苏里格区块（通用7篇）
苏里格区块 篇1
摘要：苏里格53区块 (以下简称苏53区块) 隶属于苏里格区块, 区域构造是鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带。主要目的层为石盒子8号层, 气层垂深3200-3400m。储层沉积类型为辫状河和曲流河, 储集砂体非均质性强, 连续性较差, 属溶孔、晶问孔隙型储层, 裂缝不发育, 储层物性差。气藏类型为无边底水弹性气驱、低孔、特低渗的岩性气藏。[1]为了提高苏里格气田整体开发效率, 目前在苏53区块部署6口水平井, 目前已经全部完钻, 开始大规模应用阶段。
关键词：苏里格气田,水平井轨迹,钻井参数,MWD+r
1 钻井工程难点分析
(1) 二开直井段800-1200m易斜段保直难度增加。
(2) 二开裸眼段长, 直罗组泥岩发育, 易掉块。
(3) 二开定向段井斜方位变化大, 导致钻井时扭矩, 摩阻增大。
(4) 二开定向段采用PDC钻头定向, 工具面不稳, 每10-20分钟需要活动钻具, 频繁活动钻具, 导致钻井周期加长, 井身轨迹控制难度加大。
(5) 三开水平段较长, 由于地层不稳定, 钻遇泥岩机会加大, 容易发生井壁坍塌, 卡钻等井下复杂情况。
(6) 地层研磨性强, 影响钻井速度, 增加钻井周期。
(7) 钻头使用寿命短, 遇到研磨性强的地层, 进尺很少。
2 钻井工程设计简介
2.1 井身结构
苏53区块目前的井身 (表1) 系统一开采用Φ346mmPDC钻头, 表套下至500米。二开采用Φ241mmPDC钻头, 技术套管下至B点。三开水平段采用Φ152mm PDC钻头, 裸眼完井下入压裂管柱分段封隔压裂。 (表1)
2.2 井身轨迹
苏53区块目前采用直-增-稳-增-稳的空间五段水平井设计模型, 测斜计算方法采用最小曲率法算法计算, 地磁倾角为-4.03, 坐标系统采用GK六度带-北京54, 地磁模型采用WMM-2005。以下就以苏53-82-45H井 (表2) 为例, 说明水平井轨迹控制技术。
苏53-82-45H造斜点为2920, 一般将造斜点设在2850-2950之间, 方便控制全角变化率, 提高入靶准确率。靶前位移将原来的250m提高到350m, 既降低了狗腿度, 又缩短了钻井周期。由于地层研磨性强, 工具造斜能力需要满足地层造斜能力, 故采用中半径曲率来设计苏53-82-45H的井身轨迹 (表3)
盒8段单气层横向位移几百米甚至几十米时, 储层物性发生很大的变化, 含气砂体变薄, 甚至尖灭。所以水平段垂深调整较频繁, 但要保证狗腿度3度以内, 这样为确保井眼轨迹平滑, 为电测和下套管创造条件, 为长水平井段有效降低摩阻和扭矩打下基础。
2.3 钻头与钻具组合的选择
总结已完井的钻头使用情况, 对地层岩性、硬度和粒径及可钻性进行分析, 优选出适合地层的PDC型号, 及时对每只使用的PDC进行分析, 对比地层、钻时、纯钻时间、单只总进尺, 依据地层条件不断改进PDC钻头个性化设计PDC钻头, 联合钻头厂家共同研制高效、造斜专用短刀翼、螺旋刀翼PDC钻头。扩大PDC钻头的适应性, 增加PDC钻头的可钻进井段, 提高PDC钻头的单只进尺和平均机械钻速。
在实际应用中, 严格执行设计要求, 直井段保直取得了良好的效果, 造斜段按照设计要求组合钻具, 保证了轨迹入靶, 开水平段根据井下实际情况, 倒装钻具, 减小下部钻具的摩阻。在水平段扭矩传递产生极大的困难, 而且随着水平段的加长摩阻也会不断增大。再实钻过程中水平段后期最大旋转扭矩达到13.5 k N·ITI, 加压钻进时悬重被托住420k N, 小螺杆泵压达到23MPa。如果按照设计下部以钻杆为主, 上部倒装加重钻具极易造成扭矩钻压传递困难, 易造成事故。实践证明, 下部采用加重钻具后既保证了施工正常, 又保证了井下安全。
3 应用效果
2009年9月又在新区块苏53块部署1口水平井:苏53—78—48H井。通过水平井技术进行整体开发, 实现少井多产, 降本增效, 提高单井采收率, 取得了良好的经济效益。
4 初步认识与结论
4.1 井身结构优化有利于钻井提速, 可大幅度降低水平井钻井成本
水平段152mm井眼能提高钻井速度, 并大大提高单井采收率。
4.2 无线随钻仪器选用国产MWD+r, 可降低仪器使用成本
4.3 完井方案具有创新性
裸眼完井分段压裂, 对多段储层同时进行压裂开发, 能够提高产能效果。
4.4 苏里格气田已进入水平井规模化应用阶段
苏l0区块和苏53区块已广泛部署水平井, 水平井技术在该区具有广阔的推广应用前景。
参考文献
[1]李义军, 樊爱萍, 李浮萍等.苏里格气田二叠系砂体储集性能及其控制因素[J].特种油气藏, 2009, 16 (6) :12—14
[2]黄松伟, 丁向京, 汪深平1井轨迹控制技术[J].断块油气田, 2010, 17 (4) :480—482
[3]苏义脑.水平井井眼轨迹控制[M]版社, 2000:108—119
苏里格气田快速钻井配套技术 篇2
1.1 钻井现状
苏里格气田从1999年开始进入大范围勘探, 2001～2003年, 进入开发阶段, 当时的钻井方案仍采用103/4"+7"井身结构, 生产套管采用进口特殊套管, 双级固井, 建井周期在48d以上, 机械钻速在7m/h徘徊。由于单井产量低、递减快, 这种钻井方案规模开发成本高、效益差。2004～2005年, 为了实现钻井提速降耗, 先后试验小井眼、欠平衡钻井、改变井身结构等项目, 对钻井提速降耗的各种方案进行了认真评估论证。2005年, 形成了规模开发的配套方案, 将井身结构改变为95/8"+51/2"、生产套管使用国产长圆扣套管、正注一次上返固井, 实施的4口开发井钻井速度均有了较大提高。2006年, 在苏里格气田实施合作开发新模式下, 长庆石油勘探局在所辖的苏6、苏36-11井区在2005年的基础上, 继续加大提速力度, 大胆试验二开全井段应用PDC钻头的钻井方案, 取得了飞跃式的钻井大提速。
1.2 地层特点及施工难点分析
1.2.1 地层特点
苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧, 构造形态为一宽缓的西倾单斜, 坡降3～10m/km, 地质分层深度及厚度变化不大, 表1是苏6井区一口井的分层情况。
1.2.2 难点分析[1]
(1) 流沙层易垮。
苏里格气田地表属沙漠地带, 流沙层厚度20～60m不等, 流沙层的特点是无胶结性, 钻井中极易坍塌, 造成井下复杂。几年来在该区块的施工中, 流沙层垮塌造成的卡钻、卡套管、基础下沉等事故频频发生。如2005年苏6-9-8 井由于流沙层垮塌造成卡钻事故损失127h。
(2) 易出现井斜问题。
一是该区倾角较大的白垩系地层厚达600多米, 钻进中极易发生井斜;PDC钻头钻进也容易出现井斜问题。
(3) 上部地层井塌。
上部地层安定、直罗地层易发生泥页岩吸水膨胀坍塌, 造成完钻电测遇阻问题。在2005年完成井中, 电测遇阻问题非常突出, 如苏6-10-17井完钻电测遇阻通井损失28h, 苏6-12-12井完钻电测遇阻通井损失50h。
(4) 钻头优选困难。
在延长组底部、上石盒子组有多套砾石层, 给钻头选型和合理使用造成许多困难, 而优化钻头选型、强化参数是提高钻井速度的核心。
2 快速钻井配套技术
2.1 以防流沙层垮塌为基础提高表层钻速
2.1.1 做好流沙层防垮塌工作, 确保表层安全施工
(1) 钻圆井。
低排量:10-15 L/S (控制泵冲及回水阀开启度) , 泵压:2-5MPa;细分散白土浆:一次性配制60方密度在1.02-1.03g/cm3, 粘度在40～50s, 失水在10～15mL的白土浆。保持液面:流沙层钻完起钻时必须始终连续向井内灌入泥浆, 保持泥浆液面一直在井口, 防止泥浆液柱压力下降, 造成流沙层的坍塌。
(2) 下Φ426mm导管水泥封固。
导管下深的确定:在钻进时若发现机械钻速变慢, 捞出的岩屑有白垩系的砂子 (具有胶结结构的钻屑) , 这证明钻头已进入白垩系, 钻入白垩系地层5 m左右圆井完钻。用水泥封固:导管下深超过2根用水泥车封固 (将自制的导管水泥头与导管头对焊接实施固导管) ;导管下深2根以内, 用人工在井口回填水泥封固, 其方法为:将导管周围挖开直径2m×深度1m的环空, 然后将水泥混成密度2.0左右的水泥浆分多次从四周倒入, 确保水泥浆尽可能下沉, 实现较长的封固段。
2.1.2 采用无固相聚合物钻井液, 强化转速及水力参数
苏里格区块的500m表层全部为白垩系地层, 其特点是地层倾角大、渗透性强、可钻性极好、对钻进参数非常敏感。针对这一地层特点, 提高表层钻速的途径有三:一是高转速 (80r/min以上) 、低钻压 (180kN以内) 、防斜直打;二是优化喷嘴组合, 提高水力参数;三是采用无固相聚合物钻井液。由于地层具有极强的渗透性特点, 若使用固相体系钻井会形成厚虚泥饼, 易出现起钻困难的情况。表2是2006年三个钻井队的表层施工对比情况。
从表2中可看出:机械参数对钻速非常敏感, 转速对钻速影响很大, 相同钻压及水力参数下, 转速提高20r/min, 机械钻速可提高到2倍;PDC钻头在表层钻进中没有明显的优势。
2.2 实现二开全井段应用PDC钻头
2.2.1 钻头选型
二开第一只钻头 (井段300～2300m) :选用改进后的Φ222mmT5465S-G (见图1) 。其结构特点是:5刀翼、19复合片;渐开式布齿;非对称刀翼设计, 钻头受力平衡, 抑制回旋趋势;螺旋保径低扭矩设计, 提高钻进效率;井底流场模拟 (CFD) 水力平衡设计, 更有利于钻头清洗冷却和排屑;在钻头外锥部位的主切削齿后面加若干个出刃略低的辅助硬质合金齿, 其作用有二:一是钻遇含砾石夹层产生时具有限制主切削齿的吃入深度, 二是帮助主切削齿承担部分冲击载荷, 从而减少振动, 减少主切削齿崩裂。
纸坊组第二只钻头 (井段2300～3400m) :选为Φ216mmPDC T5465S-G、Ф216P5373S, 其结构与Φ222mmT5465S-G基本相同, 不同之处是没有加辅助硬质合金齿。
2.2.2 优化钻井方案
钻井方案先后经历了两个阶段的完善与改进过程:一是先期采用的三趟钻方案, 即PDC+牙轮+PDC方案。通过一轮井的施工, 由于大部分井钻至延长底部、纸坊上部井段时, 憋跳严重、钻时极慢, 钻头出井冠部复合片严重磨损, 因此认为PDC钻头不能钻越延长底部、纸坊上部的含砾石层, 必须用牙轮钻头过渡;二是后期普及的两趟钻方案, 及两只PDC钻完二开井段方案。通过改进钻头结构 (Φ222mmT5465S-G在钻头外锥部位的主切削齿后面加若干个出刃略低的辅助硬质合金齿, 增强了钻头的抗冲击能力) 、调整参数 (钻至延长底部后适当减弱参数, 降低了切削齿的冲击力) 、优化喷嘴组合 (主刀翼切屑方向前侧装Ф13.49mm喷嘴, 其它为Ф9.5mm) , 后期大部分井二开第一只钻头均能够钻穿纸坊上部的含砾层, 形成了两只PDC钻头钻完二开井段的快速钻进方案。
2.2.3 防斜打快[2]
(1) 优化钻具组合。
防斜打快的钻具组合进行了2次改进, 通过第一轮井的施工发现, PDC钻头钻进井斜严重, 及时使用塔式单扶正器钟摆钻具组合Ф222 (216) mm PDC+Ф178DC2根+Ф214mmSTABL+Ф165DC18根+Ф127DP (加厚) 30根+Ф127DP (第一只钻头使用Ф222mm) ;后来由于扶正器尺寸普遍不合适, 加之Ф222mm井眼与扶正器的间隙大, 单扶正器的钟摆钻具在防斜打快方面不够理想, 经过分析研究, 将第一只钻头的钻具组合优选确定为双稳定器的钟摆钻具Ф216mmPDC+Ф178DC2根+Ф (212～214) mm STABL+Ф165DC1根+Ф (208～212) mm STABL+Ф165DC 17根+Ф127DP (加厚) 30根+Ф127DP, 可更好实现防斜打快。
(2) 及时测斜监控。
白垩系中部必须每50m测斜一次, 及时调整参数;下部纸坊、和尚沟、刘家沟、石千峰地层交界面用自浮式测斜仪测斜。
(3) 优化钻井参数。
二开白垩系-安定井段:钻压40 kN, 转速80～90 r/min, 排量34 L/s;安定-延长井段:钻压:60～140 kN, 转速60～80 r/min, 排量34 L/s。
2.2.4 影响PDC钻头使用效果的几个因素
一是严格落实钻头初始钻进的井底造型, 防止井底形状对PDC钻头的干涉, 造成先期破坏;二是任何时候在钻头接近井底时开足钻井泵排量, 使井底泥浆充分循环, 然后逐渐开启转盘、缓慢施加钻压;三是要合理调节参数, 当钻遇岩性变化的地层时, 应连续监测和调整钻压和转速, 在石盒子组底部为灰白色含砾粗砂岩、石英砂岩, 钻进扭矩增大, 应适当减弱参数;四是强化钻进排量, 防止钻头泥包;五是要记录分层钻时, 为确定最佳起钻时机提供基础资料。
2.3 钻具管理[3]
(1) 强制无损检验。
钻井周期加快, 钻具受力单位进尺转递功率没有减少, 疲劳损坏周期缩短, 要认真组织好完井期间的强制探伤, 各井队根据钻铤的使用周期, 还要强化时效周期后期的加密探伤, 转换接头、稳定器的探伤不可忽视。
(2) 健全泵房坐岗。
泵房坐岗纳入井控坐岗工的职责范围内, 井队要对坐岗工泵房坐岗知识培训, 包括泥浆性能、传动性能、钻具刺漏、泥浆泵工况对水力参数的影响。要认识泵房坐岗不单纯是对钻具失效的监控, 也是井下安全工况的监测的窗口。
3 技术应用效果评价
(1) 整体钻井水平大幅度提高。
2006年利用37.43台月, 完成58口井, 进尺206769m, 钻机速度达到5324m/台月, 平均钻井周期缩短到14.37d, 平均机械钻速达到16.08m/h, 提高了61.45%。
(2) 多项指标实现跳跃性突破。
最高日进尺1001m (40636施工的苏6-6-8井) ;最短钻井周期9天15小时 (40636队施工的苏6-6-8井) ;最高钻机月速度7368m/台月 (40636队施工的苏6-6-8井) ;最高机械钻速:23.97 m/h (40632队施工的苏36-5-18井) ;气井单只钻头最多进尺2936m (40636队施工的苏6-7-7井, 江汉生产PDC钻头) 。
(3) 二开两趟钻工程大面积实现。
完成的58口井, 在30口井二开井段用2只PDC钻头完成, PDC穿越“红层”成为现实, 真正体现出PDC钻头提速的核心作用。充分挖掘PDC钻头提高机械钻速的潜力, 使二开钻进段施工时间大幅度缩短。
(4) 牙轮钻头逐步淘汰。
通过钻头结构改进, 使得PDC钻头钻穿延长组底部及纸坊组上部地层变为现实, 逐步淘汰了牙轮钻头。完成的58口井, 钻井进尺199273m, PDC钻头完成进尺177087m, 占二开总进尺的97.30%。
4 结论
(1) 具有辅助切屑结构的PDC钻头可以钻穿含砾石夹层。
(2) 快速配套钻井技术有效地降低了开发成本。
摘要：苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧, 为一宽缓鼻隆构造, 目的气层为上古生界二叠系下石盒子组的盒8段及山西组的山1段, 属于低孔、低渗、低产、低丰度的气藏, 大部分井日产天然气不足2万m3。针对苏里格气田的“四低”实际现状, 低成本开发战略是唯一可走的路。研究了以PDC钻头为核心的快速钻井综合配套技术, 大幅度提高了机械钻速, 有效地降低了综合开发成本。
关键词：苏里格气田,钻井技术,配套技术
参考文献
[1]刘伟, 李丽.通南巴深井优快钻井技术[J].石油矿场机械, 2008, 37 (9) :78-82.
[2]马立, 付建红, 王希永, 等.复合钻井防斜打快机理探讨[J].石油矿场机械, 2008, 37 (8) :70-74.
[3]刘永刚, 陈怀高, 刘文红, 等.气体钻井过程中的钻具失效研究[J].石油矿场机械, 2008, 37 (2) :49-52.
苏里格气田产量递减原因分析研究 篇3
关键词：产量递减,气井生产管理,低产气井,苏里格气田
前言
苏里格地区位于鄂尔多斯盆地西北部, 区域构造上属伊陕斜坡西北部, 构造形态为由北东向南西方向倾斜的单斜, 区内除有少数鼻状构造外, 大都十分平缓, 不能形成规模构造气藏圈闭。主要储集层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的大面积分布的低压、低渗透、低丰度岩性气田。
一、苏里格气田
1. 苏里格气田生产特征
目前, 苏里格气田 (以第三采气厂为例) 共投产气井1959口, 日均产气1800万方/天。其地质条件比国内外其他低渗透气藏更为复杂, 主要表现为气藏为沼泽背景下的辫状河沉积, 砂岩大面积分布, 连续性好, 但只有河道中的心滩底部等粗岩相才能形成有效储集体, 多呈孤立状分布, 连续性和连通性差, 非均质性极强。气井总体生产特征为单井产量低, 压力下降快;气井投产后, 自然稳产期短, 早期递减速度较快, 后期较慢, ;气井在自然稳产期, 稳产时间较短, 地层压力下降较快在递减生产期后期关井压力恢复缓慢的特点, 单位采气成本上升较快。
2. 苏里格气田的产量发展
第三采气厂成立于2001年9月10日, 目前主要负责苏里格气田苏14、桃2等7个区块 (如图1) 天然气评价开发、生产管理及苏里格气田地面集输处理系统建设与管理。
第三采气厂年天然气产量由最初的0.11×108m3至55.35×108m3 (如图2) , 日均产气量由0至1800×108m3/d (如图3) 。
二、气井产量递减原因分析的意义
随着气井开采时间的增长, 产量下降较快, 随之低产井的数目随之增多, 生产管理难度加大, 通过对苏里格气田产量递减原因的总结分析, 进而根据每项递减原因的分析研究, 提出一些针对性建议以期为类似于苏里格气田的低渗透强非均质性气藏的高效合理稳定开发和气井生产管理提供理论基础和技术支持。
三、气井产量递减原因分析
1. 气井储层物性
苏里格气田整体为低渗-致密气藏或低孔-特低孔气藏, 孔隙度一般小于10%, 渗透率一般小于5m D。在开发初期, 在没有进行实际的试气及动态资料, 单纯的依靠电测资料和静态资料显示, 部分气井不能够准确判断出其产能的大小, 导致气井投产之后, 气井无产能或者与储层静态资料出现偏差。
(1) 气井储层物性差, 投产初期已无产能
部分气井在评价初期储层物性较差, 但从地质基础资料分析不能够完全判定气井无产能, 从实际投产情况检验, 这部分气井在投产初期已无产能。以桃2-5-2为例进行说明。
该井2012年接入准备投产, 由于在投产试压阶段, 油压为0, 套压2MPa (系统压力) , 产能为0, 最终放弃投产。
静态资料显示 (见表1) 该井气层与含气层交叉分布, 其中气层马五21、马五31孔隙度都大于5%, 但渗透率小于0.1m D, 有效厚度3.1m, 储层物性较差。
) 气井储层物性差, 投产后产量递减较快
气井常规生产, 在合理的压降速率下产量递减较快, 经分析, 主要原因为气井评价阶段, 储层物性较差。以苏48-7-76为例。
该井为2012年3月31日投产, 配产1×104m3/d, 套压26.1MPa。初期日产气量0.9×104m3/d (如图4) , 半年平均日产气量0.44×104m3/d, 下降幅度51.1%, 目前日产气量0.26×104m3/d, 下降幅度71.1%。
从地层静态数据 (见表2) 该井静态分类为Ⅲ类, 孔隙度较为发育, 但渗透率较低, 初次判断孔喉不发育或者发育较差, 连通性较差。
(3) 气井储层疑似或本身存在水层, 影响产能发挥
部分气井由于本身储层物性较好, 但气井投产后产量较低, 而在射开地层层位时伴有产水层, 造成携液能力不足产生气井井筒积液的情况, 影响产能发挥。以苏120-52-82为例。
该井2011年7月投产, 投产前套压25 MPa, 配产0.8×104m3/d, 初期日产气量0.5×104m3/d, 生产30天产量降至0.16×104m3/d, 套压18MPa, 初步怀疑由于气井产水, 携液能力不足导致井筒积液, 影响产能下降过快。
静态资料 (见表3) 及测试数据表 (见表4) 中可以看出, 该井储层物性较好, 但静态资料与动态数据较为不符, 盒8层和山1层产水, 测试水气比接近于6 (m3/104m3) , 产水较为严重。
2. 配产较高, 产量递减较快
在对于一些电测资料, 地层静态数据及试气结果较好的气井, 往往会适当的进行气井高配高产, 以此来提高单井产能或者是区块产气能力或者是进行气田提产。但这样其实是对地层能量的破坏性开采, 气井压降速率过大往往会导致储层孔隙喉道部分闭合或者缩小、孔隙体积减少等, 进而对目的层孔渗性和地层能量造成不可逆转的破坏, 同时产量递减速度变快。
(1) 初期配产较高, 产量递减较快
部分气井由于初期配产偏高, 气井随着生产时间延续, 压降速率变大, 产量递减较快。以桃7-14-18H为例。
该井为双分支水平井, 2011年4月28日投产, 无阻流量100.26×104m3 (盒8分支85.12×104m3, 盒7分支15.14×104m3) , 配产25×104m3, 套压20.4MPa。初期日产气量24×104m3/d (如图5) , 第一年日产气量10×104m3/d, 下降幅度58.3%, 套压4.7 MPa, 压降15.7 MPa。目前日产气量7.6×104m3/d, 下降幅度68.3%, 套压3.31MPa, 压降17.09MPa。
(2) 加热炉生产井高峰供气应急配产, 产量递减明显
冬季下游用户供气紧张, 需进行高峰供气, 在短时间内进行提高产量, 通常采用加热炉生产的方式进行提产。由于部分气井进行套管加热炉生产或者是油套同采, 这种生产方式超过了气井本身极限产量, 造成地层能量的极大破坏, 导致产量在短时间内明显下降, 影响气井合理性的产能发挥及最终采收率。
该井2011年12月27日投产, 投产前套压25MPa, 无阻流量110.5×104m3, 正常配产8×104m3/d, 冬季高峰供气加热炉生产120天, 日均产气13×104m3/d, 正常生产时日均产气3×104m3/d, 套压2.9MPa, 短期关井压力恢复, 套压升至11.6MPa, 目前套压4.42MPa, 日均产气0.8×104m3/d。
3. 气井生产后期产水, 产量递减
气井开采时间的增长, 部分气井开始不同程度的进行产水。一些产量较低, 却产水较多, 携液能力不足。同时气井产水导致井控储量降低, 压力、产量下降快, 并影响气井连续稳定生产。
苏48-6-91井2008年11月20日投产, 投产初期产量1×104m3/d, 套压25 MPa, 以19%年递减率稳定生产, 2011年产量为0, 经液面探测, 井筒严重积液, 液面位置600处 (如图7) , 后期经过多次排水采气, 目前产量0.06×104m3/d。
4. 气井自然递减较快
随着气井的生产时间的增加, 气井产量逐年自然递减, 通过对采气三厂气井进行同期对比 (见表5) , 得出平均单井产量月递减率为2.23%, 年递减率为23.71%。其中苏西、苏20区块自然递减速度较快, 分别为2.65%、2.9%。
按照平均单井产量3×104m3/d计算, 第四年单井产量将递减近50%, 递减速度较快。
四、气井产量递减较快造成生产管理难度大
1. 低产井随着产量递减不断增加
采气三厂由最初的28口气井发展到目前的1955口, 但同时低产井也在随着生产时间的延长, 产量递减在不断增加 (如图7) , 其中苏西表现尤为突出 (如图8) , 低产井成几何级增加 (两年内增加103口) 。
2. 气井稳产能力差, 稳产期短, 无法达到开发方案指标
苏里格气田按照方案指标气井 (直井1×104m3/d, 水平井5×104m3/d) 稳产三年, 由于产量递减较快, 气井稳产几乎都低于方案指标, 稳产能力差, 稳产期短, 造成生产管理难度大。目前只有桃2、桃7区块直井能够达到方案指标。
五、建议措施
1. 在试气过程中, 发现无产能气井, 应上报核销, 减少投资成本。
2. 因储层物性差, 递减较快气井, 在初期正常配产, 适当的进行下调, 缩短递减速度, 保证其稳产年限。
3. 气层本身含有含水层或水层导致气井初期因产量较低, 导致携液能力不足, 井筒积液。建议在地质评价中, 早期进行封堵。
4. 对于初期配产较高气井, 合理下调配产, 努力保护地层能量, 提高最终采收率。
5. 针对冬季加热炉高峰供气生产气井, 建议提前将高峰期供气压力分散到众多高产气井上, 减少对加热炉井的提产幅度, 保护高产气井的产能, 确保气井均衡开采。对于已经加热炉生产的气井, 在夏季及时开展高产井的关井恢复工作, 保证其长期稳定生产。
6. 气井后期产水影响产量, 这是苏里格气田长期开发面对的问题, 需要大力开展排水采气工作, 针对出水严重的井, 可选择以上层位进行补孔压裂进行增产, 前提是确定可以放弃下面已改造的层位, 封堵之后再进行补孔压裂。
苏里格区块 篇4
苏里格第一天然气处理厂为苏里格气田建设的第一座天然气处理厂, 该厂主要工艺流程为干线来气→湿气分离→集中增压→丙烷制冷脱烃脱水→计量外输。
1.1 分析范围。苏里格第一天然气处理厂的主体装置及其配套、辅助公用工程等。
1.2 分析程序。本次HAZOP分析的工作程序主要包括前期准备、分析会议和报告编制三个部分。
(1) 前期准备。根据HAZOP分析的要求, 分析前收集该项目的工程设计图纸及相关技术资料, 并对图纸、资料进行分析, 并从中确定满足HAZOP分析的图纸及资料, 将其汇编成册。同时根据项目的实际情况联系相关专业的技术人员。
(2) HAZOP分析会议。在准备工作完成后, 召集相关技术人员召开HAZOP分析会议。
(3) H A Z O P分析报告编制。在HAZOP分析会议结束后, 编制完成该项目的HAZOP分析报告, 并召集有关技术人员及专家组织评审。
1.3 危险源辨识。
HAZOP分析小组根据《石油天然气工程设计防火规范》 (GB50183-2004) 以及《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》 (GB50058-92) 的规定, 对苏里格第一天然气处理厂的火灾危险性类别及爆炸危险区域进行了判别。同时对生产过程中涉及到的主要危险物质及危险物质特性、主要危险源及其可能导致的危害事件进行了分析。
1.4 HAZOP分析。
苏里格第一天然气处理厂HAZOP分析与研究, 共划分了26个工作节点, 针对每个节点, 选取符合节点要求的所有偏差, 采用“{引导词}+工艺参数”的偏差方法逐一进行HAZOP分析, 并根据偏差所产生的后果严重程度、采取现有措施后的发生概率, 对其进行风险等级划分。此次HAZOP分析与研究共发现问题、提出建议累计10条。其中, 针对风险等级为Ⅱ级的偏差提出建议措施3条;针对风险等级为Ⅲ级的偏差提出建议措施5条;针对风险等级为Ⅳ级的偏差提出的建议措施为2条;分析过程中没有风险等级为Ⅰ级的偏差存在。
2 对HAZOP分析方法的认识
2.1 HAZOP分析的优越性
2.1.1 具有广泛性和系统性。
HAZOP分析是一种科学的安全分析方法, 它不仅能应用在项目设计阶段, 通过初期设计审查, 避免后期工艺变更及安全隐患, 而且可以应用在项目投产后, 通过投产后工艺的审查, 对设计及现有的工艺存在的潜在危险进行分析研究, 及时的查找工艺运行中存在的安全隐患。
2.1.2 提出的建议措施专业性强。
HAZOP分析集设备、工艺、仪表、电气等各方面专家、技术人员的知识与智慧, 共同对各单元现有的工艺与可操作性进行分析, 且多数人员来自于现场, 对现有的工艺、设备等较为熟悉, 现场经验丰富, 因此分析过程不仅科学, 而且从设备、仪表、电气及工艺等多角度考虑, 有根有据, 具有较高的可操作性及说服力。
2.1.3 对其他生产现场的在役装置具有一定借鉴性。
本次HAZOP分析, 其实就是对现有工艺的安全审查。通过会议等形式对现有的工艺潜在风险进行分析, 并提出了整改建议, 为苏里格气田工艺流程、安全管理系统的优化提供了指南。本次HAZOP分析通过系统的、有组织的分析研究, 有利地推动了全厂各单位开展工艺安全分析, 为进一步查找全厂安全薄弱环节提供了基础保障。
2.1.4 有利于提高各专业人员的技术水平。
这种方法的特性决定了在分析过程中, 对系统中所有的介质、工艺条件、工艺原理等内容都做到全面、精准的掌握, 不同专业的不同思想在分析过程中碰撞, 融合, 使得设计和操作人员更加全面深入的了解装置的性能, 既完善了设计, 保证了装置的生产安全, 又提高了各专业技术人员专业技术水平, 为生产的连续稳定运行提供了保证。
2.1.5 对新建项目具有推广性。
本次HAZOP分析, 是建立在设备投产后对现有工艺的分析研究, 通过分析, 有效地查找设计中存在的不足, 为后期工艺、流程等的变更提供了依据。如果在设计阶段便采用HAZOP分析, 对项目设计进行完善, 从而避免了后期工艺、流程等变更, 既节约了成本, 又可以有效的规避事故的发生。
2.2 全面推广HAZOP分析的两点建议。
HAZOP分析是一种很好的工艺安全分析方法, 在全厂推广的意义重大。结合前期HAZOP分析的基础, 为进一步搞好分析工作, 建议在今后的分析过程中从以下两个方面进行完善:
(1) 以HAZOP分析培训为先导, 在全厂范围内开展作业条件危险性评价法 (LEC) , 事故树分析法 (FTA) 、安全检查法 (SCL) 等安全分析方法培训, 并将不同的分析方法有效融合, 加强员工对理论知识和实际操作的掌握能力。确保HAZOP分析方法在苏里格气田的持续有效运用。
(2) 以HAZOP分析为核心, 结合作业条件危险性评价法 (LEC) , 事故树分析法 (FTA) 等方法, 将处理厂、集气站等风险场所现有的工艺流程进行细化, 通过对单个装置、单元独立分析, 彻底解决工艺设计缺陷及运行过程中隐患。同时针对查出的设计缺陷, 及时与产建项目组沟通, 力争从源头上消除生产设施安全隐患。
结语
采气三厂以苏里格第一天然气处理厂为试点, 运用HAZOP分析方法, 对处理厂的工艺流程进行了梳理, 通过全面的检查和分析, 提出了宝贵的意见和建议。这些建议的提出有助于该装置安全生产条件的进一步完善, 有助于预防同类安全事故的重复发生, 有助于生产过程中的操作维护, 同时通过HAZOP分析, 使得员工对安全分析方法有了一定的了解, 对全厂安全管理水平的提高起到了积极的推动作用。
参考文献
[1]王若青, 胡晨.HAZOP安全分析方法的介绍[Z].
苏里格区块 篇5
制约苏里格气井水平井高效钻井的因素。
1 地质条件的制约
首先, 苏里格气井水平井所在区域的地质条件不佳, 它的地层绝大多数不具备良好的稳定性, 水平井钻井工程中, 在钻井斜段的时候相对困难, 而在钻井水平段时保持斜段稳定也不容易, 地质的因素制约了水平井钻井开发的高效进行。其次是苏里格气井水平井的地下气层所在位置十分不稳定, 机器要进行气层的控制探索轨迹定位非常难, 而且气层之上的地层物质具有很大的特殊性, 特殊物质的缺失, 给钻井开发带来很大不变。再次, 地层的实际承压并不强, 地层中的物质孔隙度较大, 缺乏十分坚固的地层, 所以地质承受上方带来的压力就会很小, 很容易在钻井施工过程中由于地层承压太大发生油井泄漏的事件。并且由于地层下的空隙多, 地层中存在的偏角就会大, 很容易发生油气的不规则漂移现象, 严重影响水平井合理安全高效的进行。
2 水力条件的制约
苏里格气钻井的排水量很大, 因为水力的原因对整个水平井的井壁冲刷作用十分严重, 水的冲刷促进了油井的井筒井径的大幅度扩大。不规则的扩大或者是意外的扩大很容易影响水平井钻井时增加斜度稳定斜度的效果, 在钻井过程中就容易产生不良的现象, 甚至发生事故。苏里格气井水平井地下地层中的空隙度大, 水容易渗入, 水的渗入更减弱了地层承压力, 当进行水平井钻井施工时容易造成承压过大后的坍塌, 也有可能水进入油气层, 影响钻井效果。
水平井合理钻井的配套方案和改善措施。
(1) 优化直井段的钻井技术。在进行直井段的施工时, 起初的速度就要使用快速钻进的方式。这是因为苏里格气水平井中存在前期就已经竣工完成的, 它的所在井段的上部施工力度很小, 使用钻速也不大, 甚至远低于平常使用的钻井速度, 这就要求优先使用快速钻井直井段, 加大钻井开发力度。其一就是优先选用性能好、识别度高的钻井液, 大大提高钻井开发的有效程度, 使得效益有所改善。
(2) 斜井段合理钻井改善措施。苏里格气井水平井斜井段的钻井合理进行是带动水平井合理开发的重要环节。据统计, 在这些油井的水平井钻井斜井段工作时间所需有得时间长有的时间短, 因此很有提升钻井速度的空间。进行有效的斜井段的井眼施工优化。苏里格气井水平井钻井工程中所使用的钻具组合是工作人员在长时间的理论与实践相结合的依靠下择优选择的, 是依据工程的设计和苏里格气井水平井的特点而使用的。因此, 它们使用的钻井工具与井的轨道轴线是相对吻合的。近年来由于开发力度大, 井下地质条件的复杂性大, 钻井工具与井的轴线符合程度有一定的下降。这就要求足进行水平井井眼角度和轨线的实测和优化, 寻找井斜处正常角度进行施工是保持钻井的轨迹与设计的轨迹相吻合的重要一点。
(3) 斜井段施工合理配套措施。
首先, 在水平井的斜井段的钻头进行施工前, 要保证以下工作已经做好。一个是钻井液已经提前选择好并且可以进行转换。其二是对预施工的地层的承压能力进行提前测验, 保证施工时或者施工后地下地层能够有效承压。其次, 把水平井斜度较大的井段的防塌工作做到位, 钻井液的质量控制要合理, 也要注意预防事故的发生。把水平井井下的全角变化率降低, 同时井下的管柱结构的位置设计要合理, 把管柱受挤压受阻的机率降低到最小, 这样不仅能够保持水平井井眼的整洁, 还能使水平井钻井工程得到合理的施工。
(4) 水平段高效钻井施工配套措施。第一, 水平井水平段钻井提高采收率的关键是提高气层的钻采程度, 所以对气层段的钻井施工是重点, 这就要求工作人员及时掌握气层的确切资料, 了解好气层的走向, 做好优化轨道的处理工作, 把钻井施工常遇到的问题进行预防处理和救援方案的最佳选择, 提升钻井的工作效率。第二, 水平段钻井很容易发生粘卡现象, 要注意检查钻井工具表面情况, 如果出现工具不钻进现象要进行及时的处理, 如果钻井工具遇到的泥浆过大。要提高工业盐的投放量, 防止因为泥浆过多发生坍塌。
3 小结
以上分析了影响苏里格气井水平井钻井效果的因素, 提出了改善苏里格气井水平井钻井合理有效施工的措施。我们相信在科技和经济水平不断发展的带动下, 苏里格气井水平井的钻井技术水平必然会有更大的进步, 钻井效率和安全的程度也将会有巨大的飞跃。苏里格气井水平井水平井作为我国油气田发展的重点, 也将会发挥越来越大的重要性。相信在不久的将来, 必然有更好更先进的技术和工具问世, 随之带动我国石油工业又快又好的告诉发展。
参考文献
[1]李文明, 向刚, 王安泰, 刘湘华, 刘相兴.苏里格气田大位移水平井钻井液技术.石油钻采工艺, 2012 (03) [1]李文明, 向刚, 王安泰, 刘湘华, 刘相兴.苏里格气田大位移水平井钻井液技术.石油钻采工艺, 2012 (03)
[2]李健, 白玉.苏里格气井水平井的钻井技术探讨.东北石油大学, 2011 (06) [2]李健, 白玉.苏里格气井水平井的钻井技术探讨.东北石油大学, 2011 (06)
[3]严利咏, 贾标, 党战锋, 陈建, 骆旋.苏里格气田水平井S77-5-8钻井液技术.重庆科技学院学报 (自然科学版) , 2012 (04) [3]严利咏, 贾标, 党战锋, 陈建, 骆旋.苏里格气田水平井S77-5-8钻井液技术.重庆科技学院学报 (自然科学版) , 2012 (04)
[4]李希霞, 张昱天.苏里格气田水平井整体开发钻井技术.石油天然气学报, 2010 (02) [4]李希霞, 张昱天.苏里格气田水平井整体开发钻井技术.石油天然气学报, 2010 (02)
苏里格气田定向井钻井技术探讨 篇6
关键词：苏里格气田,定向井,钻井技术
1 影响钻井速度的技术因素
(1)表层流砂层在20-200米不等，而且存在夹层，施工过程中，处理不当易造成流砂层垮塌。(2)上部安定、直罗组地层易发生垮塌，造成井下复杂。二开在进入直罗之前必须调整好钻井液性能做好防塌工作是非常重要的。(3)延长组底部200米左右井段含有砾石层，对PDC钻头损坏大难以钻穿；刘家沟组呈块状砂岩，可钻性较差机械钻速低；石盒子下部含石英砂岩、砾石造成PDC钻头先期破坏机械钻速低。(4)方位漂移量大，轨迹控制困难，四合一钻具结构在纸坊以上地层方位呈左漂趋势，漂移量1-5度/100米不等；双稳定器钻具组合下部呈右漂趋势。(5)在进入石盒子100米左右井段，地层岩性为紫红色泥岩，容易发生钻头泥包。
2 轨迹控制
2.1 表层钻进：
采用螺杆复合钻井技术，确保快速钻井和防斜。
2.2 二开钻进：
通过完成井分析，苏里格气井定向井二开按照三趟钻思路施工时比较理想的。
2.2.1 第一趟钻选择四合一钻具：
222. 2mmPDC钻头+172mm螺杆（7LZ*1.25°）+431*460接头+（3-3.5米）短钻铤+（208-210）稳定器+165mm钻铤。该钻具的主要作用是完成直井段防斜打直、定向造斜、稳斜，本趟钻力争钻穿延长组。同时打破以往根据位移大小选择短钻铤长度的思路，依据各区块的地层特性来确立，短钻铤长度确定后“四合一”钻具结构简单，更易于掌握钻具控制井斜、方位的变化规律。表1为各区块第一趟钻短钻铤长度及初始井斜、方位的确定。
直井段：二开直井段主要以防碰为主，“四合一”钻具直井段防斜效果好，正常情况下一般不会出现井斜超标的现象，即使出现井斜也可以通过滑动来纠斜。定向段：定向时滑动钻压选择在20-30KN，先滑动钻进一根单根复合钻进两根单根将滑动井底测出来，看角差是否准确。并且由技术员现场监督扶钻，严格控制钻压，使用电磁刹车配合均匀送钻，确保工具面稳定。定向时预测井斜角达到所需的初始井斜角，复合钻进两根单根测出滑动井底的井斜方位，确认初始井斜角方位角与设计需要相符。定向时尽量将造斜点选择在延安或延安以上的地层，由于上部地层软、钻时快，同时井浅、反扭角小，工具面易到位，能提高定向精度。延长组轨迹控制：苏里格气田延长组厚度一般在750-1100米不等，是整口井施工的关键环节，只要把这一段控制好，后期施工就会变得简单。四合一在延长组方位呈左漂趋势，且漂移量在1-5度/100米不等，方位超前角的取值很难把握，所以在施工过程中必须通过滑动来修正轨迹，确保进入纸坊后的方位比靶心方位小4-8度，为后面的常规钻具右漂留一定的空间。总的来说短钻铤3-3.5米的四合一钻具在延长组是稳斜或微增，大体规律是延长上部400-600米微增斜（1-2°/100m）；中部200-300米泥岩段是微降斜（2-3°/100米）；底部有150-200米的含有砾石的砂岩段增斜（1-3°/100m）。调整时尽量在井斜角小于15°时实施，将四合一钻具在小井斜下便于滑动的优点充分发挥出来。深井段滑动：要缓解滑动过程中托压严重的问题，必须确保井底干净，因此在滑动之前配置聚合物胶液并加入适量的润滑剂充分循环半周。在加压过程中要注意控制节奏，采用切菜式送钻（点送），频率不要太快，在保证不蹩泵的前提下一次性下放多一点，在轻微粘阻情况下可以通过这种方式来消除一部分摩阻，减少托压累积效应。摆工具面时与浅井段有所不同，因为深井段调整时一次性滑动可能只有2-3米井段，要达到良好的效果必须充分利用这一小井段。施工分两步：首先将工具面转到目标工具面，上下活动钻具，观察工具面到位后将钻具放到井底直接加压可以实现刚开始钻进工具面就到位。
2.2.2 第二趟钻四合一钻具延伸
四合一钻具进入纸坊后方位比较稳，可预测性强，起到一个稳定过渡作用，使用井段从纸坊到刘家沟底部或石千锋顶部，此时距离靶点不远中靶范围较大，为后面下入常规钻具做好铺垫。如果第一趟钻方位还存在一些偏差的话这趟钻还可以做进一步的调整，值得注意的是本趟钻尽量使用6刀翼16mm复合片钻头，有利于工具面的稳定，提高施工效率。在井斜方面主要还是通过调整短钻铤长度来实现稳斜或增斜。表2为四合一在下部地层使用推荐表（仅供参考）。
2.2.3 第三趟钻选择常规双扶
双扶是气井定向井下部完井降斜井段轨迹控制的主要手段，使用井段刘家沟至完钻。这一段地层总体规律是方位右漂，一般情况在下双扶之前方位要比靶心方位小7-10度。井斜主要根据两扶正器之间钻铤长度控制，上下扶正器外径大小对井斜增降情况也有一定的影响。下面推荐几种双扶结构供参考：(1)双扶微降结构：φ215.9mmPDC钻头+431*460接头+φ213mm稳定器+φ165mm钻铤（8-9m）+φ211mm稳定器+φ165mm无磁钻铤+φ165mm钻铤（12根）+φ127mm钻杆。该组合是平时应用最多也是最成熟的一种，一般第二趟钻起钻前的井斜都按照这种结构降斜规律来设计。在刘家沟降斜率2.5°/100米，石千峰降斜率3-3.5°/100米，石盒子降斜率4°/100米左右。方位刘家沟3-4°/100米右漂，石千峰、石盒子3°/100米右漂。(2)倒置双扶结构：准215.9mmPDC钻头+431*460接头+φ211mm稳定器+φ165mm钻铤（8-9m）+213mm稳定器+φ165mm无磁钻铤+φ165mm钻铤（12根）+φ127mm钻杆。该组合是由结构(1)将上下扶正器交换位置演变而来，比结构(1)的将斜率稍高，在刘家沟降斜率3°/100米，石千峰降斜率4°/100米，石盒子降斜率4-5°/100米左右。方位刘家沟3-4°/100米右漂，石千峰方位3°/100米右漂。
3 结论
(1)形成了苏里格气田定向井井身轨迹剖面模型，明确了井身轨迹控制思路。(2)确立了“四合一”钻具结构在苏里格气田定向井轨迹控制上的应用，明确了各井段不同“四合一”钻具结构的选择使用。(3)掌握了气井定向井施工的核心技术，深刻理解四合一钻具在小井斜下容易控制的特点，重点建立微调制度做好延长段的轨迹控制。(4)确定了PDC钻头分区块、分井段优选钻头型号，第二趟钻四合一延伸井段选择6刀翼16mm复合片钻头，实现下部井段能够通过滑动调整轨迹，减少下牙轮钻头的几率。(5)第二趟钻通过6刀翼16mm复合片钻头的应用，一次性定向成功率由原来的35.7%增加到了60%。建议二开第一趟试验222.2mm6刀翼16mm复合片钻头，力争在第一趟钻起钻前就把轨迹控制到最佳，避免下牙轮钻头扭方位是下一步提速的关键所在。
参考文献
[1]尹贻林,林广利等.定向钻进控制预测技术[J].地质与勘探,2010,46(6),1123-1125.
[2]郑传庚.定向钻井工艺在煤层气成井中的应用[J].西部探矿工程,2010,10:40-41.
[3]王清江等.定向钻井技术[M].北京:石油工业出版社,2009.
苏里格下古定向井快速钻井技术 篇7
1 防碰预分技术
气井丛式井组拖距10 m, 表层平均井深670 m, 钻具组合采用四合一钻具组合。表层PDC钻头配合单弯螺杆, 无磁钻铤出导管后, 滑动1个单根, 进行预分, 预分成功后复合钻进, 井斜控制在2°以内 (图1) 。
2 轨迹控制技术
下古定向井中靶垂深3370 m左右, 中靶半径30m, 轨迹控制段长, 考虑到电测误差, 在轨迹控制时必须将单点中靶半径控制在10 m左右, 确保中靶。
(1) 钻具组合。选择钻具组合时考虑轨迹控制及复合钻进要求, 二开全井段采用四合一钻具组合, 第一趟钻使用合理短钻铤, 满足复合增斜率要求, 第二趟钻至完钻根据轨迹预算选择短钻铤长度。下部井段使用低速螺杆, 减轻钻头磨损。
(2) 剖面类型及初始井斜、方位角选择。根据延长组方位漂移量, 延长上部增斜率;延长中部降斜率;延长底部增斜率, 进入纸坊组方位调整对准靶心。结合钻具组合特性及地层规律, 剖面类型选择直-增-缓降剖面, 轨迹平滑, 避免狗腿度过大, 造成摩阻扭矩增加。根据位移大小选择造斜点及初始井斜、方位角。
(3) 根据地层增斜规律、结合钻头进尺能力调整短钻铤长度, 精细化轨迹控制。
3 依据岩性特点、优选钻头型号
(1) 提高钻头耐磨性。钻头的使用寿命与设计、使用及切削齿的选择都有密切关系, 其主要原因是复合片切削齿先期磨损严重, 因此, 从设计入手找出相应的改进措施, 以及优选耐磨性高、抗冲击能力强、热稳定性好的复合片, 从而提高钻头的使用寿命。针对长庆地区的多夹层地层的特点, 优选新型PDC切削齿, 采用双级切削结构, 在重点切削部位, 尤其岩石切削量大线速度高的钻头鼻部增加后辅助切削齿, 不仅增加了金刚石总量及抗研磨性, 也解决了在复杂地层条件下, 尤其是软硬交错、夹层互层较多的层位, 复合片吃入地层过大, 造成的扭矩突然增加带来的复合片冲击破碎问题, 避免了复合片及钻头的先期损坏。
采用等磨损原则和等切削原则相结合进行冠部轮廓设计, 结合钻头设计经验和使用钻头类比, 确定出适合钻进研磨性高多夹层地层的钻头冠部轮廓形状:浅锥、双圆弧冠部轮廓。采用不同尺寸的切削齿, 增加易磨损部位局部的耐磨性 (图2) 。
(2) 钻头选型。第一趟钻使用6刀翼19 mm或16 mm复合片, 进入刘家沟组100~200 m, 第二趟钻6刀翼16 mm复合片, 钻至石盒子或马家沟完钻。若两趟钻未能完钻, 第三趟钻考虑5刀翼或6刀翼16 mm复合片。
4 钻井液体系
二开采用清水聚合物钻井液。进刘家沟150~200m进行预转化, 井下正常时尽可能控制粘度预防钙侵, 按循环周加入石灰石、白土及适量三磺 (处理完井液前先配40方密度≥1.20 g/cm3, 滴流稠浆清扫井筒。
5 现场应用效果
苏里格区块下古定向井完成10口井, 平均钻机月速4137米/台月, 相比2014年钻机月速提高6.79%;二开最短钻井周期12天, 最少起下钻趟数2趟。
6 结论