伊朗雅达油田S4井水平井钻井液技术

伊朗Y油田水平井水平段长在900～1000m,平均钻井周期为69d.该工区水平井施工存在二开井段盐膏层污染严重,潜在异常高压盐水层;Ph、Iam和Lf地层泥灰岩、页岩易水敏剥落,造成井壁失稳;斜井段漏失,滑动钻进“托压”严重,斜井段井眼清洁困难等技术问题.为此,对水平井钻井液体系配方和工程技术措施进行优化,改善钻井液抗污染、封堵防塌及润滑防卡性能,加强井眼净化及摩阻控制.“多元协同”防塌技术解决了井壁失稳问题;随钻防漏与细颗粒堵漏技术解决了定向段渗漏地层措施受限问题;液体润滑剂、固体润滑剂、乳化石蜡和聚合醇复配使用润滑效果显著,该井滑动钻进摩阻小于10kN,未出现明显的“托压”现象,并从现场验证了液体润滑剂最佳加量应小于3％.S4井现场试验表明,优化后钻井液技术措施效果显著,钻井过程无复杂事故发生,钻井周期缩短至57d.     

我国深井钻井技术发展的难点及对策

分析了目前我国深井钻井技术面临的主要难点:井段内存在多套压力体系,喷漏共存;钻遇地层复杂,井壁稳定性差,井漏、井涌、井塌、缩径、卡钻等井下复杂情况频发;机械钻速低,钻井周期长,钻具易损坏;在地层倾角大的地区直井防斜难度大;深井井下温度高、压力大,钻井液、井下工具和测量仪器性能要求高;固井施工难度大。展望了深井钻井技术的发展趋势,并结合国内外钻井技术发展的最新进展,提出了加快我国深井钻井技术发展的对策:应用套管钻井技术、膨胀管技术,改善井身结构提高整体钻井速度;提高钻压、转数,增加钻头的切削能力和寿命,提高深部井段机械钻速;最大限度地扩大气体钻井的使用范围;增强地层承压能力,实现井壁稳定;降低固井施工难度,提高封固质量;提高工程事故的预防与快速处理能力。     

油基钻井液在中原油田非常规油气藏开发中的应用

中原油田围绕非常规油气藏的开发,部署了一批非常规水平井(水平段最长达1300m),钻遇目的层主要是泥岩、泥页岩和裂缝泥岩。由于长水平段定向井钻进中存在摩阻与扭矩、井眼稳定性及井眼清洁等技术难点,对钻井液技术提出更高要求。针对油基钻井液在井壁稳定、润滑防卡、抑制页岩水化膨胀和地层造浆,以及快速钻进等方面具有的明显优势,在非常规水平井钻井中应用了油基钻井液。现场应用表明,油基钻井液抑制能力强,井壁稳定和井径规则;润滑防卡效果好,定向施工钻具扭矩小;高密度、高温条件下悬浮稳定性好,井眼清洁;且施工工艺简单、现场维护容易,可循环利用。解决了长水平段泥页岩、裂缝泥岩、砂岩泥页岩互层等复杂地层难以定向施工、井壁失稳和井底不清洁等技术难点,为不同区块非常规钻井提供了技术支撑。目前油基钻井液用抗高温乳化剂、提黏切剂和封堵剂等处理剂缺乏,需尽快开发,以满足复杂条件下油基钻井液应用需要。     

页岩气水平井钻井液技术的难点及选用原则

我国页岩气资源勘探开发已全面铺开。针对页岩气的成藏特征,页岩气开发以浅层大位移井、丛式水平井布井为主。由于页岩地层裂缝发育、水敏性强,长水平段钻井中不仅易发生井漏、垮塌、缩径等问题,且由于水平段较长,还会带来摩阻、携岩及地层污染问题,从而增大了产生井下复杂情况的几率。解决井壁稳定、降阻减摩和岩屑床清除等问题是目前页岩气水平井钻井液选择和设计的关键。选择页岩气水平井钻井液的原则是确保井壁稳定、润滑、防卡和井眼清洗。油基钻井液可提高水润湿性页岩的毛细管压力,防止钻井液对页岩的侵入,从而有效保持井壁稳定,同时还具有良好的润滑、防卡和降阻作用,是国内外目前采用最多的钻井液体系。当采用水基钻井液的时,利用低活性高矿化度聚合物钻井液或CaCl2钻井液以降低页岩和钻井液相互作用的总压力;采用浓甲酸钾、Al3+盐,可以通过脱水、孔隙压力降低和影响近井壁区域化学变化的协同作用产生良好的井眼稳定作用;对于有裂隙、裂缝或层理发育的高渗透性页岩应使用有效的封堵剂进行封堵;但对于强水敏性页岩地层,水基钻井液在抑制性方面仍然存在局限性。从环境保护的角度出发,甲基葡糖苷钻井液在井壁稳定机理方面与油基钻井液相似,未来可望作为有效的钻井液体系之一。随着以页岩气为代表的非常规油气资源的不断开发,为了满足安全钻井和环境保护的需要,未来页岩气水平井钻井液技术的研究应围绕高效、低成本水基钻井液和低毒油基钻井液来展开。     

W6平-1钻井液技术

W6平1是江苏油田钻井区域内难度较大的一口多绕障水平井,在进入A靶前要穿过一断层,处在破碎带里,技术难点为钻井液的携砂、破碎地层的防塌、钻井液的润滑等方面。采用BPS和MMH复配使用解决了携砂问题;用新型防塌剂和KLG以及封堵材料复配使用,对破碎地层进行了有效封堵;优选润滑剂,解决了水平井拖压防卡的问题。     

国内钻井液及处理剂发展评述

国内开展钻井液研究与应用经历了起步、发展、完善和提高四个阶段。正是由于处理剂的发展,钻井液技术有了长足进步,钻井液由分散到不分散,到低固相、低或/和无黏土相钻井液发展过程中不断完善配套。不分散低固相聚合物钻井液、"三磺"钻井液、饱和盐水钻井液、聚磺钻井液、聚磺钾盐钻井液、两性离子聚合物钻井液、阳离子聚合物钻井液、正电胶钻井液、硅酸盐钻井液、氯化钙钻井液、有机盐钻井液、甲基葡萄糖苷钻井液、聚合醇钻井液、胺基抑制钻井液、超高温钻井液、超高密度钻井液等一系列钻井液体系,解决了不同时期、不同阶段、不同地区和不同复杂地质条件下的安全快速钻井难题。围绕井壁稳定、防漏堵漏机理和方法的研究成果的应用,有效减少了井下复杂的发生,保证了钻井质量。今后需要针对复杂地质条件下深井、超深井、大位移井钻井,以及页岩气水平井钻井的需要,从抗温、井壁稳定、润滑、防卡等方面,研究关键处理剂,实现处理剂系列化;减少关键处理剂在生产、流通及其他环节的浪费,提高产品质量;减少钻井液处理剂品种;在保证钻井液性能满足需要的前提下,尽可能降低钻井液处理剂用量;科学的选择和使用钻井液,重视油基钻井液的应用及技术水平的提高;并围绕绿色环保、抗高温抗盐的目标,开发高性能钻井液处理剂,建立钻井液及其处理剂的毒性检测评价手段,促进钻井液技术进步。     

影响元坝气田超深井钻井提速的工程地质因素及技术对策

元坝气田工程地质特征异常复杂,钻井难度大,存在井漏、井涌、卡钻、井塌、高含硫化氢、高压水层等工程地质复杂问题,钻井效率低,周期长,建井成本高.从油气藏的基本地质特征、岩石力学性质、井壁稳定性等方面,分析认为,储层埋藏超深,钻遇地层岩性复杂、储层特征多样、油气立体成藏、油气水分布复杂、各油气藏特征差异大,岩石致密、强度大、可钻性差,异常高压-超高压、纵向多压力系统、井壁力学稳定性差、安全钻井液密度窗口窄,是钻井提速的工程地质影响因素.结合工程地质特征,提出了优化井身结构设计,优选空气钻井、泡沫钻井、液体欠平衡钻井、“螺杆+PDC钻头”和“涡轮+孕镶金刚石钻头”复合钻井、旋转导向钻井等钻井技术,以及优选高效钻头,优选钻井液体系等钻井提速技术对策,能够满足元坝气田海相超深井安全、快速钻井的需要.     

梨树断陷页岩气水平井油基钻井液技术

梨页1HF井是部署在梨树断陷苏家屯次洼构造的首口页岩气水平井,其钻探目的为探索梨树断陷苏家屯次洼营城组营一段泥页岩含气性。根据导眼井梨页1井岩心矿物组分分析可知,营城组泥页岩的黏土矿物含量高达45.1%,黏土矿物中伊蒙混层含量高达73.4%,伊利石含量为23.6%;黑色泥页岩局部纹层发育,水平裂缝及高角度缝均较为发育,如页岩气水平井采用水基钻井液体系施工井壁失稳风险较高。为确保首口水平探井井眼稳定,选用具有良好防塌护壁能力、强的抑制性、优良的流变性和稳定性、良好的润滑性能的油基钻井液体系。施工中,通过合理控制钻井液密度、强化钻井液封堵性能,井眼稳定;所用油基钻井液具有良好的乳化稳定性、流变性,井眼稳定,井眼清洁,整体施工顺利,满足了梨树断陷首口页岩气水平井安全钻进的需求。与设计相比,梨页1HF井钻井周期缩短了14.94d,平均机械钻速提高了82.19%,提速提效效果显著,为该区块后续页岩气水平井施工奠定了基础。     

柳杨堡气田水平井钻井液防漏堵漏技术

柳杨堡气田位于鄂尔多斯盆地中西部,为低孔、低渗、低压气田,储层埋深3800～4100m,井底温度130～140℃,2015年采用水平井开发以来,钻井过程中多次发生漏失情况,堵漏时间长、难度大,部分井出现反复漏失,平均单井处理时间19.47d,严重制约钻井施工进度。原因为造斜段上部刘家沟组、石盒子组地层泥岩发育,胶结差,且存在横向及纵向裂缝,易发生井漏,地层裂缝对压力敏感,压力激动及起下钻控制不当造成漏失及复漏。针对地层漏失制约钻井提速提效的问题,开展钻井液防漏堵漏技术研究,首先考虑漏失地层裂缝与压力特点,优选针对不同漏速和裂缝的防漏堵漏配方,同时考虑激动压力影响,优化施工步骤及起下钻速度。在现场试验2口井,结果表明,井壁稳定,有效降低漏失,井平均漏失量降低70.80%,平均钻井周期缩短17.37%,达到预期效果,实现该气田水平井安全快速钻进。     

辽河油区调整区块安全钻井技术实践

随着辽河油田进入开采中后期,老区稳产增产成为主要课题。多年的注采开发,导致地层压力异常,固井质量要求越来越高,井网密集,老区块的调整井、水平井等的防碰问题严峻,调整区块安全钻井问题日益突出。鉴于此,结合井下故障数据库,逐步建立了辽河油区调整区块施工风险评估和消减措施模板,并形成了一套有针对性的调整区块安全钻井技术,包括承压堵漏技术、松软地层大井眼定向技术、老井封井技术等。通过推广应用新技术,2010～2012年辽河曙采区块、欢采区块共完成调整井钻井121口,同比共节约钻井周期326d,节约钻井成本1956万元。通过模板的实施,各项钻井技术指标得到明显改善,曙光杜84区块事故复杂率由2010年的8.36%下降到2012年的6.01%。调整区块安全钻井技术的实施,可进一步巩固传统交易市场,并逐步进入调整区块开展区块总包业务。     

胜利油田长水平段水平井钻井技术现状与认识

长水平段水平井技术已经成为低效油气田开发的重要技术手段.近年来胜利油田相关技术发展迅速,初步形成了长水平段水平井钻井关键技术,包括以井眼轨道优化设计为核心的工程设计技术,以底部钻具组合优化设计为基础的长水平段优快钻井技术,以及满足多种油气藏保护和井筒安全要求的钻井液技术和长效固井工艺技术.先后在大牛地气田、长庆油田、胜利油田、腰英台和川西等地区进行了现场应用,完成金平1井、高平1井、渤页平1井等重点工程项目.其中,高平1井利用自有技术实现了位垂比4.02、水平段长3462.07m的工程目标,创造了国内陆上油田多项钻井施工纪录.长水平段水平井钻井关键技术发展迅速,但仍需结合具体区块特点,在工程设计、井身质量监控、随钻地层界面识别、钻井液循环利用和完井开发一体化设计等关键环节进行深入研究,特别是加强旋转导向、近钻头地质导向、智能完井等高端技术的攻关力度,提高整体技术水平.     

国内页岩气开采技术进展

因页岩气开发具有资源潜力大、开采寿命长和生产周期长等优点,已成为当前能源研究的热点和突破口.自2009年以来,我国已在页岩气开发实验区钻井62口,其中24口井获得工业气流,这预示着国内页岩气资源开发全面铺开.页岩气储层与常规储层差异很大,必须采用先进技术,尤其是水平井钻井、完井及压裂技术,才能实现经济有效开发.介绍了国外页岩气开采技术以及国内近两年在页岩气钻井技术、钻井液技术、固井技术和压裂技术方面取得的经验,这些经验奠定了国内页岩气开发的技术基础.论述了页岩气开采面临的技术和环境问题,指出下一步页岩气技术发展方向.今后,需要结合国内页岩气藏特点,在借鉴国外新技术及国内经验基础上,通过工具研制、技术配套、方案优化,尽快完善适用于页岩气开发的水平井钻井技术;从流变性、封堵能力方面进一步完善油基钻井液体系,同时开展适用于页岩气水平井钻井的水基钻井液体系研究;针对页岩气水平井多采用油基钻井液的现状,进一步完善冲洗液、水泥浆体系及固井工艺技术.开发适合页岩气水平井多级压裂技术相关的井下工具、工作液和施工工艺,加强压裂裂缝动态监测,优化压裂设计.形成配套的钻井和压裂等作业过程中产生的废液、废水及废渣处理技术,重视贞岩气开采的环境污染评估,保证我国页岩气开发的健康发展.     

准噶尔盆地中部地区地应力分析及其在钻井优化设计中的应用

准噶尔盆地中部地区是胜利油田西部新区的重点勘探区块之一,中生界侏罗系地层为本区主要目的层,储层埋藏深。本区地质情况复杂,井壁稳定及压力异常问题突出,钻井过程中复杂较多,导致钻井周期长,成本高。通过对准噶尔盆地中部地区已钻井资料分析．利用测井资料,建立了本区地应力模型,确定了三个主应力的方向及大小,并对地应力模型进行验证,其中最大水平主应力方向为近南北方向。建立了本区地层三压力剖面,针对不同目的层,形成了两套井身结构推荐方案,根据地应力模型,确定了有利于井壁稳定的钻井方位和有利于压裂改造的钻井方位,进行了水平井轨道方向优选,形成了本区钻井优化设计方案,并进行实钻应用。现场应用表明,新钻井较周围邻井平均机械钻速提高15％,钻井周期缩短10％,钻井复杂明显减少,井身质量大幅提高。     

沙特致密气藏水平井完井管柱下入难点与对策

近年来,在沙特阿拉伯,由于水平井的钻探,使产层的泄油面积明显增加,一些油气田的产量也在增长.在完井作业中,需要下入多级增产系统(MSS)完井管柱,但在致密气藏深水平井中,出现下入困难甚至管柱被卡现象.分析认为,井眼的完成、不同压力体系的多套地层、井眼的准备以及下入的技术和程序等因素,是影响管柱组合顺利下入的关键.实践证明,对于存在多套低压层的井眼,钻井设计时,技术套管应尽可能深下,封住上部低压非生产层,最好将套管鞋坐封在生产层内.应在井眼安全的情况下,将钻井液密度调低,以减轻低压层的过平衡压力;一旦发生黏卡,缓慢降低钻井液密度,并小幅活动管串,是解卡的唯一途径.在可能存在台阶的水平井段,用模拟完井管串结构的钻具组合(BHA)通井,可以消除机械卡钻风险,为大尺寸尾管顺利下入创造条件.     

川西马井气田钻井复杂情况及治理对策

马井气田探明地质储量175.58×10^8m^3,可采储量80.54×10^8m^3,是川西地区主要的天然气开发区域。该区地质构造复杂,主要表现为成岩作用差,层间缝发育,层系间不整合接触,断层发育,地层承压能力差;纵向上泥岩较发育,各组岩性疏松,胶结差,钻井施工中复杂情况发生率较高,为73.7%（统计57口已完钻井）,其中,井漏占65%,卡钻占17%,井喷、井涌占9%,井壁垮塌占5%,地层出水占4%,从而导致钻井速度缓慢、施工周期延长。对此,提出如下治理对策：采用新的钻井工艺,引进清水强钻和微泡沫钻井技术;钻井中使用强抑制性高钙盐聚合物钻井液,并合理调整其密度大小;调整井身结构,在一个裸眼井段内不能有压力悬殊的地层存在,在揭开储层前,应适当提高钻井液密度。同时,应加强对该区地层出水原因及治理方法的研究工作。     

精细油藏描述技术在水平井轨迹设计中的应用

大庆油田萨中开发区自从2002年起进行水平井开发技术研究,经过几年的探索,形成了较为完善的挖潜厚油层顶部剩余油的水平井水驱挖潜技术。研究过程中,精细油藏描述技术在调整对象的确定、储层内部结构认识、水平井空间轨迹设计等方面发挥了重要作用,且该技术亦逐步得到完善。水平井的开发效果,取决于前期精细油藏描述的准备工作。如果在一定的油层条件下,选井过程中有较高的前期地质研究基础,对油藏认识比较清楚,构造、储层、流体特征刻画细致,并能够建立精细地质模型,则水平井就能得到较好的开发效果。大庆油田主力油层聚驱后设计的第一口水平井位于剩余油滞留区内,该井完钻井深1620m,完钻水平段长度563m,油层钻遇率达到67.1%。在深入研究剩余油分布状况、优化轨迹设计基础上,进行调整挖潜,该井初期投产日产液为134t/d,日产油为12.9t/d,含水为90.4%,含水较同类型直井低7个百分点以上,产能是直井的2倍以上,获得一定的开采效果。     

美国Barnett页岩气开发中应用的钻井工程技术分析与启示

美国Barnett页岩气开发十分成功,有较多经验可供参考。井身结构设计要满足多次压裂的增产方式和长达30～50a生产周期的要求;丛式井成为降低开发成本、增大对储层控制能力的有效技术;水平井技术是页岩气开发的关键技术,水平井的成本一般是垂直井的1～1.5倍,而产量是垂直井的3倍左右;水平段钻进中,常使用油基钻井液和PDC钻头,在保持水平井眼稳定性的同时,提高机械钻速;低密度、高强度固井完井技术,能为后期储层改造和开发做好准备;随钻伽马测井曲线,可用于较准确地识别页岩储层,若水平井技术结合geo VISION随钻成像服务和RAB钻头附近地层电阻率仪器等LWD技术,可以更为合理的控制井眼轨迹。提出国内钻井工程技术集成与发展的建议:实现地面上集成、集中的"小间距丛式井组"(井工厂),做到"组少井多";实现储层中水平井眼轨道空间分布,合理开发"地下立体井网",做到"少井高产和高采收率";追求"钻井速度高、井眼质量好、钻井成本低"的钻井模式;开展长水平段水平井或水平分支井钻井技术的整体研究:研究满足后期开发和压裂需求的完井方式,在成本允许的条件下采用泡沫水泥固井技术,研制特殊套管、封隔器、分支工具等材料和新型井下工具。