苏53-78-71H 井造斜段井眼轨迹防碰设计与控制

苏53 区块位于苏里格气田的西北部,每年钻成大量的水平井。该区块水平井大部分目的层设计在石盒子组气层, 造斜段需要穿越石千峰组和石盒子组的泥岩,地层易漏和垮塌,导致井下施工困难。苏53-78-71H 井位于该区块,造斜段先后侧钻4 次,钻成5 个井眼,特别是侧钻4 井眼的防碰设计和施工难度大,在该区块尚属首次。从侧钻4 井眼的侧钻位置选择、待钻井眼曲率设计、与原井眼的分离和其他井眼的防碰设计等方面进行了阐述、并在施工中从井眼轨迹控制、侧钻后定向段轨迹的防碰施工、入靶垂深的精确控制3 方面进行了技术控制,保证了井下作业的安全施工,实现了精确入靶。     

小井眼水平井裸眼悬空侧钻技术在靖平33-13井的应用

针对靖平33-13井钻进过程中,表层井壁稳定性差,"双石层"易垮塌,裸眼侧钻,气层深度不一,轨迹调整频繁,摩阻扭矩预测及井眼清洁困难等一系列技术难题,制定了一整套合理的技术措施。同时优化了井身结构,水平段采用了152.4mm井眼,相比常规井眼提高了机械钻速,缩短了钻井周期。由于地质因素的不确定性,首次在下古生界奥陶系水平段采用裸眼下切技术进行悬空侧钻,不仅降低了填井造成的成本和风险,而且也为今后在下古生界进行裸眼悬空侧钻提供了宝贵的经验。     

固定翼扩眼器在某油田调整井的首次应用

由于领眼井设计井深较大,常规大尺寸12-1/4″和小尺寸8-1/2″井眼作业都会有较高的作业风险,井下情况难以控制,因此优选非常规尺寸9-1/2″井眼钻开领眼井,后续应用9-1/2″ x12-1/4″固定翼扩眼器优选钻具组合及钻进参数,扩眼钻进至侧钻井深,以充分利用已钻开领眼井进行常规12-1/4″井眼侧钻作业。此次为渤海油田首次应用固定翼扩眼器进行扩眼作业,为今后类似作业提供借鉴。     

文188-14井三维井眼分叉处理技术

侧钻井在侧钻以后的施工过程中或在定向井扩划眼过程中，由于多种原因易出现新井眼，即井眼出现分叉，这使下钻、下套管、电测等后续作业难以进行。若重新填井侧钻则导致巨大的经济损失。中原油田在文188-14井井眼分叉处理过程中应用了三维井眼分叉处理技术．不但井眼分叉处理成功．而且成功地找到了原侧钻井眼，从而减少了经济损失，也为井眼分叉处理找到了一个新方法。     

崖城13-1气田高温大位移井硬地层螺杆钻井技术与实践

崖城13-1-A16井12 1/4″井段钻进至梅山组时降斜严重、旋转导向钻具无法满足井眼轨迹控制要求,使用螺杆钻具成功进行了大位移井硬地层造斜钻进,达到了工程质量以及地质中靶要求。结合现场井眼情况以及定向钻进技术难点,对高温控制措施、螺杆钻具大位移井钻进风险控制措施以及井眼轨迹控制等技术措施进行了讨论,为类似井定向钻井施工作业提供参考与借鉴。     

苏76-1-20H井钻井技术

为提高低孔低渗气藏的开采效率,渤海钻探在苏里格气田部署了一口长水平段水平井—苏76-1-20H井。苏76-1-20H井存在水平段长、轨迹控制难、井眼尺寸小、循环泵压高、井眼清洁难度大、井壁垮塌、钻具变形等钻井难点,文中针对钻井难点,从井眼轨迹控制、摩阻扭矩预测控制、地质导向技术、钻井液技术、井眼修复技术、事故复杂预防等方面都采取相应的措施。该井实钻水平段长2 856 m,创造了中国石油陆上水平段最长记录,施工过程安全顺利,积累了长水平段水平井钻井技术经验,对高效开发低孔低渗油气田具有重要的指导意义。     

三维大斜度侧钻井钻进技术——以白6-8侧钻井为例

地质要求或利用已钻井眼降低钻井成本,使三维侧钻井不断增多,三维大斜度侧钻井在油田开发中越来越重要。以大港油田白6-8侧钻井为例,论述了导向系统在三维大斜度侧钻井施工中遇到的井眼轨迹控制、井眼清洁、扭矩和摩阻等问题以及采取的相应技术措施,对于三维大斜度侧钻井施工中的扭矩、造斜率、摩阻要求、导向马达使用等做出描述,如何解决施工中出现的问题,选择合适的技术参数、工具类型,对于指导三维大斜度井在各井眼的施工有一定的意义。     

GP09-14井薄产层水平井钻井工艺技术

GP09-14井是由长庆油田施工的第一口气井水平井,钻探目的层为奥陶系下统马五12-马五13。在钻进施工过程中,针对表层大井眼井壁稳定性差,"双石层"易垮塌,裸眼侧钻,气层深度不一,轨迹调整频繁,摩阻扭矩预测及井眼清洁困难等一系列技术难题,制定了一整套合理的技术措施,在不同井段选取合理的钻井液体系,从而确保了该井的钻探成功,水平段长1011m,气层钻遇率达90%。GP09-14井的开发不仅对提高该区块的产能具有重要的作用,而且对有效开发该区块的下部产层提供了十分重要的地质依据。     

官8 - 9K侧钻井小井眼扩孔技术

对于在Φ139.7 mm油层套管开窗侧钻下Φ101.6 mm尾管完井的小间隙侧钻井,固井完井质量难以保证一直是困扰侧钻井开发的难题.为此研制了Φ(118～120)mm井眼水力扩张式裸眼扩孔器,并在官8-9K等小井眼侧钻井完井施工中实施了扩孔作业,取得了较好的效果,扩孔工具工作平稳,扩孔机械钻速接近裸眼钻进机械钻速的2倍,扩孔后平均井径为152.23 mm,井眼质量较好,固井质量得到了保证.     

超短半径侧钻分支水平井曙1-23-0370CH井设计与施工

曙1-23-0370CH井是辽河油田第1口超短半径侧钻分支水平井,设计、实施的主要目的是运用超短半径侧钻技术恢复老井产能,挖掘大凌河油层潜力.针对油层特点及采油要求对曙1-23-0370CH井井身结构和井眼轨迹、钻进参数、施工步骤等进行了优化设计,设计分支井眼轨迹狗腿度最大为18.62(°)/m,在5.7 m的轨迹长度内实现从开窗到水平钻进.现场严格按照设计要求施工,运用柔性钻具及喷射钻具组合实现造斜段和水平段钻进;运用筛管和喷射钻具同步下入技术实现了钻进和完井一次完成,最终顺利完成了钻探目的.曙1-23-0370CH井的成功设计、实施对超短半径分支侧钻水平井钻井技术在辽河油田的应用具有重要指导意义.     

侧钻超短半径水平井J37-26-P14井钻井设计与施工

为了提高稠油热采及小规模砂体的开发效果,大庆油田设计施工了侧钻超短半径水平井J37-26-P14井。该井完钻井深629.62 m,造斜率20°/m,曲率半径仅为3.30 m,造斜段水平位移为2.90 m,总水平位移为22.70 m,水平段长19.58 m。该井施工中存在剖面设计紧凑、地层可钻性差、侧钻难度大、井眼曲率大造成钻具摩阻大等技术难点,在对超短半径的井身结构及井眼轨迹剖面进行优化设计和主要技术难点进行分析的基础上,制定了相应的技术措施,确保该井顺利完钻。该井的顺利完成,为其他侧钻超短半径水平井积累了宝贵经验。详细介绍了该井的设计与施工情况。      

储气库救援井文23-6J井钻井液技术

文 23-6J 井是中石油股份公司的一口针对文 23-6X 井的重点平行连通救援井,目的是确保文 23 气藏盖层的密封性,采取新钻救援井方式,从鱼底下方通过科学定向方法导入原井眼,然后从井筒注入堵漏水泥浆对原井眼进行封固。为了实现和文 23-6X 井连通,在文 23-6J 井三开从不同方位不同井段侧钻 4 次,形成 5 支井眼,连同落鱼井眼总计 6 支井眼,使得井眼中心距最小处不到 20 cm。该区域明化镇组～东营组地层存在着大段泥岩,成岩性较差,地层黏土易水化,造浆性较强 ;沙河街组地层泥岩易水化掉块、坍塌 ;石盒子组地层极易发生井漏、井垮。为了保证施工安全,该井采用了强抑制低摩阻的防塌钻井液,通过在钻进中及时加入足量的防塌剂 WFT108、CFF-1 和降滤失剂SMP-I、KJAN 和NFA-25,同时加入高效润滑剂 GFR-1、RT-9051,降低滤失量,加强封堵防塌,并采取合理的维护处理措施, 增强了钻井液造壁性及悬浮携带性, 较好地满足了井眼净化和长时间防塌、 防卡要求, 全井钻井施工安全顺利。      

高含硫老井修复技术在天东5-1井中的应用

针对由老井天东5井定向侧钻而成的天东5-1井，文中介绍了侧钻点及侧钻方向的选择原则，定向侧钻和井眼轨迹控制的基本技术，钻井液及防硫措施，为同类井的侧钻设计和施工提供了实践经验。     

薄产层水平井GP06-9井钻井技术

GP06-9井是长庆油田分公司在靖边中部气田下古生界薄气层实施的第一口水平开发试验井.钻探目的层为奥陶系下统马五13层.针对有效储层厚度0.5～1.0 m,并且埋藏深度超过3 180.00 m的地质状况,采取直井探明储层地质信息后,填井至造斜点以上50 m,再侧钻水平井.该井在优化井身结构设计的基础上,通过采取挤压封堵技术、裸眼侧钻技术、井眼轨迹控制技术等关键技术,解决了上部易漏层刘家沟组地层的漏失、下部"双石"层和石炭系"煤层"的坍塌及长水平井段的井眼轨迹控制、长裸眼井段的井壁稳定等技术难题,总结了在薄气层水平井钻井施工的技术措施.GP06-9井的成功不仅对提高该区块的产能具有重要作用,而且为有效开发该区块的薄产层积累了十分重要的实践经验.     

GCP105-5侧钻水平井施工技术

为了提高油田采收率,降低开采成本,冀东油田在G104-5区块实施了小井眼侧钻水平井工程,GCP105-5井是该地区关于小井眼侧钻水平井的首次实践。由于井眼直径小、曲率变化大,而且侧钻井段地层复杂,参考资料少,侧钻施工难度较大。在施工中严格遵照设计程序,套管开窗点选择在固井质量好的井段,先轻压低速磨铣套管,井口返出铁屑后逐步放开钻压、增大转速。侧钻过程中,优选钻头型号,应用柔性防卡倒装钻具组合,采用KCl有机正电胶钻井液,进行四级固控,并严格进行通井作业。固井过程中充分保证水泥浆密度均匀、排量稳定。该井顺利完钻,井眼稳定,固井效果好,无事故发生,为该地区侧钻水平井施工提供了宝贵的经验。     

四级分支井钻完井技术在曹妃甸11-1油田的应用

渤海曹妃甸11-1油田综合含水率高、原油采出程度低、平台槽口少,该油田剩余油挖潜亟需采用四级分支井钻完井技术。结合曹妃甸11-1油田地质油藏特征及开发要求,深入分析井眼重入难度大、侧钻窗口质量和钻井液性能要求高、下尾管"盲找"困难、水平段固井质量难以保障、井眼清洗质量要求高、完井工具下入难度大等分支井钻完井技术实施难点,形成了主井眼/分支井眼重入技术、套管侧钻开窗技术、聚合物钻井液技术、下尾管固井技术、配套完井防砂管柱优化设计等四级分支井钻完井技术。该技术已在曹妃甸11-1油田3口分支井取得成功应用,日增产油200 m~3,控水增产效果良好,可有效解决老井低产、剩余油挖潜难题,为渤海油田中后期调整提供了新的思路。     

滨古14-侧平1侧钻短半径水平井钻井技术

滨古14-侧平1井是胜利油田承担的国家"九五"科技攻关项目侧钻水平井钻井采油成套技术实施的1口试验井,也是胜利油田第一口古潜山侧钻短半径水平井。文中介绍了该井的地质及钻井设计、侧钻施工、井眼轨迹控制、测量技术等,对施工同类侧钻水平井具有一定的借鉴意义。     

定向井开窗侧钻水平井的实践与认识

总结分析了国内第一口套管开窗侧钻水平井——草２０—１２—侧平１３井的成功经验。探讨了定向井开窗侧钻水平井的工程设计和施工技术问题，包括井身剖面设计、斜井段套管锻铣开窗、侧钻新眼、井眼轨迹控制与测量、井下安全及固井设计等     

大庆高160-侧平38井设计与轨道控制

高160-侧平38井是大庆油田第一口接近短半径的侧钻水平井,目的是开发厚油层上部未动用的剩余油。段铣套管长度井深977~995.20m。第一次由977.60m侧钻至1032.04m,由于测量仪器故障使井底井斜角落后10°,被迫用水泥封固。因对井眼扩大率估计不足,水泥只封到1011m。第二次用2.75°弯螺杆从1007m悬空侧钻,至井深1028.53m井底井斜角落后11°,原因是配合接头扣未上紧,使全力增斜变为稳斜扭方位或降斜,被迫再次用水泥封固。第三次由990.78m悬空侧钻(水泥面991.12m),至1102.88m进靶,入靶点井斜87.2°,垂深1061.24m、靶前距70.12m。水平钻至1182.88m,最大井科90.3°,井眼轨道波动幅度为靶线上0.61m,靶线下0.29m。文中介绍了前期准备工作、工程设计和井眼轨道控制。     

四级分支井钻完井技术在曹妃甸11-1油田的应用北大核心CSCD

渤海曹妃甸11-1油田综合含水率高、原油采出程度低、平台槽口少,该油田剩余油挖潜亟需采用四级分支井钻完井技术。结合曹妃甸11-1油田地质油藏特征及开发要求,深入分析井眼重入难度大、侧钻窗口质量和钻井液性能要求高、下尾管“盲找”困难、水平段固井质量难以保障、井眼清洗质量要求高、完井工具下入难度大等分支井钻完井技术实施难点,形成了主井眼/分支井眼重入技术、套管侧钻开窗技术、聚合物钻井液技术、下尾管固井技术、配套完井防砂管柱优化设计等四级分支井钻完井技术。该技术已在曹妃甸11-1油田3口分支井取得成功应用,日增产油200 m^3,控水增产效果良好,可有效解决老井低产、剩余油挖潜难题,为渤海油田中后期调整提供了新的思路。