缅甸PSC-F区块FM-1井钻井液技术

PSC-F区块是缅甸陆上对外开放的风险勘探区块。FM-1井是目前该区块最深的一口勘探井。针对该区块地质特点,钻井液从抑制、封堵、携岩屑能力方面考虑,采用抑制性聚磺钻井液体系,有效解决了伊洛瓦底盆地沙林凹陷恩加林敦背斜轴部地质结构地层新、胶结差、泥岩易水化膨胀、分散,导致缩塌并存等技术难题,顺利钻穿独道堂断层,安全完成FM-1井的钻井施工,为今后PSC-F区块的钻井打下了技术基础。     

川东复杂地层防塌技术初探

分析了川东地区复杂地质条件下钻井作业中发生井塌的主要原因及几种常见井塌类型,即高角度地层井壁垮塌、易永化地层井壁垮塌、地应力引起的井壁垮塌以及工程因素引起的井壁垮塌等。介绍了川东地区防止井塌的方法:使用防塌钻井液,确定合理的钻井液密度,在地应力强烈的区域钻井应寻找应力差较小的区块钻井或改变井眼轨迹以及利用工程技术处理井塌等。提出了该地区预防和处理井塌中存在的问题知今后的研究方向。     

新区块及未钻井深部地层孔隙压力预测方法——以准噶尔盆地南缘高压气井为例

地层孔隙压力预测通常基于声波和电阻率等测井数据来进行计算,并且只能在有已钻井或者目标井邻近存在已钻井的情况下才能进行。而新区块或未钻井深部地层由于资料有限,没有测试地层压力可以参考,给钻井液密度、井身结构的安全合理设计带来了风险。为此,在Eaton法中引入三维地应力和层速度来计算地层孔隙压力,首先由地震层速度计算未钻井地层的声波时差、岩石密度、最大地应力、最小地应力,然后由Gardner经验公式法代入地震层速度计算上覆岩石压力中的岩石密度,进而对目标区块三维精细地应力场进行有限元建模计算,从而得到了目标区块的精细地应力场三维数值解,获得垂直地应力(最大主应力)、最小水平主应力,最后得到了地层孔隙压力。采用上部已钻井地层所获得的测井密度、声波、地层破裂压力、地层压力等资料,对Eaton法得到的关键参数进行了校验。准噶尔盆地南缘X1井按上述方法设计四开钻进至上白垩统连木沁组4 131～5 650 m井段,发现气显示,表明该井段的孔隙压力与钻井液密度接近。结论认为,对于新区块或未钻井深部地层采用基于层速度和三维地应力预测地层孔隙压力的方法是可行的,该方法可以为类似地区的钻井设计提供借鉴和参考。     

渤中A3井井壁稳定技术研究

该文对BZ-A3井的钻井问题和井壁稳定性进行了分析和研究。BZ-A3井在钻进过程中遇到了大量的问题,并导致了两次侧钻及相应的经济损失。该文通过分析已有测井数据,建立井壁稳定岩石力学模型,进行井壁稳定性分析,发现由于使用了过低密度的钻井液,BZ-A3井及两次侧钻的井壁破坏范围大,而且井壁崩落弧长大于90°,这样就导致了较大的页岩块从井壁脱落甚至井壁垮塌,从而引起严重的卡钻问题;采用Eaton法进行了地层孔隙压力的计算,分析结果表明东营组及沙河街组存在明显超压,主要超压机制为欠压实及生烃,最大孔隙压力为1.4～1.5 g/cm3;基于孔隙弹性模型开展了水平地应力的计算,确定水平最大地应力方向为N65° E,这与该区块的地质构造和世界地应力图是一致的。该文找到BZ-A3井井壁失稳与卡钻的机理,对钻井泥浆密度提出建议,以帮助避免此类事故在今后本区块调整井钻井作业时重复发生。     

美国Haynesville页岩气区块优化钻井技术

美国Haynesville页岩气区块是目前美国埋藏最深、温度最高、钻井难度最大的页岩气区块,中间井段含厚层高研磨性石英砂岩,页岩储层埋藏深,温度高,地层孔隙压力大,储层上部裂缝发育。上述地质特点造成该区块石英砂岩井段钻井单只进尺少,机械钻速低,储层钻井工具易失效、钻井液密度高、机械钻速低、易井漏溢流。Haynesville区块与国内长宁等页岩气区块井下地质、钻井条件极为相似。2009年以前,Haynesville页岩气区块钻井周期在100 d以上,通过优化、集成应用难钻地层快速钻井技术、控压钻井技术、高效下套管技术等,2011年后,钻井周期已普遍降低至50 d以内,一些井达到30 d左右。文章通过介绍该区块主要钻井技术,希望能对国内相似页岩气区块有借鉴作用。     

永进地区地应力与地层坍塌研究

永进油田位于准噶尔盆地中部3区块,为准噶尔盆地中央坳陷昌吉凹陷西段车莫低凸起的南翼。该地区地质构造复杂,严重影响了油田勘探开发进程。通过对该地区地应力分析研究,分析确定区域主应力及井筒坍塌的方向,为今后井身结构及井眼轨迹设计提供依据;通过对区域地层坍塌压力、坍塌规律的研究,以及实钻钻井液密度对地层坍塌的影响分析,对较高坍塌压力下钻井液密度的确定具有指导意义。     

某油田钻井液费用定额的编制及应用

为科学、合理地预测油田钻井液费用，在对历史井调研的基础上，提出了用钻井液费用定额预测单并钻井液费用的方法，建立了钻井液费用定额编制流程，并将钻井液费用定额编制方法应用于某油田区块已钻定向井的钻井液费用测算中认为钻井液费用定额的编制要以历史井数据的统计分析为基础，根据定额编制的平均性原则对数据进行处理，并考虑区块地质、钻井工艺等因素的影响，     

应用地应力分析技术优化九龙山构造的钻井设计

四川盆地川西地区北部九龙山构造钻井中经常出现井涌、井漏、卡钻、遇阻等钻井复杂和事故。为此,在该构造应用地应力分析技术（GMI）开展了现今地应力状态研究和岩石力学参数定量计算,先通过密度测井、水力压裂及成像测井等资料解释出上覆岩石应力属于中间主应力,然后应用密度、声波等测井数据,采用不同模型计算砂岩、泥岩、碳酸盐岩的岩石强度、杨氏模量、泊松比、内摩擦系数等岩石力学参数,从而获取了较准确的地层压力三曲线剖面,评估了该区地应力状态下的直井、定向井及水平井的井壁稳定性。根据该区钻井复杂和事故形成的力学根源,提出了适合该构造钻井的合理的井身结构、安全的钻井液密度窗口、钻井轨迹最佳方向等新井钻井设计优化建议。新钻5口井实际应用效果表明：钻井复杂和事故得到了显著降低,钻井周期明显缩短,由此加快了九龙山构造的勘探开发步伐。     

基于三维地应力的水平井轨道优化及钻井液密度窗口分析

准噶尔盆地南缘区域断层多、背斜构造明显,地应力分布复杂,主应力方向随位置变化较大,不利于水平井轨道优化及钻井液密度窗口设计。为此,在三维地应力场计算模型建立过程中考虑了背斜构造对局部应力的影响,数值求解得到的地应力分量值比采用解析法得到的地应力值更准确;相应地,在此基础上计算得到的钻井液密度窗口值比利用解析法得到的钻井液密度窗口值更准确。首先对区块内的高探1井进行单井实测及单井地应力分析,然后对目标区块三维地应力场进行精细化有限元建模计算,从而得到区块的三维地应力场数值解;根据三维地应力场中主应力的方向角分布情况,优化水平井轨道,并计算出相应的安全钻井液密度窗口,为高泉区块安全优快钻井提供理论依据和准确的参考数据。研究表明基于三维地应力的水平井轨道优化及钻井液密度窗口计算模型是准确的、实用的。     

靖南G68-16井小井眼钻井技术

G68-16井是靖南气田区块第1口φ206.4 mm小井眼试验井。针对该区块地层复杂地质特征,结合G68-16井小井眼钻井特点,优化钻具组合、优选钻头和螺杆型号,通过参数优化、钻井液性能维护以及预防井下复杂和事故等技术对策,使该井二开钻进4趟钻、划眼4趟钻完钻,钻井后期因处理井下复杂划眼历时16 d,完井作业顺利,平均机械钻速比原φ215.9 mm井眼提高了19%。试验取得较好的效果,为该区块进一步进行小井眼钻井试验积累了经验,为提速提供了有利的技术参考。     

渤海油田科学探索井井身结构优化设计

要实现科学、优质、经济、安全的钻井作业,取得预期的钻探目的和经济效益,一个重要的前提就是要有合理的井身结构。科学探索井设计井深5355m,是渤海湾目前为止最深的一口预探井,同时也是一口高温高压井,该井的钻探对今后渤海湾向深层进军具有重要的指导意义。通过分析该井地震层速度及周边已钻井的钻井、测井等资料,得出了该井的3个地层压力剖面：通过收集处理邻近油田已钻井起下钻等数据,给出了该井进行井身结构设计时所需的6个井身结构系数：并以此为基础,结合周围区块已钻井在钻井过程中出现的复杂情况,以确保钻井成功率为首选目标,设计了合理的井身结构．优化了套管层次．进一步减少了钻井过程中复杂情况的发生。     

BZ13-1油田井壁稳定性研究及应用

位于渤海中部海域的BZ13-1油田在前期钻井中存在溢流、井漏、阻卡等较多复杂问题,制约了钻井速度。井壁稳定的力学分析方法主要利用钻井资料、测井资料、录井资料等,分析地层压力、地应力、地层强度参数的分布规律,结合岩体强度准则计算坍塌压力与破裂压力,得出钻井安全密度窗口。通过对BZ13-1油田井壁稳定性进行分析,得出了高压层、易漏失层、易坍塌层位置,并据此对开发井进行井身结构设计,分析结果在开发井钻井中取得了良好的应用效果,有效减少了钻井复杂问题。     

华北ND1区块气体钻井地层适应性评价

华北地区ND1区块ND101井中深部古近系沙河街组首次采用气体钻井提速,因井壁失稳、地层流体产出及井下燃爆等一系列的难点,严重阻碍了该区块气体钻井的实施。为此,基于气体钻井理论并与现场实践相结合,建立了一套有效的气体钻井适应性评价分析体系,包括气体钻地层井壁稳定评价和产出地层流体影响评价。通过评价产出地层流体对气体钻井壁坍塌、井下燃爆的影响,得到了3个方面重要认识：①快速产出的储层气体降低了近井壁地层孔隙压力,对气体钻井壁稳定更有利,因而,适当提高注气量可保障沙河街组氮气钻井有效进行;②修正的气体钻井井壁稳定分析模型提高了地层产水条件下坍塌压力当量密度预测的精度,可作为合理筛选该地区中下部地层气体钻井井段的依据;③采用邻井测井资料估算地层出水量并计算不同产水量下立管压力的方法,可确定维持气体钻井在一定湿度范围内的相应注气量参数,实钻中可根据立管压力、排砂管线湿度变化判断井下地层出水、出油及井壁干燥情况,及时调整或改变钻井措施。     

超深井井壁稳定性分析

超深井钻井过程中存在多套地层压力体系，井壁稳定性条件复杂，高温、高压、深部地层岩石可钻性差等难点。随着井深的增加，地层压力梯度急剧增加，需要较高密度的钻井液来平衡地层压力。超深井的裸眼井段较长，钻井液浸泡时间长，容易导致岩石抗压强度软化，尤其一些泥岩层段，一旦被钻井液浸泡过后，井壁极易发生失稳。在超深井钻井过程中，不同的温度差异必然导致近井壁岩石应力分布发生改变，影响井壁稳定性。为此，提出分别利用地震、测井数据得到的坍塌破裂密度曲线来预测超深井井壁稳定性，所建立的计算模型应用于莫深1井的井壁稳定性分析，结果表明：预测情况与工程实际吻合。     

哈萨克斯坦H8309双分支水平井钻完井技术

哈萨克斯坦肯基亚克油区是世界上公认的难开采区块之一,该区块单井控油面积小、开发成本高,为此,决定通过钻探分支井技术解决该区块的技术难题。H8309井是中国石油海外第1口双分支水平井、该井开窗点较深,为克服深井高压、确保井壁稳定,采用了高密度钻井液(1.98 g/cm3);为减小井控风险,首次使用了分支井造斜器分段打捞技术和深井分支井完井管柱丢手技术。双分支井眼都实施了酸化压裂增产改造措施。H8309井完井日产原油180 t,平稳运行138 d,是邻井水平井日产量的3倍。该井的成功实施为今后难产、难开发区块的高效开发提供了经验,为肯尼亚克油区的油气开采提供了新的技术方法,更为其他开发断块边部油藏、提高采收率、降低开发成本提供了强有力的技术支持。     

基于井壁稳定控制建立井眼轨迹优化预测模型

通过线性规划最优解理论及井壁剪切破坏条件,建立了井眼轨迹优化的控制方程及提出相应的数值求取方法。研究表明：当地应力大小关系满足控制方程的临界条件时,正断层作用应力区域钻直井或沿水平最小地应力方位钻水平井时,两者井壁稳定性相同,该情形也发生在逆断层作用应力区域钻直井或沿水平最大地应力方位钻水平井,此外,走滑断层作用应力区域,水平井沿水平最大或最小地应力方位钻进时,其井壁稳定性 也存在相同的可能性;另外,当水平最大地应力与上覆岩层压力比一定时,水平地应力比值（σ_h/σ_H）越大,正断层作用应力区域沿水平最小地应力方位,及逆断层作用应力区域沿水平最大地应力方位钻进的最优井斜角越小,反之,走滑断层作用应力区域,水平井的最优钻进方位与水平最大地应力方位夹角越 大。研究成果有助于指导现场施工高效钻进。     

渤海油田过断层井段井壁稳定性分析

针对渤海油田断层附近与区域地应力场差异较大,以区域应力场分析井壁稳定必然带来误差的问题,该文运用几何分解的数学方法对井眼受力及区域应力场进行分析,建立过断层井段坍塌和漏失压力计算新模型。分析模型认为断层面所受正应力与流体压力相等时断层重新张开井下则发生漏失;井壁岩石基质发生剪切破坏或断层发生错动时井下则发生坍塌。新模型应用于渤海油田A井过断层段井壁稳定分析,计算结果表明:(1)相比于常规计算模型,由于断层更易发生剪切错动,坍塌压力增大,坍塌风险增高。(2)断层面法向应力比最小水平地应力更大导致漏失压力也增大。(3)坍塌压力与漏失压力计算值分别为1.53 g/cm³和2.02 g/cm³,且计算值与断层面产状有直接关系。研究结果与现场实钻情况对比更为吻合,对渤海过断层井段安全钻井具有较好的指导意义,可为过断层井眼轨迹设计提供理论参考。     

定向井坍塌压力上限对钻井安全密度窗口的影响

一般钻井安全密度窗口通过计算坍塌压力与破裂压力确定,钻井液密度过低会引起井壁坍塌。实际钻井情况反映,钻井液密度超过坍塌压力上限也会造成井壁坍塌。结合井壁成像测井,分析了高密度钻井液下的井周应力状态,建立了σ_z'＞σ_r'＞σ_θ'模式的坍塌压力上限计算模型,推导得出了直井的解析表达式与定向井的数值计算方法。结果显示:不论直井或定向井,对于强度低于某一临界值的地层,以传统的破裂压力作为安全密度窗口的上限将会低估井壁失稳风险;地层强度临界值的大小取决于主地应力、孔隙压力、有效应力系数。对定向井而言,坍塌压力上限随井斜角和方位角变化的敏感性较高,沿水平最小地应力方向钻进的井眼坍塌压力上限较高;随井斜角增大,坍塌压力上限与破裂压力值逐渐趋于接近。研究结果可防范高密度钻井液引起的井壁损伤和井塌现象。     

逆流自吸效应对页岩油储层坍塌压力的影响研究

页岩油储层在采用水基钻井液欠平衡钻进时,由于毛细管力作用,钻井液滤液仍会进入地层,降低地层稳定性。为此,进行了逆流自吸效应对页岩油储层坍塌压力的影响规律研究。基于两相渗流理论,建立了逆流自吸作用下的水侵模型,分析发现页岩油储层井眼附近的含水饱和度随欠压差值增大而降低;在考虑水化作用对地层岩石强度的影响的基础上,建立了井周应力模型,对页岩油储层的坍塌压力当量密度变化规律进行了分析。研究发现:逆流自吸作用下,钻井时间越长,欠压差值越小,页岩油储层坍塌压力越大,越不利于井眼稳定;当只改变欠压差值时,页岩油储层最大井径扩大率存在最小值。研究认为,建立的井周应力模型可为页岩油储层欠平衡钻井设置合理欠压差值以及调整钻井液密度提供理论依据。      

压力衰竭储层井壁稳定性变化规律研究

油气田在开发中后期会发生储层压力衰竭,压力衰竭将导致储层地应力发生变化,进而影响钻井中的井壁稳定性。从压力衰竭对储层地应力的影响入手,结合压力衰竭地层的井周应力分布规律对安全钻井液密度窗口随压力衰竭程度的变化规律进行了研究。结果表明,在压力衰竭储层钻定向井时存在一个中性角,当井斜角小于中性角时,压力衰竭使安全钻井液密度窗口变宽;当井斜角大于中性角时,压力衰竭使安全钻井液密度窗口变窄;中性角的大小与地层压力衰竭程度无关,与钻井方位有关,保持井斜角小于中性角并远离水平最大地应力方向有利于压力衰竭地层的钻井安全。研究结果可以为油气田在不同压力衰竭时期的钻井设计提供参考。