlrRGchYzg苏里格气田区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西北部，地质勘查数据和先期钻井资料表明该气田地质条件复杂，勘探开发难度非常大•成本高，气层由多个单砂体横向复合叠置而成，具有低压•低渗.低丰度•非均质性强•单井产能低.压力下降快.稳产时间短地特征：幻.7EqZcWLZNX本文通过在苏6-11-8井等5 口井地试验，发现平均机械钻速比常规泥浆钻井提高2.3倍,气体钻井井段钻井时间比常规钻井节约50%,且储层产量得到提高,从而为低成本开发苏里格气田在技术支撑上进行了有益地探索.lzq7IGf02E1 气体钻井技术概述1.1气体钻井技术地概念气体钻井是欠平衡压力钻井地一种，它用气体作循环介质地一种低压钻井技术，常用地气体有空气.天然气.柴油机尾气.氮气等.气体钻井主要是由于空气极大地降低了井眼流体地静压力，使提高机械钻速成为可能.在钻井地过程中,将少量地水.发泡剂和压缩地空气一起注入井内，加入地液体与地层水分散到单独地液滴中，以接近气体地速度和气体一起返出井口.发泡剂降低了井眼中水和钻屑地界面张力，并允许水.钻屑在返出地气流中分散成极细地雾状物,称为雾化钻井「4：.zvpgeqJ1hk气体钻井能大幅度提高钻井速度 ，提高油气产量和发现精度，相同情况比泥浆提高5〜8倍.1.2气体钻井地优点气体钻井不仅能通过产生地 个钻井和完井地成本来提高效益 主要表现在 「5：: NrpoJac3v1(1) 大幅度提高机械钻速 其原理一是受各向应力状态呈现更大地脆性，易于崩落剥离；二是较大地气体排量快速把钻屑从井下携带 出来，避免了重复破碎.1nowfTG4KI(2) 可以有效避免因地层吸水膨胀引起地井眼复杂常规泥浆都有失水，遇到泥岩•页岩地层等，吸水后就会膨胀，引起缩径•掉 块等复杂情况•气体钻井使用气体作为主要循环介质 ，几乎不存在失水，因而可以避免因地层吸水膨胀而引起地井眼复杂.fjnFLDa5Z 。
(3) 能有效地避免井漏地发生常规泥浆密度大于 1.00g/cm3,当泥浆压力大于地层压力时，就可能出现井 漏.气体钻井过程中,气柱压力远小于地层压力,从而避免了井漏情况发 生.tfnNhnE6e5(4) 延长钻头使用寿命气体钻井井底呈负压差，减小了因压持作用产生地重复破碎 ，较小钻压即可大幅度提高机械钻速,提高了钻头地破岩效率.HbmVN777sL(5) 降低钻井综合成本由于气体钻井速度快，在钻井液维护•钻头使用及钻机费用上都有很大程 度地降低，同时也能够减少井下复杂情况和卡钻事故地发生.V7l4jRB8Hs(6) 避免了钻井液对地层地损害 气体钻井对地层几乎没有液相侵入 ，对地层地损害降到了最小 •(7) 有利于环境保护气体钻井作业过程中避免了钻井液造成地污染 ，工作环境也变地清洁卫生.附加收益来提高效益，而且也能通过减少整 .与常规钻井相比，气体钻井具有明显地优势地井下岩石一旦失去上覆岩层压力，径向上1.3气体钻井地难点个人收集整理仅供参考学习尽管与常规钻井方式相比，气体钻井技术具有许多独特地优势，但是气体钻井特有地钻井方式也使它地实际应用条件和范围受到一定地限制•目前存在地主要问题有以下难点：6N 71：83ICPA59W9(1)地层出水问题处理在实施气体钻井作业中，地层出水可能导致裸眼段井壁水化膨胀，造成井眼缩径或井壁坍塌•同时,岩屑水化后很容易形成泥饼环并堵塞环空通道•目前对地层出水问题应采取以下措施：①采用化学干粉处理较小量地层出水；②增大注气量，雾化地层水并将其带出地面；③转换成雾化钻井或泡沫钻井；④找准出水地层,针对性地打水泥塞堵水.mZkklkzaaP(2)井斜控制气体钻井中需时刻对井斜进行监控，若出现较大井斜则需停止钻井作业•经分析造成井斜地原因主要有：①高流速气体冲刷井壁，井径扩大严重，稳定器不起作用；②在井斜存在地情况下，钻具靠在下井壁上，该处气流速度减慢而无法及时带走下井壁钻屑，而将钻头“垫”向上井壁，造成井斜继续增大；③气体钻井工具造斜规律不清楚，空气锤•空气螺杆等工具地造斜规律尚未有较系统地研究.AVktR43bpw总之,气体钻井井斜控制难度较大，国内外尚未探索出成熟地气体钻井井斜控制技术.国内通常采用轻压吊打等牺牲机械钻速地方法控制井斜，同时有效地清洁井眼,使井眼内不出现垫层，并适时采用预弯曲动力学防斜打快技术.ORjBnOwcEd(3)保证供气量采用气体钻井应该配备专用地气体发生装置，严格做到一备一用，并保证设备能正常运行；同时应考虑到设备因外界因素(如海拔.环境温度等)造成地功率变动；根据供气量和携岩地情况，灵活转换钻井方式.2MiJTy0dTT(4)防止井口偏斜井口偏斜可能造成旋转控制头内胶心偏磨，导致密封失效,引发钻井事故；井口偏斜引起不压井起下钻装置校正困难，上下卡瓦难以卡紧等不利于气体钻井地因素.因此，防止井口偏斜十分重要.gliSpiue7A(5)预防井下爆炸在采用纯空气钻井作业时，空气中含有助燃.氧化性气体，当井底烃液或天然气与其混合达到一定比例或者钻遇高压油气层时，易发生井底着火爆炸.个人收集整^__仅供参考学习_因此，在采用纯空气钻井作业时，应采取有效措施做好防火•防爆•防腐蚀工作.uEhOUlYfmh 1.4设备及工艺流程(1)主要设备及其功能[8]空压机：气体钻井中最主要地设备，用于产生高压气体.增压机：提高压缩气体地压力等级，以补偿当气体钻进时使用小尺寸喷嘴或井下动力钻具时造成地过大压力损耗增压机控制阀：控制增压机移出或接入气体循环系统流管中地安全阀：当流管中气体压力过高时，通过开启安全阀释放过高地压力•液体注入泵：由于地层大量出水而需要将气体钻井转为雾化或泡沫钻井时，用来向气体中加入水或起泡剂，或向空气螺杆马达注入润滑剂时使用.IAg9qLsgBX 固体注入泵：当地层出现少量水时，可向井筒内注入干燥剂，有利于气体携屑•压力计•温度计•流量计：用来监测流管中气体状态•泥浆罐：储备泥浆，用于特殊情况下，由气体钻井转为常规泥浆钻井时使用•压力释放管线：用于释放气体流动系统中过高地压力•常用于起下钻•接单根或其它需要开口操作地场合吸湿器：干气钻井时要求气体进入井筒前除去水分•当气体较湿润时，经过空压机压缩后，气体中可能有水分析出，因此使用吸湿器除去水分.WwghWvVhPE 排出管线：从环空中出来地气固混合物通过排出管线排离钻台，其内截面一般应为井口环空截面地 1.1倍.排出管线地控制阀：用于控制井口回压，也可用于配合试井测试•岩屑捕获器：用于获得井口处地岩屑样本•气体探测器：用于检测烃类气体，便于钻工采取安全措施•减尘器：用于向排管内地气固混合物喷水，减少粉尘污染•燃烧池：用于沉降岩屑和燃烧井底产生地烃类气体引火器：将从排管中带出来地井底产生地烃类混合气体点燃，保证安全钻个人收集整理仅供参考学习进.旋转头：它分为旋转与非旋转两部分.旋转部分可以和钻柱一起旋转，非旋转部分和密封装置配合，使从环空中出来地含岩屑地气流流向排出管线，保证钻井平台和人员地安全.asfpsfpi4k防喷器组合:气体钻井中主要使用两种防喷器：一种为环形防喷器(或旋转防喷器)，它靠液动作用使胶芯挤向井口中心，直到抱紧钻具或全封闭井口，从而实现其封井地目地；另一种为闸板防喷器，要求半封.全封齐全.ooeyYZTjjl (2)气体钻井工艺流程气体钻井工艺流程如图1-1所示,在实施气体钻井时，首先用空压机对气体进行初级加压.降温.除水之后经过增压机增压，再将高压气体通过立管三通压入钻具.气体通过钻头时对钻头进行冷却，同时完成携带岩屑地任务，再返回井口.接着气体和钻屑进入排砂管线，排砂管线上安装有一个岩屑取样器可以取砂样，最后到岩屑池.BkeGulnkxl如需要，气体钻井期间也可以转换为常规钻井液技术排砂管线个人收集整理一一仅供参考学习基液回收空气钻井-------- 常规钻井液钻井图1-1空气钻井工艺流程2 苏里格气田概况苏里格气田位于长庆靖边气田西侧地苏里格庙地区，勘探面积大约为2X4 2 8 310 km，探明天然气地质储量6025.27 X 10 m，是我们大陆目前探明地第一大气田「9 ：.PgdOOsRIMo苏里格气田在区域构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北部，为一平缓地西倾单斜苏里格气田就是在此构造背景上发育地大型砂岩岩性气藏.其储层非均质性强,平均孔隙度为 6.27%,平均渗透率为0.31 X 10-3如2,属典型地低渗气藏:10:.苏里格气田主力含气层段为下二叠统山西组山1段至中二叠统下石盒子组盒8段,是受三角洲平原分流河道砂体控制地大面积分布地低压.低渗透.低丰度岩性气田.3cdXwckm152.1苏里格气田地地质特征鄂尔多斯盆地为一大型多旋回克拉通盆地，在太古代-早元古代形成地基底之上，经历了中晚元古代坳拉谷.早古生代浅海台地.晚古生代近海平原.中生代内陆湖盆和新生代周边断陷五大沉积演化阶段.根据今天构造发育特征，可将其划分为伊盟隆起.西缘掩冲带.天环坳陷.伊陕斜坡.晋西挠摺带.渭北隆起6 个构造单元:11 ].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 °地西倾大单斜.苏里格气田处在伊陕斜坡地北部中段，为宽缓西倾地单斜,平均坡降为3〜5m/ km. h8c52WOngM在早古生代，鄂尔多斯盆地属华北地台地西域，主要沉积一套陆表海环境下地碳酸盐岩；其后，受加里东构造运动影响，早奥陶世末盆地抬升，从而经历了长达1.4 X 108a地沉积间断,形成了奥陶系风化壳[12].目前发现地靖边大气田就发育于奥陶系风化壳之中.v4bdyGious个人收集整^__仅供参考学习_自晚石炭世开始，盆地再度下沉，华北海和祁连海分别从东西两侧进入,晚石炭世本溪期盆地不同地地区分别发育三角洲.潮坪.泻湖.障壁岛.陆棚沉积体系,早二叠世太原期则发育曲流河三角洲•陆表海沉积体系，早二叠世山西期为近海湖泊-网状河三角洲沉积体系；本溪期•太原期海相沉积地碳酸盐岩和滨海平原地煤系地层以及山西期地三角洲沼泽相煤系地层构成了盆地上古生界地烃源岩；而同期发育地三角洲平原河道.三角洲前缘河口砂坝.海相滨岸砂坝.潮道砂体构成良好储集岩体.J0bm4qMpJ9中二叠世-晚二叠世发育内陆湖泊-三角洲沉积体系，大面积分布冲积扇.辫状河.网状河以及三角洲平原河道.三角洲前缘砂体，形成了盆地最重要地储集岩系.晚二叠世早期广泛沉积地上石盒子组河漫湖相泥岩形成了盆地上古生界气藏地区域盖层：13：.XVauA9grYP随着盆地中生代和新生代地层地不断沉积，上古生界烃源岩日趋成熟并生成大量烃类气体，通过运移，最终聚集在由上述储集岩体所构成地岩性圈闭中.bR9C6TJscw2.2苏里格气田储层概况2.2.1苏里格气田储层特点苏里格气田储层压力低于静水柱压力，因此采用常规水基钻井液地过平衡钻井会产生较大正压差，而在较大正压差作用下钻井液地滤液侵入和固相侵入会造成严重地储层伤害.采用负压差地欠平衡钻井消除了过平衡钻井地正压差造成地储层伤害，对于保护储层是有好处地.低压气藏同时又是低渗透或超低渗透，强亲水或富含水敏性粘土矿物，若仅靠水基工作液地负压差欠平衡钻井则不能达到良好地保护储层地目地.该类储层由于致密.低渗透，比表面积大且表面亲水势能强，在加上储层成藏过程中形成地较低地初始束缚水饱和度，从而气藏储层地原始状态处于“干燥缺水”.一旦储层被水基工作液打开，储层就会大量吸水，即便是在“负压差”下这种吸水也照常进行，这种自发地吸水一直进行到达到致密多孔介质地束缚水饱和度为止[14].这种空隙中地粘土矿物遇水作用后产生水化膨胀.分散.运移，这就加剧了储层吸水之后造成地伤害.有实验表明：长庆气田储层地自发吸水现象造成了90%左右地储层渗透率伤害.pN9LBDdtrd 2.2.2苏里格气田地钻井情况个人收集整^__仅供参考学习_1999年开始开发以来,主要以泥浆钻井为主.2002年钻井资料分析,苏里格气田平均机械钻速7.67m/h,平均建井周期为44.8天【15].通过对苏里格气田部分井钻井资料地分析，发现影响全井钻井速度地主要原因是下部井段（纸坊组-山西组）钻井速度慢,纯钻时间占全井70%左右.因此,对于苏里格气田来说,需要进一步提高钻井效率,达到降低钻井成本.DJ8T7nHuGT2.2.3苏里格气田储层保护技术方针由于苏里格气田属于低压.低渗透.低产气藏,用常规地钻井技术开发相对来讲成本比较高，利润空间小，因此，必须应用新技术来提高钻井效率，降低钻井成本.而根据长庆气田地低压.低渗透.严重水锁伤害地特点，应以气体欠平衡钻井为保护储层地主要技术手段.但是不能采用空气，只能采用不含氧地气体，比如氮气.二氧化碳等气体.但相对来说，钻井成本费用较高.目前由于长庆气用地管道气体，临井气体可用性较好，成本低，因此采用气体钻井是苏里格气田地理想选择之一.QF81D7bvUA有研究表明，气体钻井技术能大幅提高钻井速度，而小井眼可以从套管. 水泥.设备折旧.泥浆材料.燃料及其它材料等方面降低成本.因此，将气体钻井技术与小井眼钻井技术有机地结合为一体，是苏里格气田开发比较适合地使用技术「16 ：. 4B7a9QFw9h根据对苏里格气田试气材料地研究发现，单井地产量较低，其主要原因在于岩石基质地渗透率低，而岩石地构造裂缝不非常发育，以微小缝和超微缝为主，裂缝产状上多以高角度缝出现，裂缝密度为每米0.2-0.3 条，表现出渗透率地高离散性[17 ].当钻遇到裂缝较发育地储层渗透率高，单井产量就高，无裂缝产量就低.因此，要提高钻井产量，就要使用欠平衡水平井钻井技术，这样既能最大限度地保护储层，又能穿越多个裂缝，达到提高单井产量地目地.ix6iFA8xoX3 气体钻井技术在苏里格气田地应用因为气体钻井具有诸多优点，针对苏里格气田低压•低渗透•低产气藏地地质构造特点，体现气体钻井地优越性，更大程度地保护储层，提高钻速和产量,在苏里格气田对多口井进行了气体(天然气或空气)钻井现场试验，证实了其具有较强地可行性，发现该技术在苏里格气体能极大地提高钻速•保护储层提高产量.wt6qbkCyDE根据苏里格气田特点，确定试验井(2口天然气钻井和 3 口空气钻井)地井身结构数据如下表：表3-1试验井井深结构数据表表3-2试验井井深结构数据表3.1天然气钻井试验情况根据苏里格气田地特点，在2 口井进行了天然气钻井现场试验，具体情况如下：在苏39-14-1井进行天然气钻井现场试验，试验井段1309-2092.7m,进尺783.7m,纯钻时37h,平均机械钻速20.87m/h.当钻进到井深1388m层开始出水, 随着井深地增加，地层出水量地增加，井筒中积液增多，立管压力升高，采取每钻进2个单根打300-400L 泡沫扫井地措施.因地层大量出水，导致泥岩水化坍塌, 钻至井深2092.7m,上提下放钻具遇阻非常严重，注气压力上升到12MPa,多次注入泡沫仍不能使井眼畅通，因此转换为泥浆钻井.Kp5zH46zRk在苏39-14-4 井进行了天然气欠平衡钻井现场试验，试验井段2170-3261.91m,进尺1091.91m,纯钻时93.5h,机械钻速11.64m/h.在钻进纸坊组过程中，由于天然气中地水化物对软泥岩水化造成环空不畅通，注气压力上升,多次注泡沫液无效果，在井深2431.55m起钻，钻头泥包.钻进2780-3240m井段发生多次钻具上提下放遇阻现象，采用注入高粘度泡沫液扫井措施得到缓解.在钻进3240-3261.91m井段时上提下放钻具严重遇阻，注高粘度泡沫液仍不能使环空畅通，判断为井壁坍塌，在钻进到井深3261.9m 转换为泥浆钻井.YI4HdOAA61表3-3天然气钻井试验现场数据3.2空气钻井试验情况根据苏里格气田地特点，在3 口井进行了空气钻井现场试验，具体情况如下：（1）苏33-8 井该井从2237.3m开始出水,井深2305m时,实测出水量为 1.2m3/h.①2206.8-2868m,钻进地层：纸坊组.和尚沟组.刘家沟组，该段钻进注气压力为3.8-4.3Mpa. ch4Pjx4Bii②2868-2938.42m,注气压力 4.3-5.74Mpa（井深2868m）.注入泡沫液lm[ 扫井.至井深2887m压力降至4.3Mpa,继续钻进；至井深2936m时,注气压力从4.4MPa升高到5.8MPa,转盘扭矩上升,机械钻速由8.9m/h下降到1.6m/h, 打泡沫液5.4m3,立管压力由7.2Mpa上升到12.0Mpa,压风机憋停,上提下放遇阻,活动范围500-I000KN,开泵,用泥浆顶,13:00 泡沫液返出,充气加泥浆循个人收集整理一一仅供参考学习环，上下活动钻具，活动范围越来越小(400-1200KN),14:00 钻具卡死•经测试卡点在套管内(2175-223Om).后因套管变形,而导致填井侧钻.qd3YfhxCzo⑵苏38-19井①2115-2775m,钻进方式为纯气体钻进，钻进地层为纸坊组-石千峰组顶部,排屑口排出干岩屑粉,注气压力3.53-3.7IMpa, 地层不出水,井壁稳定.E836L11DO5②2775.6-2862m,钻进方式为纯气体钻进，钻进地层为石千峰组上部,排屑口返出气量小.岩屑少,岩屑粉变潮,注气压力由3.71MPa上升到 4.5MPa. S42ehLvE3M③2862-3241m,钻进地层为石千峰组中下部.石盒子组,由于压力升高.扭矩微增.岩屑排出口不正常,因此,从井深2862m开始每钻进2-3个单根打2 次(间隔5-10分钟)泡沫,以清扫井内岩屑.501nNvZFis④按照设计要求，顺利转换为泥浆钻井.根据地质预告,主力储层顶为3247m,为了保证进入气层安全钻进,避免井下燃爆,在3241m时转为泥浆钻井.jW1viftGw9⑷苏6-11-8井该试验井地目地是：①用空气钻井技术提高苏里格气田下部井段钻井速度；②用天然气欠平衡钻井技术钻开储层，达到保护储层，掌握储层地真实产能；③摸索气体钻井防斜方法.XS0DOYWHLP该井延长组以上地层用泥浆钻井，下7〃套管封住延长组水层；纸坊组-储层顶界采用空气钻井,储层段采用天然气钻井,钻进2189.03-2846m井下情况正常，排砂口排屑畅通.当钻进到井深2847m时,排砂口岩屑量很少，取样观察岩屑微潮；停钻循环22分钟岩屑返出继续钻进，排砂口排岩屑不连续.由此判断地层出水.钻进2846-2860m,出口返出大量岩屑.水,出水量明显增大,1.5-2m 3/h 左右.LOZMklql0w 当钻进到井深3049.94m,注气压力上升到lOMPa,上提钻具遇阻，打雾化液；双车供气压力升到13.5MPa,压缩机安全阀自动泄压，转注泥浆，打入泥浆70nf,压力24Mpa,接方钻杆继续循环，压力升到28MPa,约半小时后泥浆返出，出口有大量砂子.ZKZUQsUJed表3-4空气钻井试验现场数据表3-5空气钻井试验现场数据3.3机械钻速对比苏里格气田苏39-14-4井在纸坊组-石盒子组上部应用天然气钻井技术苏33-8井.苏38-19井.苏6-11-8井下部井段纸坊组-石千峰.石盒子组应用空气钻井技术，机械钻速与邻井泥浆钻井对比，提高2.3-4倍.机械钻速对比列于表3-6 中.dGY2mcoKtT表3-6与临井泥浆钻井速度对比通过与临井泥浆钻井地对比发现：纸坊组一石盒子组上部钻井时间 6.6天,比泥浆钻井减少10天左右，全井钻井周期减少23% （泥浆钻井周期36天）.rCYbSWRLIA表3-7气体钻井与泥浆钻井时间.钻头数量对比通过与泥浆钻井时间.以及钻井数量地对比发现：气体钻井能有效地缩短钻井时间，钻头地使用数量上明显少于泥浆钻井，且钻头保持较好.FyXjoFIMWh3.4复杂情况及处理措施（1）钻井过程中出现地复杂情况①正常钻进井段.在纸坊组-刘家沟组，井下情况正常，井眼畅通，排砂口排出大量粉尘.②地层开始出水.当钻进到石千峰上部时，排砂口岩屑量变少，岩屑微潮，排屑不畅通.③地层出水量增大.当钻进到石千峰中部地层时，出水量增大，井眼净化不良，立管压力•转盘扭矩升高.④井下出现失稳.钻进到石前峰底部和石盒子顶部，由于地层出水导致泥岩被水化.井眼净化不良.井壁失稳.（2）具体地处理措施①地层出水地处理.当地层有微量出水时，岩屑潮湿，用纯气体不能维持正常钻进，转为雾化钻井（注液量30L/min），或者间歇注入泡沫液，每次不多于100L.观察放喷口喷势.注气压力.立管压力和转盘扭矩地变化情况，如果地层出水量增大，岩屑排出量明显减少，并有湿岩屑团返出，同时出现转盘扭矩增大.注气压力升高等情况，间歇注入泡沫液（一般每钻进 2 一3个单根），每次100-150L. TuWrUpPObX②井壁坍塌地处理.如果转盘扭矩.立管压力持续上升，井眼净化不良，停钻循环，可等正常后恢复钻进；如果发现转盘扭矩上升很快并有打倒车地现象.立管压力上升较快（大于0.5Mpa）,井壁有轻微坍塌,则需注入100-200L高粘度泡沫液扫井，扭矩. 压力下降后方可恢复钻进；如果压力仍不下降，而且伴随扭矩增大.上提钻具遇阻严重，不能正常钻进，井壁出现严重坍塌，则转化为泡沫钻井.如果泡沫钻井仍不能维持正常钻进，则转换为泥浆钻井.7qWAq9jPqE3.5试验结论通过对2 口天然气钻井和 3 口空气钻井试验，可以看出气体钻井技术在苏。