钻井高风险区域试用三级井身结构水平井的构想

针对2017年锦58井区钻井高风险区域漏塌复杂严重及前期油气田使用41/2 in裸眼预置管柱完井后期治理存在困难等问题,通过室内研究、国内外致密气钻完井技术现状调研及已钻井施工经验总结分析,认为:(1)锦58井区存在窄负安全密度窗口,改变井身结构,实现漏塌分治是现有技术装备条件下经济提速的有效方法;(2)采用悬挂51/2 in尾管不固井完井,利于气田后期综合治理、储层保护及水平井产能的有效释放。基于以上认识结合环保监测井的客观情况,提出适合锦58井区的井身结构及完井方式,并给出了配套的优快钻完井方案,该构想对推进杭锦旗快速效益上产具有一定的意义。     

麦盖提区块钻井关键技术研究及应用

塔里木盆地麦盖提地区异常地应力发育、古近系盐膏层易蠕变挤毁套管、二叠系火山岩钻井速度慢、古生界地层岩性复杂钻头选型难、三开井眼井壁稳定性差、奥陶系裂缝性地层涌漏风险高,为此开展了断裂带异常地应力分布规律、井身结构优化、高效破岩工具研制、刀翼式孕镶钻头研发、井壁稳定高效钻井液、欠平衡钻井等关键技术研究,提出了非常规井身结构优化设计系列,研制了高效破岩工具和刀翼式孕镶金刚石钻头,研发了高效抑制性防塌钻井液体系。在此基础上形成了钻井提速配套技术系列,完钻井平均机械钻速提高17.89%,钻井周期缩短34.55%。     

东胜气田小斜度导眼水平井可行性分析与应用

东胜气田部分区域构造复杂、断裂发育、储层非均质性强,大斜度导眼(最大井斜70°)水平井在复杂构造区钻井过程漏塌严重、测井遇阻、轨迹调整难度大。基于井筒岩石力学、井筒强化理论及28口水平井的实钻资料,分析论证了小斜度导眼(最大井斜40°)的钻井提速优势。结果表明:小斜度导眼利于防漏防塌、测井、轨迹调整及提高机械钻速。认为采用小斜度导眼是东胜气田复杂地层有导眼水平井提速提效的必要手段。     

元坝区块提高钻井速度技术方案探析

在总结分析前期钻井经验的基础上,从地质因素、钻井复杂情况、岩石可钻性、地层温度、钻井液密度、井身结构等方面分析了目前影响元坝区块深井钻井速度提高的因素。指出井身结构层次有限,不能完全有效封隔不同压力体系的地层以及须家河组地层可钻性差、埋深较深、段长,不能利用空气钻进行钻进是影响机械钻速的2个最重要原因。提出了气体钻井方案、钻头选型方案、进口动力钻具配合高效钻头钻须家河地层方案,以及采用特种井眼尺寸井身结构方案,为元坝区块深井钻井提供技术支持。     

大庆油田齐家区块致密油水平井钻井提速技术

水平井技术是实现致密油开发的重要途径。自2013年开始,大庆油田在齐家、长垣等3个致密油区块开展了水平井井组开发先导性试验,其中齐家区块施工难度最大,针对该区块水平井水平段长、位移大的特点,及钻遇地层岩石可钻性差、三维扭方位难度大、机械钻速低、钻井周期长等主要技术难点,在分析地层特征的基础上,通过优化井身结构,井眼轨迹控制,优化三维井眼轨迹,开展个性化钻头、降摩减扭措施和配套工具的技术攻关及现场应用,初步形成了一套大庆油田齐家区块致密油水平井钻井提速技术,并取得了较好的应用效果,为大庆油田致密油长水平段水平井进一步提速及规模应用奠定了基础。     

伊拉克米桑油田深井水平井钻井技术

为应对伊拉克米桑油田深井水平井高压盐膏层盐水侵,下部灰岩地层漏、喷、塌和卡等多种风险,同时尽可能降低钻井成本,提高作业时效,在64H井开展了深井水平井研究和实践。根据区块作业经验将深井水平井设计为六开井身结构;针对高压盐膏地层,采用高密度饱和复合盐钻井液技术;在深部灰岩地层实施了一系列定向井和尾管固井技术。解决了该区块钻井过程中的技术难题,提高了钻井安全性和时效,打破了米桑油田深井水平井钻井记录。     

永页1井区深层页岩气优快钻井关键技术

四川盆地东南部永川页岩气田永页1井区构造整体为NE向长轴向斜,内部断层发育,地质条件和页岩气储层特征更加复杂、储层埋藏更深。开发初期钻井机械钻速低、钻井周期长。为此开展了永页1井区深层页岩气优快钻井关键技术研究,形成了井身结构优化设计、三维水平井轨迹设计与控制、钻头与钻井工艺优选、低密度防塌润滑钻井液技术、页岩气特色固井工艺技术为核心的深层页岩气水平井优快钻井技术体系。在永页1井区推广应用,平均单井机械钻速提高了60%,平均钻井周期缩短16%,工程质量优良。为永页1井区产能建设的顺利完成提供了强有力的技术支撑,对深层页岩气规模开发提供了重要的借鉴作用。     

水平井钻井技术难点及对策分析

水平井井身结构与直井不同,其水平段在油层中穿行,增加了井眼与油层的接触面积,能够显著提高单井原油产量及采收率,在非常规油气资源开采中发挥重要作用。由于井身结构特殊、钻井工艺复杂,水平井钻井存在井壁稳定性差、井眼轨迹难以精确控制、钻进过程中摩擦阻力和扭矩较大、易形成岩屑床、套损严重等问题,鉴于此,系统分析了水平井钻井存在的技术难点,并提出了相应的技术对策,对于指导水平井高效钻井,提高钻井成功率具有一定指导意义。     

莫116井区水平井钻井设计优化与应用

莫116井区在水平井钻井施工过程中,面临着"缩、卡、塌、漏、喷、硬"等难题,为避免井下复杂事故、缩减钻井周期、降低作业风险,在该区开展了水平井优化设计与轨迹优化控制技术研究工作。通过对井区已完钻井资料论证分析,针对性地对井身结构和井眼轨迹控制提出了优化方案;根据前期实钻情况和钻柱力学分析,优化了水平井钻井钻具组合和钻井参数;通过优化钻井液体系,解决了定向作业井段井壁稳定性差、定向施工摩阻大、粘附卡钻几率高等问题。通过对上述研究成果的现场应用,实现了水平井优快钻井目标,二开定向段和三开井段平均机械钻速相比优化前水平分别提高27%、30%,其中M614等井实现了"一趟钻"完成水平段钻进目标。     

准噶尔盆地南缘呼图壁背斜探井钻井提速技术难点与对策

呼探1井获得高产油气,为准噶尔盆地南缘呼图壁背斜构造深部地层展示良好勘探前景,该构造具有储层埋藏深,地层高温高压、多压力系统,部分层段易漏、易塌、岩石硬度高,可钻性差等复杂地质条件,严重制约了钻井速度.针对这些难题,结合南缘近年钻井技术研究和现场实践,提出了完善井身结构,上部地层大尺寸井眼采用钾钙基有机盐钻井液体系,优...     

氯化钾钻井液体系在元坝气田陆相井段的应用

川东北工区元坝区块陆相地层钻井液施工主要存在以下难点:钻井液密度高、井眼大、参与循环钻井液量大、易发生井壁失稳、易漏、高压气层等,其中井壁失稳问题是多年来都未曾解决的难题之一,间接导致钻井周期长、机械钻速低。针对易发生井壁失稳的难题,学习邻区中江构造、高庙构造等区块防塌成功经验,优选了抑制剂和防塌封堵剂,形成了氯化钾防塌钻井液并在元坝多口井陆相地层得到成功应用。结果表明,90%的应用井无井壁失稳复杂情况发生,顺利钻穿陆相地层,缩短了钻井周期,提高了机械钻速。     

葡79区块五段制大位移井钻井液技术

大庆油田库里泡葡79区块大位移定向井为五段制井身结构,水平位移2000m以上,针对以往钻井过程中出现的井壁失稳、井眼净化困难、摩阻大和井漏等问题,通过改用氯化钾/硅酸钠聚合物钻井液体系及配套工艺技术,利用无机盐、硅酸盐和胺基抑制剂的协同作用,解决了泥岩段井壁稳定和井眼净化问题,通过极压润滑剂配合环保合成脂,解决了高密度条件下的摩阻问题,采用聚合铝封堵材料匹配地层漏失通道,解决了井漏问题。钻井液滤失量小于3m L,明水组、嫩江组泥岩岩屑回收率达85%以上,摩阻系数小于0.08。完成的井钻井周期平均缩短15d,平均机械钻速达到8.9m/h,有效解决了该区块井漏、井塌及卡钻等复杂问题,为该区块顺利开发起到了关键作用。     

彭州气田PZ115井钻井提速配套技术

为解决龙门山前彭州气田钻井中上部地层气体钻井提速技术受限、易井斜,中部须家河组与小塘子组地层研磨性强、可钻性差,下部雷口坡组地层较破碎、易阻卡、易漏,以及机械钻速低、钻井周期长等难题,通过分析龙门山前彭州气田地质资料和地层特点,在PZ115井中开展了优化井身结构、水力加压器、垂直钻井技术、PDC钻头优选技术、高效钻井液技术、扭力冲击器等钻井提速配套技术的研究与运用,实现了安全快速钻井,平均机械钻速2.62 m/h,钻井周期265.75 d,与区块前期钻井周期最短井YS1井相比,钻井深度增加454 m,平均机械钻速提高24.17%,钻井周期减少了17.42 d,创川西地区雷四段气藏为目的井中钻深最深和钻井周期最短纪录。研究结果表明,PZ115井钻井提速配套技术可为彭州气田后续钻井提速增效提供借鉴。     

优快钻井配套技术在希50-54井应用实践

针对海塔地质特点和钻井难点,开展钻井技术研究和现场试验,制定了切实可行的钻井提速方案,较好地解决了上部地层易塌、中部地层易斜、下部地层硬造成的相关钻井技术难点,实现了优快钻井的目标,为增储上产提供了强有力的保障。以希50-54井为例,从技术应用思路和应用效果两方面出发,深入分析井身结构优化、钻头及参数优选、复合钻井等几大海塔优快钻井配套技术在现场实际中的应用情况,实践表明机械钻速得到大幅度提高,钻井周期明显缩短,效果显著。     

控斜打快新实践——方23井钻进收获

方正区块是大庆油田的易斜区块之一,蕴含较大的资源潜力,是大庆油田重要的资源接替区。由于此区块地质构造复杂、地层倾角大、岩性变化大、岩石可钻性级值高以及钻井方式单一、技术措施不完善等因素的存在,井斜问题十分突出,机械钻速较低,严重制约了勘探开发步伐的加快以及钻井技术的快速发展。通过在方23井进行液动旋冲工具,有效提高了机械钻速,保证了井身质量,达到了优快钻井的目的。     

玛18井区定向井优快钻井技术研究

针对玛18井区三叠系上部白碱滩组漏失严重、三叠系下部地层均质性差、含不等径砾岩、机械钻速低的工程技术难点,开展了玛18井区定向井优快钻井技术研究。通过优化井身结构,优化井眼轨道,优选抗研磨、抗冲击PDc钻头,开展提速工具试验,形成玛18井区优快钻井技术。该技术在26口井进行了应用,施工周期控制在15d以内,平均节约工期7d以上。现场试验表明,玛18井区定向井优快钻井技术解决了该区域地层漏失问题,三叠系机械钻速得到有效提升,实现一趟钻钻完直井段、造斜段、稳斜段。     

龙凤山凝析气藏钻完井难点分析及技术对策

龙凤山气田上部地层易坍塌,下部地层裂缝发育易漏失,同时砾岩、砂岩、火山岩地层发育,抗压强度高、研磨性强、可钻性差,钻完井过程中主要问题是"上塌下漏"。通过优化井身结构、动态堵漏,解决"上塌下漏"问题,优选高效钻头和破岩工具提高机械钻速,定向井平均机械钻速由4.45m/h提高到9.52m/h,钻井周期由107.17d缩短到38.03d;水平井平均机械钻速由5.48m/h提高到6.58m/h,钻井周期由72.46d缩短到55.21d,整体指标大幅提升。     

大尺寸井眼优快钻井技术的研究与应用

塔里木油田东河塘地区的开发井大多数属于长裸眼超深水平井,施工后期普遍存在钻机负荷重,井壁稳定性差,井身质量难保证,斜井段易粘卡,钻井液难题多等难点,为了降低斜井段难度,常用井身结构中便凸现了二开大尺寸井眼裸眼长、井壁稳定性差、机械钻速低等难题,施工难度很大.塔里木胜利钻井公司70799队近两年相继安全顺利完成DH1-H6等三口井,平均井深6330m,平均钻井周期121.31d,分别比设计钻井周期节约44～71d,创该地区多项指标.目前该井队正在施工的DH1-H9井也已顺利完成大尺寸井段施工任务,区域优快钻井技术优势明显.对东河塘地区二开井眼钻井施工中的主要难点进行分析和研究,总结提出"三位一体"优快实用技术,使大尺寸井眼达到了普通井眼类似的速度,取得巨大成功,值得在其它区域和油田推广.     

平桥南区页岩气水平井钻井优化设计

在分析平桥产建井位部署特点及区块地质条件的基础上,系统总结了该区块页岩气水平井钻井存在的防漏堵漏工艺、钻井提速技术、水平段施工工艺等方面存在的问题,通过对平台部署、井身结构、井眼轨道、"井工厂"钻井模式、钻头选型、钻井液体系及固井工艺等方面的深入研究和优化,形成了平桥南区块页岩气水平井钻井优化设计方案,以实现平桥南区页岩气产建的高效开发。     

古城601井井身结构优化设计

古城地区实钻中存在表层窜冒、却尔却克组大段难钻"黑被子"地层、H_2S、卡钻、井漏、溢流、井塌、地层压力温度高等技术难点,导致该区块钻井周期长、钻井成本高。针对古城地区地质特点,结合古城601井钻井目的及完井方式,综合考虑地层压力、必封点等井身结构设计关键点,在保障安全和质量的前提下,对古城601井进行了井身结构优化设计,并经实钻验证该设计思路合理,为古城地区井身结构设计提供了新思路。