吉木萨尔页岩油超长水平段水平井安全高效下套管技术

吉木萨尔油田属于典型的页岩油油藏,采用"水平井+体积压裂"开发方式。为了探索页岩油产能建设新模式,2019年在该油田开展了超长水平段水平井试验。其中,JHW00421井水平段长3 100.0 m,刷新了多项非常规油气水平井钻井纪录。为了降低超长水平段下套管难度和风险,对下套管技术方案做了诸多优化,主要包括套管柱下入能力预测分析、通井钻具组合设计、井筒清洁参数优选、套管扶正器选型与使用等。研究与实践表明,采用多扶正器通井钻具组合、较高的钻井液排量和钻柱转速能够提高通井和井筒清洁效果,为安全高效下套管创造条件;采用滚轮扶正器、整体式弹性扶正器并优化安装位置,能够有效降低长水平段下套管阻力。此外,若常规下套管技术难以满足要求时,建议采用漂浮下套管技术,慎用或不用"上提下冲操作"。该研究成果能够为超长水平段水平井钻完井设计与施工提供参考。     

新疆吉木萨尔页岩油超长水平段水平井钻井关键技术

为解决新疆吉木萨尔页岩油超长水平段水平井水平段钻井中井眼失稳和摩阻过大的问题,满足3 000～3 500 m长水平段安全快速钻井需求,进行了井身结构优化、双二维井眼轨道设计、根据井眼清洁情况确定钻井参数等降摩减阻技术研究,并在室内优化配制了抑制性强、稳定性好、润滑性强的油基钻井液,研究形成了新疆吉木萨尔页岩油超长水平段水平井钻井关键技术。该技术在现场试验3口井,水平段机械钻速达到10.9 m/h,缩短了钻井周期,3口水平井的通井、电测和下套管作业均一次完成,钻井完井过程中未发生井下故障,并创造了国内非常规油气藏最长水平段纪录。研究与应用结果表明,该技术可以满足新疆页吉木萨尔页岩油示范区超长水平段水平井安全高效钻井和进一步提高水平段延伸能力的技术需求,值得推广应用。      

南川页岩气田超长水平段水平井钻井关键技术

南川常压页岩气田采用超长水平段水平井开发可提高其开发效益,但存在水平段极限延伸能力预测难、井眼轨迹控制难、井眼清洁效果差、钻柱摩阻扭矩大、套管下入难和固井易漏易气窜等技术挑战。为此,进行了管柱力学和流体力学分析,明确了超长水平段钻进和下套管时钻柱的受力状态,分析了超长水平段的水力延伸能力及关键影响因素。基于分析结果和南川页岩气田钻井实践,形成了井眼轨道优化设计、低成本高效导向钻井、井眼高效清洁、套管安全下入、超长水平段泡沫水泥浆固井等关键技术。上述技术在2口水平段长度超3 500 m的水平井进行了现场应用,全部使用国产的钻头、螺杆钻具及常规LWD,2口井平均钻井完井周期较设计缩短25.4%,实钻整体靶框控制在5 m以内,优质页岩钻遇率平均在90%以上,水平段复合钻进比例平均达90.45%,最大狗腿度0.15°/30m,高效成井的同时,实现了提速降本。南川页岩气田超长水平段水平井钻井关键技术,可为国内水平段长超3 500 m水平井的钻井提速提供借鉴。      

长庆油田陇东地区页岩油超长水平段水平井钻井技术

长庆油田陇东地区页岩油超长水平段水平井钻井过程中存在井眼轨迹控制困难、机械钻速低、水平段堵漏难度大、井壁易失稳和完井套管下入困难等技术难题,为此,进行了井眼轨道设计及井眼轨迹控制技术优化,优选旋转导向钻具组合,应用高性能水基钻井液和套管漂浮下入技术,根据漏层特点和漏失速度采取不同的堵漏技术措施,形成了页岩油超长水平段水平井钻井技术。该技术在陇东地区华H50–7井进行了应用,顺利完成长度4 088.00 m的超长水平段钻进,创国内陆上油气井最长水平段纪录,表明该钻井技术可以满足陇东地区页岩油高效开发的需求,也为国内其他地区超长水平段水平井钻井提供了借鉴。      

南川页岩气田超长水平段水平井高效下套管技术

重庆南川页岩气田东胜区块是国内首个常压页岩气藏，为了有效动用地质储量、提升页岩气单井产量，在该区开展了超长水平段水平井先导试验。该区地质构造复杂，地层产状变化幅度大，导致井眼轨迹复杂、水垂比大及井眼清洁度不佳，使得超长水平段水平井生产套管高效下入面临极大的技术挑战。文中通过开展套管下入方式优选、漂浮下套管工艺设计及井眼清洁措施优化，形成了超长水平段水平井套管高效下入技术。该技术在SY9-3HF井（水平段长度4 035 m）成功应用，有效保证了下套管施工作业安全和固井质量，为该井后期高效安全生产奠定了良好基础，也为南川页岩气田乃至国内非常规油气超长水平段水平井下套管提供了借鉴。     

吉木萨尔页岩油水平井JHW00421井钻完井关键技术

JHW00421井是吉木萨尔油田第1口超长水平段页岩油水平井,设计水平段长度3 027 m,面临钻进摩阻及扭矩大、井壁易失稳、井眼轨迹控制难度大、井眼清洁难度大、油层套管下入困难等诸多钻井难题。为攻克以上技术难题,开展了以下技术研究和现场实践:优化井身结构并将?244.5 mm技术套管下至A靶点以实现水平段专打;采用旋转导向工具对水平段轨迹进行精准控制并减小井眼曲折度;采用油水比85∶15的油基钻井液,降低长水平段井壁失稳风险、钻井管柱与井壁摩阻系数;基于水平井井筒清洁“传输带”理论,制定详细的井筒清洁技术方案以确保井筒“干净”;优选套管柱摩阻计算模型并合理选取摩阻系数,准确预测套管柱下入能力并优选下套管方案;采用多扶正器通井钻具组合、优化套管扶正器类型及安放位置以降低下套管阻力;采用油基冲洗型隔离液并优选注水泥参数来提高水平段固井质量。该井完钻井深5 830 m,实际完成水平段长度达3 100 m,水平段固井质量测井解释为优质,对今后同类超长水平段水平井设计和施工有借鉴和指导作用。     

吉木萨尔页岩油水平井钻井技术实践

吉木萨尔页岩油3 000 m以浅部署的水平井水平段长度普遍在1 000～2 000 m左右,井斜角近90°,增斜段、水平段地层钻进存在着钻压传递、井眼清洁、井壁稳定等技术难点,从井身结构优化、PDC钻头优选、"大功率螺杆+水力振荡器"协同提速导向、复合盐钻井液体系优化等方面入手,研究形成了吉木萨尔浅层页岩油水平井钻井关键技术。2019年应用该技术在吉木萨尔油田钻水平井22口,井身结构由"三开"变为"二开",平均水平段长1538 m,平均机械钻速8.81 m/h,平均钻完井周期66.38 d;与前期水平井相比,旋转导向工具占比由100%降至28%,平均水平段长增加291 m,但平均钻完井周期仍缩短7.1 d。实践表明,吉木萨尔页岩油水平井钻井技术有效缓解了页岩油水平井提速对进口旋转导向工具的依赖,满足了吉木萨尔页岩油效益开发的需求,也为国内页岩油水平井开发提供了借鉴。     

长庆油田致密气水平井超长水平段安全钻井完井技术

为了提高长庆气田致密气开发效益,加大部署水平段长超4 000 m的水平井,但随着水平段长度增加,面临井眼轨迹控制困难、钻井液携岩难度大、钻具起下钻摩阻大、泥页岩井壁易失稳和尾管难以下至设计井深等技术难点。为此,应用优化钻具组合及强度校核技术,以保证施工的安全性;研发高性能水基环保钻井液体系并配合井眼清洁监测技术,以实现超长水平段的安全钻进;采用破裂板悬浮器下套管技术,以确保套管下入顺利;并结合该油田的实际情况提出了具体的技术措施,形成了长庆油田致密气水平井超长水平段安全钻井完井技术。长庆油田3口致密气水平井的超长水平段应用该技术后,均顺利完井,表明其可以保证超长水平段的安全施工。长庆油田致密气水平井超长水平段安全钻井完井技术为长庆油田致密气高效开发提供了技术途径。      

北美页岩油气长水平段水平井钻井实践与启示

在低油价压缩成本和提高油气单井产量的双重压力下，通过增加水平段长度已成为北美页岩油气公司降本增效的重要突破口。北美页岩油气生产商采取了一系列技术措施提高长水平段水平井钻井效率，降低了单位英尺作业成本，取得了较好的经济效益。通过调研北美页岩油气长水平段水平井钻井现状，分析了主要油气公司采用的关键钻井技术，包括井身结构优化设计、超大规格钻机、定向工具、钻井液、下套管技术等，结合我国页岩油气水平井钻井现状及技术需求，提出了长水平段水平井钻井技术发展建议，旨在为我国页岩油气增储上产、降本增效提供借鉴。     

中国石化页岩气超长水平段水平井钻井技术新进展与发展建议

为实现页岩气超长水平段水平井高效开发，中国石化围绕页岩气地质选区评价、装备配套、降摩减阻、低成本高效地质导向、钻井参数分层优化、长寿命高效破岩工具及高效固井等技术进行攻关研究，成功实施了水平段长度超过2 700 m的水平井15口、超过3 000 m的水平井5口，初步形成了4 000 m页岩气超长水平段水平井钻井技术，有力支撑了东胜区块、焦石坝区块等页岩气的高效开发。概述并分析了中国石化页岩气超长水平段水平井钻井技术的新进展，分析认为，与国外相比，中国石化页岩气超长水平段水平井钻井技术仍存在较大差距，因此建议重点攻关地质选区及评价、关键提速工具、高效钻井液体系、降摩减阻和套管下入与长效封固等关键工具与技术，为实现超长水平段水平井安全高效钻井提供技术支撑。     

长宁超长水平井钻井摩阻数值模拟分析

CN-H21-5井是四川长宁页岩气区块一口超长水平段水平井,存在高摩阻、高扭矩和钻柱屈曲变形等一系列页岩气水平井典型技术难题急需解决。为了控制钻柱屈曲变形和接触摩阻扭矩,基于Hamilton原理建立全井钻柱动力学模型并采用 ＨＨＴ-α法对模型求解,分析了造斜段造斜率和水平段钻具组合对摩阻扭矩的影响规律。通过数值模拟表明：增加造斜段的造斜率能够降低造斜段的接触摩阻总值,同时也能降低全井段的接触摩阻;小尺寸钻杆传递较大轴向力时会发生严重屈曲变形,导致接触摩阻不降反增;在水平段采用“大 ＋小”的钻具组合,既能减小钻柱发生严重屈曲变形的概率,也能降低水平段接触摩阻。结论认为,减少造斜段长度并提高水平段前半段钻柱尺寸能够有效降低全井的接触摩阻,该结论能为长宁页岩气超长水平井的降摩减阻提供理论支撑。     

渝西大足区块超深超长页岩气水平井钻井技术

为了解决渝西大足区块页岩气超深、超长水平井存在井眼轨迹控制难度大、机械转速低、钻柱振动较大且井温偏高等技术难点,优化了水平段铂金靶体的储层选择,将水平段箱体位置选取于五峰组底界以上5~8 m,依据断层倾角进行剖面设计;优化井身结构设计封隔易漏、易垮塌地层;利用高造斜率ATC旋转导向工具,匹配地层优化钻头选型,降低轨迹控制难度和提高钻进速度;采取分段优化钻具组合和钻井参数,优选油基钻井液确保井壁稳定性,降低钻井风险;利用慢放缓压减振法降低钻具振动和循环降温措施解决井温偏高难题。现场应用顺利完成了该区块多口超长超深水平井的施工,形成了渝西大足区块超深、超长页岩气水平井关键钻井技术,为该区块积累了超深超长页岩气水平井施工经验。     

苏里格致密气藏超长水平段水平井钻井完井关键技术

针对苏里格气田致密气藏超长水平段水平井钻井完井过程中循环泵压高、摩阻扭矩大、机械钻速低、井眼清洁困难、完井套管柱下入困难等问题,分析了超长水平段水平井钻井完井技术难点,进行了高效钻具和钻井设备优化配置、井眼轨道设计和井眼轨迹控制、水平段钻井提速和清洁,以及旋转导向钻井、强抑制润滑性水基钻井液和"旋转引鞋+套管"漂浮下入...     

钻井优化系统在国内非常规油气资源开发中的实践

相对于北美,国内非常规油气资源勘探开发起步较晚。页岩气勘探开发始于"十二五"初,致密油、致密气、页岩油勘探开发则始于"十三五"初,但在"十三五"期间得到了快速发展,特别是川渝页岩气藏、准噶尔盆地玛湖砾岩油藏、吉木萨尔页岩油藏已进入规模开发阶段,成为中国石油"十三五"末及"十四五"期间天然气和原油上产的最重要领域。与常规油气资源相比,非常规油气资源储层条件差,需要大规模"水平井+体积压裂"才能实现有效开发。然而,由于受钻机装备条件和水平井钻井工具性能,特别是理念和方法的限制,国内非常规水平井普遍存在钻井效率低、建井周期长的问题:一般垂深为2000~3000m、水平段长1500~2000m的水平井钻井周期为60~90天。而北美钻一口水平井基本都能控制在15~25天:一般垂深为2000~3000m、水平段长2000~3000m。国内一部钻机一年只能钻2~3口水平井,而在北美一部钻机一年能完成15~20口水平井。随着国内非常规油气资源的规模开发,钻机紧缺的矛盾日益突出,钻井效率已经成为严重制约国内非常规油气资源快速规模上产的瓶颈问题。北美大幅度提高水平井钻井效率的原因有管理和技术两大因素,其中技术主要表现在以下5个方面:一是钻机配套能力的不断升级;二是井下工具可靠性和稳定性的提升;三是大平台工厂化作业;四是远程实时支持与决策系统;五是系统优化钻井理念和方法的应用。2018年海峡能源股份有限公司与美国K&M钻井工程咨询公司合作,引进国际先进的系统优化钻井理念和方法,率先在川渝地区长宁页岩气藏和新疆玛湖砾岩油田开展了水平井钻井提速先导性试验,大幅缩短了建井周期,验证了系统优化钻井方法在国内非常规油气资源开发中的可行性。为了达到进一步推广的目的,2019年在玛湖砾岩油田开展区块提速试验,同样取得了显著的提速效果,进一步证明了系统优化提速理念和方法具有科学性、广普性和可复制性,是经验钻井向科学钻井迈进的重要实践,展示出了非常广阔的推广应用前景。     

长庆页岩油水平井华H90-3井超长水平段防漏堵漏技术

华H90-3井是部署在长庆油田陇东国家级页岩油示范区的一口超长水平段水平井,由于地质运移作用,该井水平段储层不连续,存在断层;砂体孔隙发育良好,地层承压能力低;地层流体活跃,堵漏浆被稀释后不易滞留,无法固化,防漏堵漏难度大.针对上述技术难点,应用当量循环密度监测技术,进行井漏超前预防;采用随钻堵漏技术,提高堵漏效率;研...     

非常规水平井多段钻塞完井工艺在河南油田泌页HF1井的应用

河南油田泌页HF1井是部署在南襄盆地泌阳凹陷深凹区的一口以主探页岩油为目的的水平预探井。介绍了该井在钻桥塞施工中,如何选定钻桥塞完井方案(包括:钻塞施工泵压的确定、钻塞施工钻压的确定、钻塞施工时液体的选择、钻桥塞工具组合)及钻塞施工的详细步骤。通过选择带压施工装置,配套钻桥塞工具,设定施工参数,历时4d,仅用1只钻头就实现了在1042m水平段,钻桥塞14个,冲砂钻进达170.93m,开创了非常规钻桥塞的新记录。     

TP2CX超深开窗侧钻中短半径水平井钻井技术

新疆沙雅地区奥陶系中统一间房组油气藏埋深超过6 900 m,未知因素多、钻井难度大、成本高。为此,在TP2井基础上套管开窗侧钻完成了1口评价井——TP2CX中短半径水平井。该井钻进中遇到开窗点超深、地层可钻性差、小井眼泵压高、深井测量信号传输困难、地层温度高、设计油藏埋深累计误差较大等技术难点。为此,对设计的井眼轨道进行了修正,采用卡瓦坐封式斜向器进行开窗作业,选择适合小井眼和耐高温的无线随钻仪器、螺杆钻具,优化了钻井参数,选择了钻头,调整了钻具组合,形成了适用于超深开窗侧钻中短半径水平井的钻井技术。TP2CX井设计井深7 305.33 m,全角变化率78.40°/100m,水平位移465.85 m;轨道修正后全角变化率为66.67°/100m,实际开窗点井深6 789.42 m,完钻井深7 453.00 m,水平位移565.88 m。该井实现了超深开窗一次性成功,有效解决了油藏埋深误差较大的问题,避免了在超深井中无线随钻仪器和螺杆钻具易失效而引起的起下钻作业,比设计钻井周期缩短26 d,提高了钻井时效,大大降低了钻井成本。      

元坝气田HF-1陆相深层页岩气井分段压裂技术及效果

陆相深层页岩储层的改造难度比普通浅层页岩储层更大,其主要的改造措施是以水平井加上大型分段压裂为主。元页HF-1井便是四川盆地元坝气田的1口陆相超深页岩气水平探井,完钻斜深4 982m,垂深3 661.80m。为此,在分析陆相超深页岩储层改造技术难点和试验研究的基础上,优选出一套适用于本井储层改造的技术方案:采用自主研发的复合压裂液和压裂工艺技术,进行大排量、高砂比、大砂量、多级可钻式桥塞封隔分段压裂改造。除第一段采用连续油管射孔、光套管压裂外,后续各段均采用地面泵送"电缆+射孔枪+可钻桥塞"工具串,入井至预定位置,电缆点火座封、桥塞丢手后上提射孔枪至射孔位置进行射孔,随后进行分段压裂,施工结束后快速钻掉桥塞进行测试。现场实践结果表明:超深页岩气储层压裂达到了"一天两段压裂"的目的,刷新了施工排量最大、单段加砂量最大、平均砂比最高、钻塞时间最短等17项国内页岩油气井压裂作业施工技术指标。该井的储层改造成功为以后国内深层页岩气水平井实施大型分段压裂改造积累了技术及现场施工经验。     

四川盆地深层页岩气水平井优快钻井技术——以泸203井为例

泸203井是中国石油天然气集团有限公司部署在四川盆地南部泸县—长宁页岩气区块的1口重点超深页岩气探井,实际完钻井深达5 600 m,测试日产气量为137.9×10~4 m~3,成为目前国内首口单井测试日产量超百万立方米的页岩气井。为了给深层页岩气井优快钻井提供借鉴和经验,以泸203井为例,在分析储层特征对钻井要求的基础上,归纳总结了保障该井页岩气水平井钻井井身质量、优质储层钻遇率、快速钻进以及降低复杂事故率的优快钻井综合配套技术,并对其应用效果进行了评价。研究结果表明:(1)采用旋转导向工具并配合钻柱扭摆系统钻进,减少了滑动定向钻进进尺,成功地控制了钻具托压现象,大幅度降低了定向辅助时间;(2)实施的4种削减钻具振动措施很好地解决了水平段钻进中螺杆故障问题,进一步提高了钻井速度;(3)采用近钻头伽马测量系统实时追踪储层,控制轨迹在优质产层内钻进,保证了优质页岩储层钻遇率;(4)优配钻井装备及高密度的油基钻井液的应用保证了井下动力钻具的动力和井眼携砂的需求以及钻井液性能的净化,确保了井眼畅通、保持了井壁稳定,起到了提高钻井速度的重要作用。结论认为,泸203井按照地质工程一体化的技术思路,采取先打直导眼再侧钻水平井的方式,优质页岩储层钻遇率达到100%,该井的实施进一步完善了四川盆地新区块超深页岩气水平井配套优快钻井技术。