卫 68-FP1 井泥页岩油藏水平井钻井技术

为了解决卫68-FP1 井水平段井眼尺寸小、井下摩阻大、井眼轨迹不易控制等问题,在计算不同井眼曲率下摩阻、扭矩的基础上,结合邻井实钻资料,优化了井眼轨道设计,以降低摩阻和扭矩;根据非常规水平井的实钻经验,选用"小角度螺杆+欠尺寸双稳定器"钻具组合,并对螺杆钻具的弯角和稳定器外径进行了优化,以提高井眼轨迹控制精度;选用合理密度的油基钻井液,以保证水平段的井壁稳定性;采用C1+伽马地质导向技术,以提高油层钻遇率;制定了安全钻进技术措施,以确保钻井安全。实钻结果表明:合理的井眼轨道设计能够有效降低钻进摩阻;"小角度螺杆+欠尺寸双稳定器"钻具组合能精确控制井眼轨迹,并能提高旋转钻进比例;C1+伽马地质导向技术能确保水平段始终在油层穿行。卫 68-FP1 井的顺利完成,可为泥页岩油藏水平井的钻井施工提供借鉴。      

单扶正器钻具组合现场应用效能分析

在常规钻井作业中常采用多扶正器钻具组合来达到控制井斜和方位的目的,但多扶正器钻具组合产生较大的井下负荷,易发生钻具及卡钻事故.通过在陕甘宁地区的钻井施工表明,掌握好扶正器与钻头之间的距离和扶正器与井壁之间的间隙,单扶正器钻具组合能避免多扶正器钻具组合的不足之处,满足定向井井眼轨迹控制的要求.     

51/2″套管开窗侧钻技术在中原油田的应用

5~1/2″油层套管开窗侧钻技术较好地解决了中原油田部分小井眼井井壁稳定性差、机械钻速低、井眼轨迹不易控制、固井质量难以保证等问题,实现了一次完成斜向器座挂、开窗、修窗等前期工作,并通过PDC钻头加单弯螺杆钻具的复合钻井技术一趟完成全部钻井施工进尺,使得钻井速度大幅度提高。     

元坝272H井超深硬地层侧钻技术

针对元坝272H井侧钻井段调整余地小、侧钻地层高温高压、岩石可钻性差、井眼尺寸小等实际情况,在深入分析侧钻技术难点的基础上,优选了侧钻方式、侧钻点和钻具组合,确定了侧钻技术措施:基于长定向井段的施工安全,选择了常规裸眼侧钻方式;因为侧钻点与靶点垂距仅为70.00 m,为减小增斜段井眼的全角变化率,选择出套管1.00~5.00 m处为侧钻点;因为侧钻点处于硬地层,为增大侧钻力,优选了"牙轮钻头+直螺杆+2.75°弯接头"钻具组合;另外,确定了下切侧钻、延长控时钻进时间、合理侧钻方向、加强施工监测和保证钻井液性能等施工措施。该系列技术措施在元坝272H井小井眼侧钻施工中进行了应用,井眼轨迹数据、返砂新岩屑质量分数及钻井参数显示,在井深6 672.30 m处新老井眼完全分离,应用获得成功。该超深硬地层侧钻施工技术的应用成功,对同类井的侧钻作业具有借鉴意义。      

青西油田深井定向钻井技术

针对青西油田深井定向钻井过程中存在的直井段易井斜、定向造斜段钻速低、井眼轨迹控制难度大等问题,开展了复杂深井井眼轨迹控制与提速技术研究。通过分析区域地质特征、钻井难点等,主要从斜井段井眼轨迹控制与钻井提速等方面进行技术研究并制订了技术方案:在定向稳斜段采用扭力冲击器进行了提速试验,优选中低转速大功率螺杆配合抗冲击、抗研磨性强的螺旋5刀翼PDC钻头和高精度MWD无线随钻测量仪器进行井眼轨迹控制与提速。该技术在现场应用4口井,在满足井眼轨迹控制要求的情况下,斜井段平均机械钻速比采用常规技术提高了74.65%;斜井段最短定向工期达到59.00 d,平均定向工期89.79 d,比采用常规技术缩短了45.88%。研究表明,高效PDC钻头、中低速大扭矩螺杆钻具、MWD测量系统及扭力冲击器的配套技术,在青西油田深井定向钻井井眼轨迹控制与提速方面效果良好,值得在该地区推广应用。      

开窗侧钻水平井周32-11A侧平1井施工技术

周32—11A侧平1井是江苏油田第一口开窗侧钻水平试验井,其钻井施工具有井眼轨迹不易控制、与邻井防碰难度大、目的层垂深不确定、润滑降阻要求高等特点。从开窗侧钻、井眼轨迹控制、与邻井防碰、地质导向、润滑降组、钻井液技术等方面介绍了该井钻井施工技术。主要施工经验有：在长井段滑动扭方位井段中间适当嵌入复合井段,有助于减轻岩屑床的厚度;使用柔性倒装组合,把单弯螺杆工具面转至低边,来回划井壁,有利于破坏岩屑床;在PDC钻头滑动钻进托压严重时,使用单牙轮钻头钻进,能减轻托压;使用地质导向技术能有效解决目的层垂深不确定的问题;低固相甲酸盐聚合醇钻井液是一种良好的侧钻水平井钻井液体系。     

苏丹Adar油田钻井技术优化研究

苏丹Adar油田在钻井施工过程中,存在钻头进尺少、钻速低、井壁失稳、储层污染及套管成本偏高等问题,造成钻进效率低、建井周期长、钻井成本高。为此,分别对该油田钻井中所采用的井身结构、钻具组合、钻头类型、钻井液和套管程序等进行了分析和研究,优化了相应的钻井技术,并在实际应用中,获得了十分明显的效果。该项技术研究将对我国在苏丹同类油田的钻井作业产生积极的影响。     

螺旋井眼对随钻测井数据的影响及对螺旋井眼的识别、处理、建模和防治

螺旋井眼在钻井作业中普遍存在并产生诸多不良影响。当螺旋井眼发生在钻井作业中,会影响随钻测井数据质量和实时性,并且带来诸多后续作业困难。通过螺旋校正方法,能够在作业后改善测井数据曲线质量,并降低螺旋井眼带来的不良影响,但是随钻测井实时效益受到影响。论文应用钻具受压屈曲理论模型,通过三维有限元建模的分析方法,综合研究螺旋井眼形成的主要原因。针对某深海探井钻井案例,对比不同钻具组合设计和钻井参数下的钻具动力学响应,对比判断螺旋井眼的发生机率。采用该分析方法,在工具入井前即可优化钻具组合设计,预防螺旋井眼的产生;同时该模型分析可在作业中对调整作业参数提供建议,降低螺旋井眼产生带来的不良影响。     

侧钻水平井钻柱与井眼的相容性研究

套管内侧钻水平井由于井眼曲率比较大,钻具与井眼环空间隙较小,要求下部钻具不仅有较高的造斜率,而且环空的间隙尽量大,以提高钻井液的携岩能力,需要在套管内下人弯螺杆钻具组合,由于弯螺杆钻具初始弯曲较大,而套管内径较小,因此,钻柱与井眼的相容性是侧钻水平井钻井的关键技术之一。在实际的侧钻水平井钻井作业中,为了避免和预防因为下部钻具组合与井眼不相容而造成的下钻遇阻甚至卡钻事故的发生,需要研究钻具与井眼之间的相容性,以指导施工中钻具组合的正确设计、评价以及合理使用各种钻具组合、减少阻卡的可能性。为此,讨论了侧钻水平井钻柱与井眼之间相容性的主要影响因素及变化规律,并针对大港油田侧钻水平井的实际情况提出了改善钻柱与井眼相容性的方法和措施。     

TESCO套管钻井技术

套管钻井技术是一种节约钻井时间,降低井下事故发生的全新的钻井工艺技术。套管钻井用油田常用的套管来代替钻杆,钻头和井底钻具组合接在电缆底部,由套管内送到井底并固定在套管底部;由于套管始终在井内且泥浆循环不间断,保证了井眼的完整性,减少了类似井壁脱落、坍塌等发生的可能;不用起下钻,减少了油气侵带来的井涌或井喷的危险事故发生。     

CGDS近钻头地质导向钻井系统搭载伽马成像技术

CGDS近钻头地质导向钻井系统具有地质参数测点距离钻头近,仪器与螺杆集成等特点。介绍了伽马成像技术的国内外研究现状,及CGDS近钻头伽马成像技术相关研究内容。搭载伽马成像技术的CGDS能够在钻柱复合钻进时对全井壁进行数据测量,实现在超薄油藏中实时精确判断地层属性,精确导向等功能,已在吉林油田成功应用。     

塔河油田沙3区块水平井钻井技术

通过对塔河油田沙3区块已完成的5口水平井的总结分析,认为该区块水平井钻井过程中存在地层可钻性差、地温梯度高、造斜点浅、PDC钻头复合钻进时增斜规律性不强等技术难题,从井身结构优化、钻井液优选、应用"PDC钻头 螺杆"钻进等方面介绍了5口水平井钻井所采取的主要技术措施,并给出了相应的钻具组合、钻井液维护处理及工程技术措施,指出应加强钻具造斜性能的统计分析及PDC钻头的应用,进一步优化井身剖面,优化技术措施,以提高机械钻速,缩短钻井周期,从而提高该区块水平井钻井的综合经济效益。     

吉林油田致密油水平井优快钻井完井技术

吉林油田致密油水平井钻井成本高、钻井周期长、机械钻速慢,井眼易失稳,且摩阻和扭矩大、套管下入困难,针对这些问题,开展了二开长水平段水平井优快钻井完井技术研究。为了从设计源头降低钻井成本、缩短钻井周期,将前期采用的三开小井眼井身结构简化为浅下表层套管的二开井身结构,节省了一个开次的中完时间;同时,研究形成了以井眼轨道优化设计、低滤失强抑制聚合物钻井液、近钻头地质导向工具、个性化PDC设计和漂浮下套管为核心的优快钻井完井技术。上述优快钻井完井技术在吉林油田180口致密油水平井进行了现场应用,应用井平均井深3 449.00 m,平均水平段长1 189.00 m,套管安全下入率100%,固井合格率100%,油层钻遇率提高20.2百分点,钻井周期缩短44.2%,钻井成本降低40.7%,取得了显著效果。研究结果表明,优快钻井完井技术可实现吉林油田致密油低成本高效开发,并且对致密气、页岩油等其他非常规油气藏的开发具有借鉴作用和参考价值。      

碳酸盐岩分析仪在托甫台地区地质卡层中的应用

塔河油田钻井施工中广泛使用PDC钻头+螺杆钻具工艺,导致钻时变快、岩屑细小,影响了常规地质录井岩性鉴定、地层划分及层位卡取的准确性。在阐述碳酸盐岩分析仪的原理、岩样选取、操作及数据采集方法的基础上,针对塔河油田托甫台地区奥陶系碳酸盐岩地层,提出利用碳酸盐岩分析仪获取的碳酸钙含量结合岩性特征的地层划分与卡取方法。现场应用实例分析表明,在已知地层岩性条件下,应用碳酸盐岩分析仪对层位识别与卡取准确、及时、实用性强,可作为一种有效的划分与卡取方法;而在未知地层岩性条件下,应将其与油气显示、电性和构造,甚至古生物资料进行追踪对比,开展综合评价,方可实现层位的准确划分与卡取。     

大庆油田页岩油水平井钻井液技术

为了解决大庆油田齐家-古龙区块页岩油水平井井壁失稳的问题,对古龙区块地质特征、施工难点和失稳机理进行总结分析。针对施工中遇到的井壁稳定、钻井液流变性控制、井眼净化等油基钻井液技术难题,提出相应的技术对策。优选SFD-1、无荧光防塌剂BY和Soltex等关键封堵处理剂,并对目前使用的油包水钻井液配方进行优化和室内评价。实验结果表明,优化后的钻井液具有良好的性能,高温高压滤失量小于3 mL,抗岩屑侵可达30%。该钻井液技术在大庆油田古龙区块**2HC井进行现场试验,施工顺利,井下无复杂事故发生,能够解决长水平段井眼失稳问题,在大庆油田页岩油勘探开发中具有应用前景。      

TP267X三开制长裸眼井优快钻井钻井液技术

TP267X井为托普台2区块首口三开结构开发井,该井地质条件复杂,二开裸眼段长达5 228 m.为进一步提速提效和安全钻进,实钻过程中实施了一系列工程及钻井液措施,主要包括：通过“三低、一高、两及时”防止上部地层阻卡,优选二叠系钻井液密度,处理好井壁失稳和井漏的平衡;下部地层使用扭力冲击器配合PDC钻头快速钻进,防止井壁失稳;二开中完作业精细化操作;短半径小井眼合理调整好钻井液流变性等措施,钻井周期比设计节约20 d,较四开制邻井最大节约周期72 d,全井安全无故障,提速提效创该区块最好水平.     

希望油田优快钻井综合配套技术应用研究

中石油阿克纠宾油气公司希望油田位于哈萨克斯坦共和国阿克纠宾斯克州,计划钻井500口。该油田地质条件复杂,给优快钻井带来了很大挑战。针对希望油田存在的地层可钻性差、跳钻严重、井壁失稳问题突出、油层套管固井压力高和替浆困难等主要钻井难题,主要开展了PDC钻头优选技术、减震器减缓跳钻技术、盐膏层和MTK地层井壁稳定技术和油井套管固井等技术攻关和试验,形成了一套希望油田优快钻井综合配套技术。现场应用表明：优快钻井综合配套技术大幅度提高了钻井速度,降低了井下复杂发生的概率,实现了希望油田的钻井提速效果。     

大港油田页岩油水平井钻井关键技术

大港油田沧东凹陷页岩油水平井钻井过程中面临着破岩效率低、井眼轨迹控制难度大、摩阻扭矩大、完井管柱下入困难等技术难题,影响了页岩油的勘探开发效益。为了解决这些问题,进行了激进式水力参数设计、异形齿PDC钻头研制、深层水平段高效钻井技术、旋转导向井眼轨迹控制技术、强抑制强封堵高性能水基钻井液技术和旋转引鞋+旋转下套管工艺等技术攻关研究,形成了大港油田页岩油水平井钻井关键技术。该技术在13口页岩油水平井进行了现场应用,平均机械钻速13.16 m/h,钻井完井周期50.62 d,井下故障时效低于0.1%,均创造了大港油田的钻井纪录。研究与应用表明,大港油田页岩油水平井钻井关键技术为沧东凹陷页岩油高效勘探开发提供了技术支撑,也为国内页岩油水平井安全高效钻进提供了借鉴。      

塔里木盆地满深1井超深井钻井关键技术

满深1井是位于塔里木盆地塔北隆起满深1号断裂带上的一口预探井,钻井过程中存在二叠系玄武岩漏失与垮塌同存,志留系塔塔埃尔塔格组可钻性差、钻头磨损快,奥陶系桑塔木组易井斜与井壁失稳垮塌等技术难点。为此,研究应用了二叠系优快钻井技术、志留系减振提速技术和奥陶系防斜防塌技术,有效解决了该井面临的钻井技术难点:应用混合钻头+螺杆钻具提速技术一趟钻钻穿二叠系玄武岩地层,应用聚磺钻井液体系确保了二叠系地层的安全钻进,未发生漏失及垮塌等井下故障,与邻井相比机械钻速提高了265.96%;应用个性化PDC钻头+TorkBuster扭力冲击器一趟钻钻穿志留系地层,且钻进期间扭矩稳定、粘滑振动弱,减振提速效果明显;应用预弯曲动力学防斜钻具组合钻进奥陶系高陡地层,防斜打直效果明显;应用高性能防塌水基钻井液安全钻穿奥陶系硬脆性泥岩,井壁稳定效果显著。该井试油获得高产工业油流,实现了塔里木盆地超深层油气勘探的重大突破,形成的超深层碳酸盐岩钻井完井技术为塔里木油田深层油气勘探开发提供了技术支撑。      

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文章全面系统的分析、总结,提出了一整套避免侧钻失败的工艺技术措施,即提高四川油气田侧钻成功率的技术途径,主要内容包括：根据井径曲线,原井眼井斜情况、地层岩性、井下地层流体压力情况等因数优选侧钻点和设计侧钻井眼轨迹,根据不同地质条件优选弯接头、钻头和侧钻方法,合理地设计水泥塞长度和保证水泥塞强度,正确定向,合理控制钻时,优选侧钻参数,保持良好的钻井液性能,合理使用钻头,准确判断钻头使用寿命及侧钻后控制井眼轨迹使新旧井眼保持适当距离等技术措施,以确保侧钻成功。在工艺和装备上,继续加强套管井侧钻科研攻关,配套完善套管井侧钻工艺技术