顺北1-4H井超深小井眼短半径水平井钻井技术

顺北油田位于塔里木盆地中西部,为奥陶系碳酸盐岩裂缝-洞穴型油藏,平均埋深超过7300m,具有超深、超高压、超高温的特点。顺北1-4H井完钻井深8049.50m,为顺北油田典型的超深小井眼短半径水平井。超深小井眼短半径水平井施工存在工具失效概率高、钻具安全系数低、轨迹控制难等系列问题。结合顺北1-4H井施工情况详细阐述了井眼轨迹设计及优化、钻井工具校核及优选、关键钻井液技术,对超深小井眼短半径水平井钻井作业具有较高借鉴意义。     

顺北区块超深120mm小井眼定向技术难点及对策

分析顺北井区5口定向水平井施工过程,存在超深井高温难题,120mm小井眼定向井造斜轨迹、工具选用、钻井液性能的难点。对比了不同厂家螺杆和定向仪器在现场的应用效果,结合相关理论,优化钻井参数,形成了超深水平井轨迹控制技术,总结了超深水平井钻井液技术方案。顺北1-4H井完钻斜深8049.5m,顺北1-5H完钻垂深7576m,创国内定向井斜深和垂深记录,安全、高效完成了施工任务,为同类型的定向井施工提供了较好的施工经验。     

顺北1-4H井超深小井眼中短半径水平井钻井难点及技术对策

顺北油田是中国石化西北油田分公司塔河油田接替区域,顺北油田是目前国内最深的油气藏,地层温度、压力高,很多地方奥陶系桑塔木组含有辉绿岩,受辉绿岩影响,不得不用超深小井眼中短半径水平井钻井。以顺北1-4H井为例,该井面临托压、温度高而仪器配套难、轨迹难以控制等难题。针对顺北1-4H井难题进行分析,形成了相应的技术对策,顺北1-4H井采取这些对策成功钻至目标地层,获得了良好的油气发现。顺北1-4H井采用■120.65mm小井眼钻井,完钻井深8049.50m,创造了■120.65mm小井眼水平井井深最深纪录。顺北1-4H井的成功完井,为超深小井眼水平井钻井的施工提供了很好的借鉴经验。     

我国陆上最深水平井开钻

<正>《中国矿业报》消息(2014-05-22)塔里木油田塔中862H井日前顺利完成1502 m的开钻任务,成为我国陆上设计最深的水平井。为解开塔中深层地带地质密码,塔里木油田推广应用科技成果,设计了塔中862H井。该井设计井深8008 m,垂深6325 m,水平段长1557 m,目的层为上奥陶统良里塔格组。     

超深水平井钻井技术在元坝272H井的应用

元坝地区海相气藏埋藏深,垂深超过6500 m。该地区水平井摩阻扭矩大、温度高,对水平井钻井技术提出了更高要求。元坝272H井是元坝Ⅱ区施工的第一口超深水平井,施工难度大。通过优化设计、基于滑动方式的井眼轨迹控制技术优化、摩阻扭矩精确预测分析、先进高温高压MWD仪器应用,解决了高温环境下井眼轨迹的测量及控制问题。采用抗高温润滑钻井液,根据地层特点合理调整钻井液性能,满足了超深水平井高温稳定、携岩和润滑的要求。通过元坝272H井定向钻井施工,总结了一套适合元坝地区超深水平井钻井技术。     

浅析莫尔图克油田MB-14超浅水平井轨迹控制技术

哈萨克斯坦莫尔图克油田区域构造上位于滨里海盆地东因别克—扎尔卡梅斯缘隆起带上,受盐丘控制构造形态为短背斜构造,地质断裂复杂,具有油藏埋深浅、地层胶结疏松、可钻性好、水平井造斜点超浅、造斜率高、施工难度大等特点;MB-14是部署在莫尔图克油田上的一口超浅水平井,根据该井的实际施工过程,从钻具组合、螺杆选型、地层因素等方面分析了软地层、大井眼、高造斜率、超浅造斜点水平井迹控制技术和地面定向技术;该井的成功完钻创该油田块水平井最浅记录,填补了该区块超浅层水平井钻井空白,为今后在莫尔图克油田进行超浅层水平井作业提供了可借鉴的经验。     

超深水平井摩阻扭矩分析及水力学计算

超深水平井钻井技术已成为开发深层油气藏的重要技术手段,超深水平井侧钻段和水平段的施工过程较常规水平井存在着更大的风险和难度。合理预测和控制摩阻/扭矩,合理选择泵压和排量对于超深水平井的安全高效钻进至关重要。建立和利用软杆模型对超深水平井侧钻造斜段进行了摩阻扭矩分析;建立和利用深井小井眼水力学模型对超深水平井水平段进行水力学计算,并以目前国内垂深最深的超深水平井元坝XX井为例,验证了所建立理论模型的合理性和可行性,其计算结果在工程应用上具有较高的精度,对超深水平井侧钻段和水平段施工具有较强的指导性。     

双台阶式水平井技术在AT2-8H井的应用

新疆塔河油田三叠系油藏储层埋深在4000m以下,有相当一部分直井钻成后低产,油层相当薄,有的分布呈现不连续且底部有底水,鉴于以上情况,实施双台阶水平井钻穿非连续的薄油层,可以开发一切可利用的能源。目前塔河油田第一口双台阶水平井AT2-8H井顺利完井,为今后双台阶水平井技术的进一步应用提供了参考。     

旋转导向钻井技术在HJ203H井的应用

HJ203H井是中国石化西南油气分公司在川东北地区部署的第一口水平井.川东北地区地层存在地层倾角大、地层压力高、可钻性差、易井漏、硫化氢含量高等特点,钻井施工难度较大.介绍了旋转导向钻井技术及其在HJ203H井的现场应用.旋转导向技术在该井的成功应用,为钻转导向技术在该区块的进一步推广奠定了良好的基础;同时,为在该区块进行高难度、大位移水平井施工提供一条技术思路,为川东北地区超深气藏的开发提供借鉴.应用钻转导向技术钻出的井眼轨迹圆滑,增加了水平段的延伸能力,提高了水平井的单井产量,旋转导向技术在该井的成功应用创造了良好的经济效益和社会效益.     

伊拉克米桑油田深井水平井钻井技术

为应对伊拉克米桑油田深井水平井高压盐膏层盐水侵,下部灰岩地层漏、喷、塌和卡等多种风险,同时尽可能降低钻井成本,提高作业时效,在64H井开展了深井水平井研究和实践。根据区块作业经验将深井水平井设计为六开井身结构;针对高压盐膏地层,采用高密度饱和复合盐钻井液技术;在深部灰岩地层实施了一系列定向井和尾管固井技术。解决了该区块钻井过程中的技术难题,提高了钻井安全性和时效,打破了米桑油田深井水平井钻井记录。     

煤层气水平井连通井组轨道设计与控制方法

煤层气水平井组由一口或几口水平井与一口洞穴直井连通,共同利用该直井进行采气作业,因此煤层气水平井需进行两井连通作业。依据煤层气水平井组的特点,建立了以煤层气水平井为基准的坐标体系,并推出了两井坐标体系的转换公式;考虑到连通井段短和轨道控制要求高的特点,优选出增-增-稳设计剖面,并建立了分段轨道优化设计方法;以逐步缩小洞穴井与水平井相对位置的不确定性椭圆范围为目标,提出了煤层气水平井轨道测量的方法及稳斜扭方位的轨道控制模型。通过以上的基础研究,形成了较系统的水平井连通井组轨道设计与控制方法,并结合现场应用进行了连通轨道控制的分析。     

油层套管保护技术在元坝投产气井中的应用

元坝气田是迄今为止国内埋藏最深的海相酸性气田,井型主要采用超深水平井和大斜度定向井。在投产测试前期,扫塞、通井、刮管等井筒作业极易磨损油层套管,为后续投产作业带来严重安全隐患。通过对钻具材质规格的优选,非旋转套管保护器的使用,泥浆体系的低磨阻优化,形成了针对元坝高含硫超深投产气井的油层套管保护技术。该技术的实施对油层套保护效果显著,为该区块高含硫化氢海相井的安全投产提供了又一技术保障措施。     

TP131HCH超深五段制侧钻水平井优快钻井技术

TP131H井完钻测试为水层,为提高该井周边区域储量动用程度及充分利用老井直井段降低钻井成本,在分析地震资料的基础上,设计了五段制侧钻水平井TP131HCH井。五段制水平井由于稳斜段的存在,有效延伸了井眼轨迹的水平位移,满足地质避水要求。针对TP131HCH裸眼侧钻水平井超深、高温给钻井施工带来的困难,介绍了该井钻井过程中井眼轨道优化设计、侧钻、井身轨迹控制、钻井液等方面所采取的技术措施。TP131HCH井的成功实施,对该区块同类型井的钻井设计和施工具有一定的指导和借鉴意义。     

塔河油田TK636H超深水平井钻井液技术应用

近几年塔河油田水平井施工有了较大的发展，最初施工井以三叠系为目的层，井深5100m左右，而目前施工井，如TK636H、TK635H、TK448H井以奥陶系为目的层，设计井深5900-6290m，造斜井深5380m，水平位移800m，垂深5587m。采用不分散聚合物-聚磺混油暂堵泥浆体系，已成功施工12口井。主要介绍TK636H井使用不分散低固相聚合物“三低”钻井液和聚磺混油钻井液维护技术措施，使用该套钻井液体系，较好地控制和减弱了上部地层易形成厚泥皮、钻屑粘附问题，降低了短提作业阻力；解决了斜井段水平段存在混油后钻井液粘度、切力高、流动性差、结构力过强问题，且钻井液润滑、携砂、防塌防卡能力强，全井施工过程中没有出现一次井下复杂问题。为今后在该区块水平井施工提供了宝贵经验。     

浅部大位移超长水平段I38H井轨迹控制技术

I38H井是渤海某油田调整井中的一口先期排液水平井,后期转入注水作业,为满足周边3口井的注采关系,设计水平段长达827.0 m,同时该井为一口目的层位于明化镇、水垂比达2.47的浅层大位移井,为安全、顺利实现钻井作业,通过对I38H井井身结构的优化、井眼轨迹的合理设计以及贝克旋转导向工具和随钻扩眼器等工具的使用,最终成功完成钻井作业。     

大庆油田高8-33-平1Z鱼骨水平井钻井技术

大庆油田高8-33-平1Z井是大庆油田的第一口鱼骨水平井,分析了该井钻井作业中存在的难点,简要介绍了该井的施工技术要点,继而总结了大庆第一口鱼骨水平井的钻井经验,为大庆油田以后类似井型的钻井作业提供了宝贵的技术参考。     

泡酸解卡技术在TZ4SH井的实践与认识

水平井卡钻采用泡酸解卡,在塔里木油田塔中区块被证明是最迅速有效的方式。该方法解决了一批水平井卡钻事故,解卡成功率达100%。TZ4SH井解卡作业创造了塔中泡酸解卡多个第一,第一次在非奥陶系地层进行泡酸解卡作业,第一次泡酸地层碳酸盐含量低于90%,第一次使用土酸作业但解卡失败,第一次泡酸作业中发生井壁失稳。实践表明,泡酸解卡不是将卡点的阻碍物完全溶解而是溶解部分阻碍物后使其松动,减弱其对钻具活动的影响。泡酸解卡不仅对卡点岩性及其含量有要求,还要求考虑卡点岩石的胶结强度、井壁稳定性等因素。     

深层火城岩长水平段钻井技术

虽然国内已经有钻5000多米深的水平井的经验,但没有遇到像吉林长深井区地层硬度大和研磨性强的情况,而且在地温梯度高的地区打水平井,特别是利用水平井开发深层火城岩油气层,国内还没有成熟经验,地质导向难度高;受吉林油田委托川庆钻探公司长庆工程技术研究院通过对原有井身结构和钻具组合优化设计,形成了适合于吉林油田长深区块深层火成岩长水平段水平井钻井技术,实现了项目要求的各项指标,采用该项技术完全可以达到1200m,完全满足地质开发的要求。     

沁水盆地南部高煤阶煤层气水平井地质适应性探讨

沁水盆地南部煤层气水平井开发10 a实践表明,相同地质条件下不同类型水平井开发效果存在较大差异,亟需就水平井开发地质适应性进行深入研究。基于樊庄一郑庄区块水平井开发现状,通过生产数据统计分析,结合煤矿井下观察和室内实验,研究了水平井完井方式、储层改造方式的地质适应性。结果表明,地应力大小、方向和煤体结构决定水平井完井方式。水平井完井方式主要包括裸眼完井、套管或筛管完井等,在保证水平井井眼稳定的前提下采用裸眼完井经济效益最好。但埋深超过600 m时,煤岩承受的垂向应力大于抗压强度,裸眼水平井易垮塌,应使用筛管、套管完井;当埋深为600～700 m时,筛管水平井产量可达3 000 m~3/d以上,可用筛管完井;当埋深大于700 m,需要进行压裂,用套管完井。水平井井眼走向与煤层最大水平主应力方向之间夹角越小,井眼受到的有效应力越大,裸眼井眼越容易变形垮塌,应采用筛管、套管完井,当水平井井眼走向垂直于煤层最大水平主应力方向时,裸眼水平井产量最高,可以采用裸眼水平井完井。水平井井眼穿过碎粒、糜棱煤发育区,裸眼井眼易垮塌,裸眼水平井平均单井产气量仅1 000 m~3/d左右,而筛管水平井可以达到4 500 m~3/d左右,应采用筛管完井。煤层微观裂缝发育程度和垂向非均质性决定水平井是否需要压裂,微观裂缝发育程度可以用裂缝指数定量表征。当裂缝指数高于100时,筛管水平井产量一般高于3 000 m~3/d,开发效果较好;当裂缝指数低于100时,储层渗透性差,单井控制面积小,筛管水平井产量低于1 000 m~3/d,分段压裂后储层渗透率提高,产量达到7 000 m~3/d以上。煤层垂向上存在局部裂缝指数小于100的低渗层时,气体垂向渗流阻力大,筛管井产气效果差,需进行分段压裂,分段压裂水平井产量可达到8 000 m~3/d以上。     

塔河油田10区T756-1H水平井工艺技术

塔河油田10区T756-1H水平井目的油层有效厚度仅为1.1m且含有底水,属于超薄油层。该井应用FEWD仪器对该薄油层进行开发,获得了良好的油气显示。分析了T756-1H井的难点和应对措施,介绍了超薄油藏水平井的设计、施工、井眼轨迹控制技术以及FEWD仪器在T756-1H井的成功应用。