井型

摘要： 四川盆地深层一超深层天然气资源丰富,超深、低渗、高温、高压、含硫、储层厚度薄的井受目前测试管柱、封隔器、套管强度等制约,储层改造排量受限、施工摩阻高、闭合应力高、储层非均质性强、大规模充分改造难度大。直井即使压开后,由于上覆岩层压力作用,地层裂缝闭合,残酸无法排除,易导致酸堵。采取大斜度井、水平井开发模式能够有效增加储层钻遇长度,磨溪一高石梯等地区应用效果表明,增大储层暴露面积和动用储量有利于获得高产,因此对于Ⅱ-Ⅲ类储层发育的区域建议部署大斜度井或水平井进行勘探开发。

摘要： 川东石炭系气藏非均质性较强,渗透率差异较大,部分区块水侵影响较严重,气藏处于开发中后期,如何提高采收率已经成为一个重要课题。气藏的采收率受到地质因素及开发因素的双重影响,地质因素是气藏固有特征,决定气藏品质,开发因素决定现有技术条件下对气藏的开采效果。为了提高川东石炭系气藏采收率,在地质特征基础上,通过模拟不同开发方式对采收率的影响,分析开发效果并提出技术对策。分析结果表明:条带状、椭圆状气藏开发井网应先沿构造轴线高部位线形布井,再向气藏边翼部呈“之”字型布井;近等轴状气藏开发井网部署应遵循“网格状”均匀布井的原则;低渗透储量应以水平井或大斜度井开发,水平井合理井距应控制在1000 m左右;水平井的实施效果与储层物性相关,水平井应尽量避免部署在易出水的区域;无边水、底水气藏的开发规模越大,气藏采收率越高,但是有边水、底水气藏,较大的开发规模会导致边水推进、底水锥进,反而无法提高采收率;合理的废弃条件可以实现产量及效益双增加。

摘要： 本文在对地质特点和影响钻井质量及效率的因素进行分析的基础上,从井型、井身结构、完井方式、井网井距、钻井液等几方面,系统总结分析了准南煤田东段的煤层气钻完井技术现状及其应用效果。最后,针对新疆煤层气开发中的钻完井技术难题,提出了新疆煤层气钻完井技术攻关方向,以期为后续的煤层气勘查开发提供指导和借鉴。

摘要： 当前油气勘探目标具有“隐、碎、薄、小”等特点,对偏移成像技术提出了更高的要求。因采集方式特殊,井中地震具有资料分辨率高、波场信息丰富且干扰少等优势,理论上能够对井周的“隐、碎、薄、小”等复杂储集体实现高精度成像。井型对震源的布设有较大的限制,实际中除直井外,还存在斜井、曲斜井、水平井等多种井型,相同深度震源在不同井型中所处位置不相同,相同数量震源在不同井型中的空间分布也不同,使得地震波传播路径存在显著差异,影响成像质量。然而,当前井型对于偏移成像的影响具体如何,还没有定性或定量的认识,本文基于黏声逆时偏移成像方法,通过对比多种不同井型条件下的理论模型井中地震偏移成像结果,分析井型对偏移质量的影响。数值试算结果阐明了井型与井中地震偏移成像质量及有效成像范围间的定性关系,该结果也为井中地震采集系统设计提供了相应的理论支撑。

摘要： 长水平井+体积压裂是海相页岩气开发取得成功的主流技术,但我国的陆相/海陆过渡相页岩与海相页岩储层性质相差较大,陆相/海陆过渡相页岩的开发方式不能照搬海相页岩气的。本文提出陆相/海陆过渡相页岩应采用直井和水平井混合井型开发的技术思想。该技术思想的关键出发点在于陆相/海陆过渡相页岩(1)脆性矿物含量少,水平井体积压裂造复杂缝困难;(2)黏土矿物含量高,水平井体积压裂储层污染面积大;(3)纵向往往伴生其它非常规天然气资源(致密气、煤层气等),采用直井“多气合采”可以控制更多的储量。以鄂尔多斯盆地延长探区为例,本文详细论证了陆相/海陆过渡相页岩的上述特征对直井和水平井开发的影响,提出了基于水平井可控纵向储量占比、脆性指数、储层伤害表征参数和薄砂层占比4个参数的合理井型优选标准。结果表明,当水平井可控纵向储量占比20%,薄砂层占比<10%时,可以采用直井开发,反之采用水平井开发。进一步地,基于该标准分析了延长组长7段和山西组山1段陆相页岩水平井与直井的开发实例。本文提出的思想突破了水平井是实现页岩气开发唯一方式的传统认识,强调了直井联合水平井开发陆相/海陆过渡相页岩气的优势,为实现陆相/海陆过渡相页岩气的经济有效开发奠定基础。

摘要： 长水平井+体积压裂是海相页岩气开发取得成功的主流技术,但我国的陆相/海陆过渡相页岩与海相页岩储层性质相差较大,陆相/海陆过渡相页岩的开发方式不能照搬海相页岩气的.本文提出陆相/海陆过渡相页岩应采用直井和水平井混合井型开发的技术思想.该技术思想的关键出发点在于陆相/海陆过渡相页岩(1)脆性矿物含量少,水平井体积压裂造复杂缝困难;(2)黏土矿物含量高,水平井体积压裂储层污染面积大;(3)纵向往往伴生其它非常规天然气资源(致密气、煤层气等),采用直井"多气合采"可以控制更多的储量.以鄂尔多斯盆地延长探区为例,本文详细论证了陆相/海陆过渡相页岩的上述特征对直井和水平井开发的影响,提出了基于水平井可控纵向储量占比、脆性指数、储层伤害表征参数和薄砂层占比4个参数的合理井型优选标准.结果表明,当水平井可控纵向储量占比20％,薄砂层占比<10％时,可以采用直井开发,反之采用水平井开发.进一步地,基于该标准分析了延长组长7段和山西组山1段陆相页岩水平井与直井的开发实例.本文提出的思想突破了水平井是实现页岩气开发唯一方式的传统认识,强调了直井联合水平井开发陆相/海陆过渡相页岩气的优势,为实现陆相/海陆过渡相页岩气的经济有效开发奠定基础.

摘要： 澳大利亚苏拉特(Surat)盆地西部的D气田为低煤阶煤层气田,有Juandah和Taroom煤层组,采用单层与合层直井开采方式.通过该气田131 口井的历年生产数据分析,根据单井高峰产气量及产气、产水量曲线划分出5种气井产能模式,合层开采的产量远大于单层开采的产量;对关键气井进行数值模拟分析,明确了控制产能的主要因素为煤层渗透率、含气量和厚度.认为可通过优化井型和井距来提高采收率:针对埋深小于400 m的储层,继续采用直井开发;针对埋深大于400 m的储层,采用四丛式定向井开发.在埋深小于350 m的储层,最优井距为1 200～1 500 m;在埋深为350～450 m的储层,最优井距为1 000 m;在埋深大于450 m的储层,最优井距为700～800 m.

摘要： 渤海LD5-2稠油油藏非均质性较强、岩石胶结强度较低,长期注水开发已经形成了优势通道.目前,单一调剖、调驱或驱油措施很难满足大幅度提高采收率的要求,将调剖、调驱和驱油等措施联合使用成为解决这一瓶颈的新思路.为满足LD5-2油藏的实际需求,该实验利用纵向三层非均质岩心及"分注分采"新型模型,借助电极测量等手段,开展了"调剖+调驱+驱油"复合调驱室内实验研究.结果表明,与直井井网相比较,水平井井网调剖后中低渗透层吸液压差较大,扩大波及体积效果较好,采收率增幅28.50％.对于非均质岩心,调驱后剩余油纵向上主要分布在中低渗透层.平面上,直井井网主要分布在远离主流线的两翼部位,水平井井网油水界面则平行于井眼轨迹."复合凝胶+微球/高效驱油剂"段塞组合中,复合凝胶在高渗透层内滞留作用较强,液流转向效果较好,使得后续"微球/高效驱油剂"2者之间的协同效应得以较好发挥,这兼顾了扩大波及体积和提高洗油效率技术需求,因而增油降水效果明显,采收率增幅26.50％.复合调驱是大幅度提高采收率的关键.

摘要： 本文以新疆油气田石南4井区三工河组气藏为例，通过对利用直井、裸眼井、水平井开发低渗、薄层砂砾岩气藏的产能分析，研究不同井型对产能的影响因素，为提高单井产气量及储量动用程度，气藏最终采收率和开发效果的提高打下了基础。应用地质评价技术，优选了矿场试验区，分别采用不同井型开发，提高了油气层钻遇率，并取得较好的试气试采结果，对类似气藏的开发具有一定的指导和借鉴意义。

摘要： 分析致密砂岩气藏衰竭式开发的动力与阻力,建立了评价气藏采收率的衰竭驱动指数模型,通过物理模拟实验建立了无量纲数衰竭驱动指数与采收率的关系,应用该模型分析了井型、压裂规模和井网加密对典型气田采收率的影响,论证了不同方法的适用条件,为提高致密砂岩气藏采收率提供理论指导.

摘要： 本发明涉及增强型地热完井施工方法领域，尤其是一种交错式高效增强型地热注采单井结构及其完井方法，包括设置在直井段的内管与外管，所述内管与所述外管同轴设置，所述内管与所述外管之间形成环形空间，在内管与外管下方的直井段安装有一转换机构，所述转换机构用于实现将冷水由其朝向井底的中心端流出、用于将换热后的热水转换至内管采出。整体结构设计便捷合理，采用环空注水转中心的延伸管路注水，使得冷水由中心流出，保持较低水温来增大温差，提高换热效果，产能效率高；同时，考虑到后续除垢问题，采用转换接头使得换热后的热水由内管采处，实现了内管采水，便于后期除垢，具有良好的实际应用意义，在实际使用中具有良好的经济效益。

摘要： 一种微L型长寿命防破坏采动井的井身结构及其钻井方法，属于煤矿采动区瓦斯地面抽采技术领域，可解决常规采动直井在采煤过程中受顶板剧烈位移影响易破坏、寿命短的问题。本发明将井口从工作面回风巷内侧上方挪至工作面回风巷外侧3‑5米处的煤柱上方，并在顶板裂隙带上方80‑100米处向工作面内侧定向造斜，形成“微L”型井身结构，分为三开结构，分段固井。综合来说，该井身结构设计合理，可以较低的成本实现大幅提高井身结构稳定性、显著提高钻井服役寿命和瓦斯抽采量的效果。

摘要： 本发明涉及地热资源的钻井工程技术领域，公开了一种水热型地热井工厂的建立方法，步骤1，地质模型建立；步骤2，地热井稳定涌水量确定；步骤3，压力场分析及地热井井距确定；步骤4，温度场分析及采灌井距确定；步骤5，井网部署。本发明还提供了根据上述方法建立的水热型地热井工厂。本发明实现了在一个平台上集中进行钻完井作业，以密集的井位形成一个开发“工厂”，流水线式集中钻井，以提高钻井时效，同时实现开发的集中管理。

摘要： 本发明公开了换热型水平井、换热型十字正交水平井工厂及施工方法，一开井段包括第一竖直井段，二开井段包括与第一竖直井段的底部连通的第二竖直井段和与第二竖直井段的底部连通的造斜至水平井段，三开井段包括与造斜至水平井段连通的水平井段；第一竖直井段内设置有表层套管，表层套管、第二竖直井段和造斜至水平井段内设置有第一技术套管，水平井段内设置有第二技术套管，第一技术套管与第二技术套管连通，第二技术套管远离第一技术套管的一端密封，第二技术套管为换热型技术套管；第一技术套管和第二技术套管内设置有中心管，中心管的一端与第二技术套管的端部设置有间距。热换效率大大提高，不再进行回灌，能够高效、清洁的开发利用地热能。

摘要： 本发明涉及地热资源开发和利用技术领域，具体为一种将原有直井或斜井转换成超短半径U型地热井钻井方法，包括如下步骤：步骤一、选定两口井底相距900‑1100m的井；步骤二、确定目的层中水平换热段的垂直深度；步骤三、设计主钻井和辅钻井的钻井轨迹；步骤四、在主钻井和辅钻井的目的层的上方分别开窗；步骤五、在主钻井和辅钻井中分别造斜弯曲段；步骤六、在目的层钻水平换热段；步骤七、主钻机向对接靶区末点钻进；步骤八、不断缩短主钻机钻头与辅钻机旋磁信号探棒之间的距离；步骤九、修正主钻机的向前钻进轨迹；步骤十、向前定向钻进，直到对接成功；本发明利用旋磁导向对接连通工艺，直接将两口老井的地下两个水平段对接，钻井进尺短，投资少。

摘要： 本申请提供重力头及包含其的U型井打井机及U型井土壤储冷热系统，包含重力头的U型井打井机，其特征在于包括重力头、卷扬机、供水源和控制系统；卷扬机吊索与重力头传动连接并能随时拉起重力头返回；重力头与井管传动连接；井管包括PEX管；重力头表面设置为减阻表面；减阻表面包括若干个出孔；令出孔输出水，出水使减阻表面的泥土浆料化，泥土的边界被出水冲刷不断后退，在泥土边界与减阻表面之间形成一个流体薄层；流体薄层降低泥土对重力头下沉的阻力；重力头利用其重力牵引井管下沉形成深入泥土的U型井；U型井由两个竖直段和一个半圆段组成。本实用新型的U型井土壤储冷热系统夏季减少大量开空调时间；夏季升温的土壤储冷热系统用太阳热能可大幅度增加热量供冬季使用。土壤源热泵供暖系统对气温不敏感。

摘要： 本实用新型属于地下污染水修复领域，具体涉及一种多效反应型地下水循环井井群，包括修复井群以及观测井群；所述的修复井群包括多个均匀设置在修复中心线上的修复井；所述的观测井群包括多个设置在距离污染源最远的修复井的周围的观测井；本申请的多效反应型地下水循环井井群,通过修复井以及观测井的设置，在不断检测的过程中，利用药箱对污染水进行化学治理，利用循环泵将污染水不断的抽至药箱处，并通过上井管将携带有药剂且反应后污染程度低的地下水通过所述上井管花孔排入地下水含水层中；不仅适用于挥发性和半挥发性有机污染地下水，同时也适用于重金属或复合污染地下水，大大提高了修复效率，降低了修复成本和维护成本。

摘要： 提供一种最大油藏接触(MRC)井型开采方法及其井型结构，在井型结构中除直井之外包括水平井、大斜度水平井和鱼骨井，直井与大斜度水平井和鱼骨井连通，大斜度水平井钻穿不同层段裂缝，多口分层布置的大斜度水平井、水平井均被设置在块状或厚层状油藏的内部，并且每层井中包含多排水平井或大斜度水平井，相邻排中的水平井或大斜度水平井井平面平行交错布置，相邻层中的水平井或大斜度水平井井纵向交错布置；多口鱼骨井分布在最底层油藏中且在平面内成多排状分布，相邻排中的各井平面平行交错布置，且处于同一水平面内；多口大斜度水平井和鱼骨井构成平面平错、纵向叠置交错的立体井网结构。本技术方案解决了现有技术中多数油藏采用直井为主开发，油井产量普遍较低，递减快，开发效果不理想。

摘要： 本实用新型公开一种旧井网改造加密井井型结构，包括已钻的油井和待钻的加密井，所述加密井的井口位于油井井网中相邻油井的连线的中点；所述加密井采用靶前距定向井井眼轨道，所述靶前距为短靶前距，所述短靶前距的数值≤油井井网间距的一半；针对单一油层，所述加密井的井眼轨道由首尾依次连接的直井段、第三造斜段、第三稳斜段组成；针对多层油层，所述加密井的井眼轨道由首尾依次连接的直井段、第一造斜段、第一稳斜段、第二造斜段及第二稳斜段组成。本实用新型通过采用短靶前距定向井井眼轨道，实现老区一井单层或多层油层低成本开发，进而提高油藏采收率。

摘要： 提出一种直井与水平井组合调驱的井型结构，该直井与水平井组合调驱的井型结构包括1口或多口水平采油井和1口直井；该直井为垂直注调驱溶剂井；水平井在垂直面上或平行或呈一定角度对称分布在垂直注调驱溶剂井两侧。本技术方案具有泻油面积大、生产压差小的优势，能有效提高水井的吸水能力和防止油井出砂，与直井组合后能增加水驱波及面积，改善油藏开发效果。