准噶尔盆地南缘冲断带——呼探1井超深井钻井方案优化

呼探1井是中石油股份公司2019年在在准噶尔盆地南缘山前部署的一口重点风险探井,勘探意义十分重大。该井设计井深7 280 m,存在井身质量控制困难、钻井提速难度大、喷漏风险并存、钻井液和水泥浆性能维护难度大、固井质量难以保证等钻井技术难点。为此,根据该井所钻遇地层的特点,充分考虑预探井风险,在保证钻井安全的前提下,兼顾井身质量、效率、经济等因素,剖析邻井资料,与地质紧密结合,充分考虑钻井存在的风险,确定了五开井身结构,采用主动防斜技术、PDC钻头及辅助工具试验的强化、钻具组合采用"螺杆+MWD+PDC钻头"复合钻井技术,提高钻井速度;优化完善钻井液体系,采用油基钻井液体系以有效应对钻井过程中可能存在的各种复杂情况;针对固井难点,提出四开随钻扩眼,以提高窄环空间隙的顶替效率,五开采用抗高温的水泥浆体系以确保固井质量,为今后超深井设计提供理论参考。     

巴彦河套新区深井钻完井关键技术

为了解决巴彦河套新区井深4 500 m以上深部地层井眼轨迹控制难度大、井壁易垮塌掉块、井眼扩大率大、钻井完井过程中频繁遇阻卡、长封固段固井质量难以保证等技术难题,在钻井完井技术难点分析的基础上,优化了井身结构、井眼轨道与井眼轨迹控制方法,制定了钻井提速技术方案,改进了钻井液、固井水泥浆配方及技术措施,形成了巴彦河套新区深井高效钻完井系列技术。现场应用表明:井壁垮塌掉块明显减少,通井划眼时间缩短,钻井、完井周期大幅度缩短,固井质量提升。该研究可为巴彦河套新区安全高效钻井完井提供技术指导。     

BX水泥浆体系在LN油田的应用

为了实现钻井"提速、降本、增效",塔里木油田优化了LN油田的开发/评价井的井身结构,减少套管层数,形成了较多的长裸眼固井。而长封固段固井中的高温高压、大温差、长裸眼段、多套压力层系并存等复杂情况极大地增加了固井难度,对水泥浆的各项性能要求更为严格。从LN油田低压易漏长裸眼段固井的难点出发,结合该区域目前广泛采用的工艺技术现状,水泥浆的应用情况,进行了BX水泥浆体系应用适应性评价。结果表明,BX水泥浆体系具有高初始稠度、强触变性、防窜性能好等特点,更能够适用于LN油田的地质特征,在水泥浆候凝期间起到一定的防漏堵漏作用。双密双凝水泥浆设计,能有效降低液柱压力,降低施工过程中压漏地层的风险,提高整体固井质量,能够满足低压裸眼长封固段固井需求。      

焦页197-4HF页岩气长水平段井钻井关键技术

焦页197-4HF井为焦石坝二期页岩气开发的一口长水平段水平井,钻遇地层地质条件复杂。受构造变化大、断层发育、页岩储层埋藏深、地层压力体系认识不清、垂深预测误差大等因素影响,钻井施工难度大。针对定向施工摩阻扭矩大、井漏频繁、地层可钻性差、钻头磨损严重等难点,采取优化井身结构及井身剖面、优选钻头、精细控制井身轨迹、优选钻井液体系、优化堵漏措施等技术,顺利完成该井施工任务。针对页岩气长水平段钻井的提速提效,提出了加强针对龙潭组和茅口组地层的PDC钻头个性化设计、钻井各阶段使用相应工具、开展平桥页岩气井堵漏工艺及油基钻井液封堵技术的研究等建议。     

天外天三井的优快钻井技术

文章介绍了天外天三井钻遇的地层、井身结构、作业特点和难点 ,阐述了该井PDC钻头钻进、PDC钻头可钻式浮鞋浮箍、钻井液、固井技术等优快钻井技术的应用情况以及取得台月效率 5 5 10m/30d的好成绩 ,该井取得的钻进效率与 2 0 0 0年同构造的天外天二井钻井相比 ,机械钻速提高了 45 %,台月效率提高了 79.90 %。效率明显。     

预探井杨柳1井钻井提速关键技术

杨柳1井为普光气田周边区块的一口预探井,设计井深5 850.00 m,因陆相地层软硬交错、倾角大、须家河组研磨性强和裂缝性地层发育等问题,导致钻井过程中存在提速困难、井身质量控制难度大、钻井液漏失量大等技术难题。为此,根据该井地层岩性特征,优选应用了泡沫/空气钻井技术以提高上部陆相地层机械钻速、“螺杆钻具+复合钻头”钻井提速技术以提高须家河组高研磨性地层机械钻速、预弯曲动力学防斜打快技术以提高井身质量、裂缝性地层防漏堵漏技术以提高堵漏成功率,确保该井顺利钻至井深5 890.00 m完钻,平均机械钻速2.77 m/h,与邻井相比有较大幅度的提高,且未出现严重的井下故障,减少了钻头使用量,缩短了堵漏时间,取得了良好的经济效益。杨柳1井实现了钻探目的,完善了该区块的地质资料,为今后该区块的钻井积累了提速经验。      

川西双鱼石构造超深井大尺寸井眼钻井提速技术研究

川西双鱼石构造勘探目的层埋藏深,完钻井深超过7 000 m,纵向多压力系统致使钻进中井塌、井漏、气侵等复杂频发,针对于此该地区钻井普遍采用非标井身结构。实钻中上部长井段大尺寸井眼往往表现出机械钻速较低同时钻井周期较长,从地层岩性与井眼尺寸入手分析了上述问题并就井身结构优化、空气钻井可行性论证、钻头选型以及钻井液优选展开了提速技术研究,逐步形成了适合该区块工程地质特征的钻井提速配套技术:优化井身结构,减少大尺寸?444.5 mm井眼钻井深度;采用"空气钻"提速技术,快速钻过沙溪庙组中上部以上易塌、易漏地层;?333.4 mm井眼沙溪庙组中下部至须家河组中上部井段采用"高效PDC+螺杆+优质Kcl-有机盐聚合物钻井液"复合钻井提速技术,保证了"空气钻"井段井壁稳定以快速钻至三开中完,上部大尺寸井段的钻井周期大幅缩短,实现了优快钻井,为加快该区块勘探步伐提供了技术保证。     

苏西探井钻井提速技术及效果评价

为保证苏西区块天然气探井施工,提高钻井速度,分析了钻井提速的难点,介绍了目前采取的个性化PDC钻头、防塌防漏钻井液体系、优化钻具组合和钻井参数等提速技术,并对其提速效果进行了分析对比,提出了后期提速的主攻方向。     

楚州盐穴储气库钻井工程难点及对策

中国石油天然气集团公司在楚州盐矿建设的中俄东线配套盐穴储气库存在地质条件复杂、井身质量要求高、钻井液维护困难、固井难度大和环保要求高等难题。为此,首先分析了楚州盐矿的地质特征,储气库钻进工程的难点,提出了适用于楚州地区的大井眼防斜优快钻井技术、分段钻井液技术、长封固段防漏、防憋堵固井技术和钻井不落地技术,并选取楚州储气库的3口井进行了试验。结果表明:①使用钟摆钻具组合,配合MWD随钻监测,能够实现高效钻进;②采用分段钻井液,严格控制滤失量,提高悬浮、携带能力,保证了正常钻进;③采用DRB-3S+JSS抗盐水泥浆体系可以有效提高顶替效率,保证固井质量;④采用钻井液不落地设备进行固液分离及无害化处理,达到了环保要求。该钻井技术为其他地区的盐穴储气库建库提供了技术支撑。     

白73天然气井钻井技术

白73井是1口深层天然气井,靶径小,位移大,井眼轨迹控制困难,同时天然气井井下安全问题突出,钻井液性能调节难度大。应用动力钻具配合高效PDC钻头钻井技术,保证了井身质量和钻井速度;应用聚磺钾盐钻井液体系及相关安全技术措施,保证了井下安全。该井投产后,用5mm气嘴求产,日产天然气6×104m3,获深层天然气勘探重大突破。     

南海文昌区块深部地层旋转切削齿PDC钻头提速技术

针对南海西部海域文昌区块深部地层常规固定齿PDC钻头磨损严重、机械钻速较低的问题,研究了旋转切削齿PDC钻头提速技术。分析了文昌区块深部地层的钻井难点,基于地层和钻头磨损特征分析结果,用旋转切削齿代替常规PDC钻头肩部高磨蚀区的固定切削齿,并优化布齿,形成了适用于文昌区块深部地层的旋转切削齿PDC钻头,并在文昌区块3口探井进行了应用,结果表明,该钻头提速效果明显、单只钻头进尺长且出井钻头磨损评价良好。研究认为,旋转切削齿PDC钻头兼具攻击性和耐磨性,可有效提高南海西部海域文昌区块深部地层的机械钻速,建议在该区块和类似强研磨性地层推广应用。      

川深1井超深井钻井提速关键技术

川深1井储层埋藏超深,陆相难钻地层研磨性强、可钻性差,大尺寸井眼提速困难,深部地层可钻性差、井身质量控制困难。为此,根据川深1井的地层特征,优化应用了一系列钻井提速技术:采用了气体钻井和泡沫钻井技术,以大幅提高机械钻速;采用了抑制泥岩水化膨胀的泡沫钻井液体系,以解决上部大尺寸井眼地层出水、井眼失稳及高效携岩的难题;采取了旋冲钻井技术、“孕镶金刚石钻头＋高速螺杆钻具”复合钻井技术钻进高研磨性地层,以提高钻井时效;采用了预弯曲动力学防斜打快技术,并配套高效PDC钻头和钻井参数优化,钻进深部难钻地层,以提高井身质量。川深1井钻井提速关键技术的应用,确保该井顺利钻至井深8 420 m完钻,创当时亚洲陆上钻井井深最深纪录,平均机械钻速提高至2.11 m/h,钻井周期缩短至475 d,取得了很好的现场应用效果,可为国内类似超深井高效钻井提供借鉴。      

桥古1井快速钻进PDC钻头优化设计与效果分析

为了提高桥古1井山前构造地层中的钻进速度,对拟用于该井的PDC钻头进行了优化设计。在详细分析该井的地层特点以及邻近区块相似层位井段钻头使用资料的基础上,提出了针对性的优化方案,采用了力平衡布齿设计、等切削轮廓、CFD优化水力结构等现代PDC钻头设计技术,对常规PDC钻头在山前构造中易磨损、易泥包、机械钻速慢等缺陷进行了设计改进。所设计的钻头在桥古1井共使用了2只,使用井段为2 075.12~4 959.00 m,总进尺2 883.88 m,纯钻时间519.2 h,平均钻速5.55 m/h,比设计预期的3.50 m/h提高了58.57%,比预计的工期缩短了30 d。桥古1井的钻井实践表明,提出的钻头选型和优化设计方案可行,同时为山前构造地层优快钻井积累了宝贵经验。      

塔里木盆地巴什托构造带钻井提速关键技术研究

巴什托构造带地处塔里木盆地塔克拉玛干沙漠的西南边缘,已钻6口井普遍存在钻井周期长、机械钻速低以及钻井成本高的问题。通过分析认为,该地区地层抗钻特征认识不清楚、钻头选型针对性不强、井底钻具破岩扭矩不足是导致机械钻速低的主要因素。针对目前该区块钻井提速面临的主要问题,定量评价了难钻地层的抗钻特征,提出了分层钻井提速优化技术方案：软—中软—硬地层优选5刀翼PDC钻头配合大扭矩等壁厚螺杆,强化钻井参数,消除粘滑效应,提升破岩效率;研磨性地层优选非平面齿PDC钻头配合扭力冲击器,解决钻头吃入难的问题;灰岩地层优选PDC复合钻头配合单弯螺杆,实现定向段优快钻进。XX-10井通过实施的上述方案,同XX-4井相比,平均机械钻速提高99.54%,钻井周期同比缩短95.36%,提速效果显著,对加快该区块的油气勘探开发进程具有重要意义。     

龙凤山气田北209井钻井提速技术

针对龙凤山气田钻井中存在的上部地层易塌、下部地层易漏、机械钻速低、钻井周期长等问题,在该油田评价井——北209井进行了钻井提速技术研究与试验,以达到提高机械钻速、缩短钻井周期的目的。在分析龙凤山气田地质资料和地层特点的基础上,通过优化井身结构、采用“PDC钻头+0.5°单弯螺杆”复合钻井技术、选用适合于砾石层的液动射流冲击器、选择机械式无线随钻测斜仪测量井斜、应用SMROP-1快钻剂等关键技术措施,使北209井实现了安全快速钻井,机械钻速达到8.62 m/h,较该气田此前平均机械钻速提高了53.38%;钻井周期40.98 d,比设计钻井周期缩短22.40 d。研究认为,北209井钻井提速技术可为龙凤山气田后续井钻井提速增效提供借鉴。      

元坝区块陆相井钻井关键技术探析

以元陆10井为例对元坝区块陆相井钻井的关键技术进行了探析。该井在钻进中先后使用了空气锤钻井技术、PDC钻头+螺杆钻具复合钻井技术、进口PDC钻头+扭力冲击器钻井技术及孕镶金刚石钻头+高速涡轮复合钻井技术,有效克服了陆相地层岩性复杂、机械钻速低及易斜易漏等难题。其中进口PDC钻头+扭力冲击器钻井技术应用效果较好,平均机械钻速是常规钻井牙轮钻头的4.68倍,平均单只钻头进尺是常规钻井牙轮钻头的9.7倍。建议使用无固相钻井液体系,并在珍珠冲段之前结束使用扭力冲击器。     

宣页1井新型PDC钻头设计与应用

为了提高宣页1井二开井段印渚埠组地层的机械钻速、减小井斜角,以加强PDC钻头的稳定性、耐磨性、降斜性为设计目标,设计出了新型311.1 mm六刀翼PDC钻头。设计钻头时采用了小锥角、浅内锥冠部及短保径、短接头结构、高密度布齿、硬质合金限位减振齿等方法。设计的PDC钻头配合垂直钻井系统AVDS,在宣页1井805.61~1 017.18 m井段进行了现场应用,平均机械钻速达到3.28 m/h,与同地层常规PDC钻头相比提高8.61%;最小井斜角达到1.09°,与常规PDC钻头钻进井段相比减小明显,井斜问题得到了很好的控制。现场应用表明,设计的新型PDC钻头具有较好的井斜控制能力、稳定性及岩石切削效果,可达到防斜打快的目的。      

硬地层稳压稳扭钻井提速技术

采用PDC钻头钻进硬地层时,如果破岩扭矩较小或波动幅度较大,易造成钻头恶性振动和钻头使用寿命短,从而导致机械钻速低和钻井周期长。因此,建立了PDC钻头破岩所需门限扭矩的计算模型,以门限扭矩定量计算为核心、平稳传递钻柱应变能为手段,形成了硬地层稳压稳扭钻井提速技术。该技术通过优化井眼尺寸、选用合适的钻头和冲击类辅助破岩工具,降低破岩门限扭矩和门限钻压;通过选择合适的井下动力钻具,为钻头提供足够的破岩能量;通过选用减振工具和优选钻井参数,降低振动,保证钻头运动平稳。稳压稳扭钻井提速技术在夏河1井古生界硬地层进行了现场试验,二叠系机械钻速提高485.6%、全井机械钻速提高70.4%,取得了显著的提速效果。研究结果表明,稳压稳扭钻井提速技术能够提高硬地层机械钻速,可为复杂地层钻井提速提供借鉴。      

四川盆地威远地区页岩气水平井优快钻井技术

从国内第一口页岩气水平井开钻至今,国家级页岩气示范区之一的威远区块已经完钻多口页岩气水平井,在钻探过程中,面临着表层井漏、机械钻速低、井眼轨迹控制难度大、井壁垮塌、油基钻井液条件下固井质量差等问题。针对上述问题,从井身结构优化、PDC钻头优选、井眼轨迹控制、油基钻井液优选、油基钻井液条件下的固井技术等方面进行了研究和实践,取得5项成果:1形成的水平井非标尺寸井身结构,对273.1mm套管的下入深度适当加深,起到了解决井漏、封隔易垮塌层的作用,而且各个井眼的尺寸均缩小,更有利于提高机械钻速;2优选出适合威远页岩气水平井的钻头序列,形成了"PDC+螺杆"的提速方式;3形成了水平井钻探的轨迹控制技术,提高了储层钻遇率;4优选出适合页岩水平段钻进的油基钻井液,保证了井壁稳定和井眼清洁;5形成了油基钻井液条件下的固井技术,解决了水平段固井质量差的问题,提高了后期储层分段改造的效果。所获成果为今后该区块开展页岩气丛式水平井钻井奠定了基础。     

元坝124井超深井钻井关键技术

元坝地区地质因素复杂,存在陆相地层厚度大、砂泥岩互层频繁、可钻性差以及自流井组-须家河组地层超高压、压力窗口窄等特点,所钻井普遍存在溢流、井漏、垮塌等复杂和事故,机械钻速低,施工周期长。元坝124井是元坝地区的一口重点预探井,钻井过程中先后实践应用了气体钻井、控压钻井等多项新技术,创造了元坝区块钻井周期最短、机械钻速最高等多项记录。除了我国超深井自身气体钻井、控压钻井技术水平较以前有了大幅度提升外,下部陆相地层引进了Smith公司"孕镶金刚石钻头+涡轮钻具"技术、海相地层应用了"国民油井抗高温螺杆+贝克休斯高效PDC钻头"复合钻井,显著提高了机械钻速,有效缩短了该井钻井周期。该井平均机械钻速2.8m/h,钻井周期253.84d,是目前元坝地区钻井周期最短的一口。