普光气田高含硫气井安全快速优质钻完井配套技术

普光气田是目前中国已发现的最大的高含硫天然气田,天然气储层埋藏深, 其天然气具有高温、高压、高含硫的特点,钻井面临喷、漏、塌、卡、斜、硬、毒等世界级难题。为此,围绕高含硫气井安全钻井技术、快速钻井技术和优质固井技术的科技攻关、配套和现场示范应用,形成了普光气田安全优快钻井集成配套技术：①配套了70 MPa封井器、内防喷工具组合为主的双加双井控装备,确定钻井液安全密度附加值,强化钻井液、加重料、堵漏材料的储备和硫化氢监测及检测,井控安全率达到了100%,井喷失控事故率为0;②普光陆相地层集成应用空气、雾化、泡沫、氮气、空气锤等钻井技术快速钻进易漏、易塌、地层出水出气等复杂地层,海相地层应用PDC+螺杆复合钻井技术,全井钻井周期平均缩短了33%,平均机械钻速提高了61.21%;③应用耐腐蚀防气窜胶乳水泥浆体系、高强低密度水泥浆体系并综合应用尾管悬挂、正注反挤、分级固井等工艺技术,技术套管固井合格率为94.7%,产层套管固井合格率达100%、优良率为83%。实现了该气田高含硫气井安全、快速、优质钻完井的目标。     

鄂尔多斯盆地东部气田盐下高含硫储层安全高效钻井技术

鄂尔多斯盆地东部气田盐下高含硫储层主要为奥陶系马家沟组,其碳酸盐岩–膏盐岩互层发育,存在破碎屑岩层、大段膏盐层及压力异常地层,钻井过程中易出现井壁垮塌、井眼缩径、含H₂S高压天然气侵、井漏及卡钻等井下故障及复杂情况,导致机械钻速低、安全高效钻进难度较大。为此,开展了“储层专打”井身结构设计,集成高抗H₂S井控装备、防喷工具及工具的标准配套,研究应用了“高效PDC钻头+大扭矩单弯螺杆+MWD+随钻震击器”的储层复合钻井防斜防卡打快技术,探索性应用了精细控压钻井技术,优选复配出具有强“抗盐、抗钙、抗泥”能力的高密度饱和盐水钻井液,形成了鄂尔多斯盆地东部气田盐下高含硫井储层安全高效钻井技术。鄂尔多斯盆地东部气田的5口井应用了该技术,平均钻井周期54.3 d,平均机械钻速8.35 m/h,其中三开储层段平均钻井周期11.67 d,较前期完钻的MT1井缩短了52.03%,储层段平均机械钻速6.85 m/h,较MT1井提高了69.97%,平均井径扩大率6.16%,电测一次成功率100%,未发生井下故障和复杂情况。该技术为鄂尔多斯盆地东部气田盐下高含硫气藏...     

高含硫气井安全优质钻井配套技术

本文围绕高含硫气井安全高效钻完井的目标,综合利用安全钻井、优快钻井等技术,形成了高含硫气井安全高效钻井集成配套技术,实现高含硫气井安全高效钻井目标。     

雁翎潜山注气重力驱钻完井难点与对策

雁翎潜山雾迷山地层非均质性强,可钻性差,裂缝孔洞发育,承压能力低,并存在次生气顶,钻井过程中易出现井漏、溢流、卡钻等复杂情况,尾管小间隙固井易导致储层污染、水泥浆低返、环空气窜,给钻完井带来一系列技术难题。针对钻完井过程中的技术难点,提出了相应的技术对策:防漏为主、承压堵漏为辅,优选低密度钻井液配合控压钻井工艺,有效保证裂缝性地层安全钻进;优选个性化高效能钻头,提高机械钻速;优化设计井眼轨道,准确控制水平段位置;优选凝胶堵漏技术、低密度防窜漏水泥浆体系,有效克服固井过程中的水泥浆漏失及预防气窜;优选固井射孔及管外封隔器选择性分段完井方式,满足避水避气开采需求。文中提出的一系列技术对策,为雁翎油田注气驱钻完井提供了技术参考。     

黄桥二氧化碳气田开发井钻井工艺

黄桥二氧化碳气田在钻井过程中存在直井段易井斜,浦口组地层缩径、垮塌及卡钻,下部地层先漏后涌等井下复杂情况或事故,及机械钻速低与钻具和套管腐蚀的问题。华泰2井和华泰3井在钻井过程中,通过不同井段选用不同钻头,采用不同钻具组合和钻井参数,解决了直井段易井斜的问题,提高了机械钻速;浦口组以上地层采用金属两性离子聚合物钻井液钻进,中生界以下地层使用金属两性离子聚合物防塌钻井液钻进,解决了浦口组地层缩径、垮塌和卡钻,及下部地层先漏后涌等问题;在钻遇二氧化碳气层后采取加入防腐处理剂等防腐措施,解决了钻具的腐蚀问题;通过室内管材动静态腐蚀评价试验,确定采用含Cr套管与普通套管相结合的套管完井方式,解决了套管腐蚀问题;采用微硅低密度水泥浆和胶乳不渗透防气窜水泥浆体系固井,提高了固井质量,有效防止了环空气窜。通过华泰2井和华泰3井2口井的钻井,形成了一套适合黄桥二氧化碳气田开发井的钻井工艺技术,为今后二氧化碳气田的开发提供了借鉴。     

国外高含硫气田固井技术和工具的新进展

国外的深井高压高含硫气井固井主要针对平衡稳压、防气窜、防硫化氢腐蚀等技术难题,并根据具体含硫情况充分考虑避免或减轻H2S对套管和水泥的腐蚀问题,选用抗硫和高抗硫的套管和水泥。文章重点介绍了国外高温高压高含硫气井先进的固井工艺技术、防气窜固井工艺技术、水泥浆体系及工艺和工具方面的新进展,并针对国内高含硫气井固井技术的现状提出建议。     

高温高压高含硫地区超深井钻井难点及对策——以通南巴构造带为例

受特殊沉积环境及复杂构造运动的影响,在通南巴构造带上钻井工程事故频发,存在井漏、井壁垮塌、井涌（喷）、卡钻、高含硫化氢、岩石致密硬度大、井斜等问题,严重影响了安全、优质快速钻井。通过对通南巴构造带工程地质特征的研究,提出如下对策：①优选气体钻井、泡沫钻井、垂直钻井、复合钻井、旋转导向钻井等钻井方式,促进防斜打直、打快;②优化井身结构设计,合理确定必封点,科学确定井眼尺寸;③优化钻井液性能,提高防塌、润滑效果;④强化钻头选型,提高破岩效果;⑤细化防漏堵漏措施,减少非生产时间等。经现场钻井实践,大幅度地提高了机械钻速,有效地减少了钻井复杂情况,实现了该地区海相超深含硫气井的优快钻井,并对同类高温、高压、含硫气井的高效钻井具有借鉴意义。     

沙20-54井随钻堵漏防溢流钻井液技术

为解决沙20—54井钻井过程中易发生垮塌、井漏、卡钻事故的问题，采用了聚合物随钻堵漏钻井液体系，并制定一套防漏堵漏和防溢流施工方案，首次在进入漏层前采用随钻堵漏工艺技术，提高了地层的承压能力，为深层提密度防溢流创造了条件。现场应用表明，沙20—54井随钻堵漏防溢流钻井液技术能满足钻井施工的要求，可为本区块后续钻井及易漏区块钻井提供较好的借鉴。     

普光高含硫气田开发关键技术

普光气田是我国近年来发现的最大海相碳酸岩盐气田,具有高含硫化氢、中含二氧化碳、气藏埋藏深、上覆地层多、含气井段长、地层压力高、有边底水存在等特点,通过技术引进、集成和创新,形成了以礁滩相储层展布及含气性预测技术、高含硫气藏开发技术政策优化、复杂地层安全优快钻井技术以及高含硫气井安全高效采气工艺技术为核心的高含硫气田开发关键技术。上述技术的应用,取得了良好的效果：开发井数由５２口优化为４０口;钻井成功率100%;钻遇气层厚度符合率平均达到８６．５％;单井钻井周期同比缩短６０ ｄ以上;气层段固井质量优良率超过８５％;开发井平均无阻流量达487×10⁴ ｍ³/ｄ,实现了普光气田的有效开发。     

普光“三高”气田安全钻井技术

普光气田是我国迄今为止发现的最大的酸性整装气田,具有井深超深和高含硫、高压、高产特性,且地质环境异常复杂。为了安全、高效开发该气田,进行了持续的技术攻关。在综合考虑地质、井控、固井质量、开发寿命及钻井成本等诸多因素的基础上,优化了井身结构设计;通过研究形成了高抗挤、耐腐蚀、适用于高压气井的管材优选技术;针对超深、多套压力系统和复杂层位共存于同一裸眼段内,钻井液安全密度窗口窄,易发生喷漏同存,以及“三高”气田井控风险大的情况,高标准地配备了井控装备和防喷工具,制定和采取了一系列有针对性的井控特别管理措施;针对裸眼段长、温差大、安全密度窗口窄、间隙小、压稳与防漏矛盾突出、防气窜难度大、顶替效果差等固井难题,采用了分段压稳设计,优选了水泥浆体系,优化了浆柱结构,形成了一套适合超深“三高”气田的综合固井工艺技术。普光气田通过综合应用“三高”气田安全钻井技术,实现了安全钻井,提高了钻井速度,保证了固井质量,确保了气井长期安全生产。      

2022 年 4 期目录

顺北油气田油气资源储量丰富,但特深层碳酸盐岩油藏地质条件复杂,钻井完井过程中存在漏失、井壁失稳和高压盐水侵等问题,因此,探索适用于该油气田特深井的钻井完井技术体系,是加快该油气田开发进程的关键。通过技术攻关和实践,形成了适用于顺北油气田的特深井钻井完井技术体系,包括特深井井身结构优化、钻井提速关键技术、防漏堵漏技术、长裸眼防漏及小间隙固井技术、超深小井眼定向钻井技术和超深井缝洞型储层完井技术等技术,指出需持续优化特深井井身结构、急需解决二叠系和志留系漏失问题、深层破碎带安全钻进技术不成熟、急需配套高温高压井下仪器工具和裂缝性储层安全钻井技术,提出了增强工程地质一体化、加强堵漏和防塌技术研究、加强新技术和新工具的应用、加强高端仪器和特殊材料及装备研发等发展建议,以进一步推动顺北油气田特深井钻井完井技术的快速发展,实现该油气田特深层碳酸盐岩油气藏的高效开发。      

冀东油田人工端岛大位移井钻井完井技术

为解决冀东油田人工端岛大位移井摩阻扭矩大、携岩困难,馆陶组玄武岩、东营组东二段泥岩和沙河街组泥岩易垮塌,裂缝及断层易漏、深层井段定向托压、套管下入困难等问题,开展了人工端岛大位移井钻井完井技术研究。利用Landmark软件对井眼轨迹、钻井参数、井眼清洁、摩阻、扭矩、钻具和套管下入安全性等进行了分析,研究了钻井液排量、钻井液流变性、岩屑床破坏器安装位置与岩屑床的关系,以及KCl成膜封堵钻井液配合新型润滑、防塌、封堵剂解决定向托压、井漏、井塌问题及降摩减扭接箍的安装位置和安装方法,形成了装备配套、软件预测和优化、润滑防塌封堵钻井液体、井眼清洁、减摩减扭、岩屑床破坏、套管安全下入等技术。冀东油田人工端岛4口水平位移超4 000.00 m的大位移井的钻井完井情况表明,钻井完井周期明显缩短,井下故障得到了有效控制,完钻井最深6 387.00 m,水平位移达4 940.99 m。研究认为,冀东油田人工端岛大位移井钻井完井技术实现了该油田人工端岛油区的安全高效开发,具有较好的推广应用价值。      

杭锦旗区块锦58井区钻井液技术实践与认识

杭锦旗区块锦58井区钻井过程中普遍存在严重漏失及井壁失稳问题,为此,开展了该井区钻井液技术研究。在深入分析井漏和井壁垮塌原因及主要技术难点的基础上,从"预防为主"出发,优选钻井液处理剂、优化钻井液配方和性能,确定了随钻承压防漏堵漏和井壁稳定技术,以达到兼顾防漏防塌、确保安全钻进的目的。该技术在锦58井区的JPH351井、JPH393井和JPH404井等3口水平井进行了现场应用,大大减少甚至避免了漏失和井壁失稳问题,取得了显著效果。其中,JPH351井钻井过程中顺利钻穿刘家沟组易漏地层,堵漏时间缩短40%以上,减少了漏失次数,缩短了处理时间;石千峰组和石盒子组地层井壁稳定,平均井径扩大率仅为4.73%;水平段累计钻遇长泥岩段11段513.00 m,泥岩占比达35.92%;3 200.00~3 292.00 m泥岩井段揭开52 d后仍未出现井壁垮塌失稳问题。应用结果表明,随钻承压防漏堵漏和井壁稳定技术能够解决该井区的井漏与井壁失稳问题,保障高效安全钻井,具有推广应用价值。      

织金煤层气浅层大位移水平井钻完井技术

针对织金区块存在表层漏失、摩阻大、下套管困难等难题,从堵漏方式优选、井眼轨道优化设计、井身结构优化、钻井液体系优选、完井管串优化等方面进行了织金煤层气浅层大位移水平井钻完井技术研究,并在ZP-4井进行了成功应用。采用“导管跟钻”技术成功解决了表层漏失难题;采用优化的双增轨道设计,在满足近钻头地质导向对着陆点垂深精确调整的要求下,避免了单增轨道调整后容易出现“S”型轨迹的现象,降低了摩阻,保证了中靶精度;采用优化的完井管柱设计,成功实现了浅层大位移水平井生产套管的顺利下入。实践表明,织金煤层气浅层大位移水平井钻完井技术解决了该区块钻井存在的表层漏失、摩阻大、下套管困难等难题,为织金区块后续低成本、高效开发提供了技术支持。     

南堡2号构造深层潜山水平井钻井完井技术

为了解决南堡2号构造深层潜山水平井钻井过程中井漏、溢流、机械钻速慢和钻井周期长等技术难题,开展了深层潜山水平井钻井完井技术研究。根据地层地质特点、潜山储层压力敏感性和井漏、溢流等情况,深层潜山水平井设计为四开和五开井身结构,设计采用"直—增—稳—增—稳—增—水平"七段式井眼轨道,优选了抗175℃的造斜工具、MWD监测仪器和抗220℃的水包油钻井液,并开展了水平井微流量精细控压技术及抗高温冻胶阀完井技术的应用研究,形成了适用于南堡2号构造深层潜山的水平井钻井完井技术。南堡2号构造15口深层潜山水平井钻井完井情况表明,井漏和溢流等井下复杂情况得到了有效控制,完钻井深最深达5 600.00 m,水平位移最大超过了4 000.00 m。潜山储层水平井钻井完井技术实现了南堡2号构造深层潜山储层的安全高效开发,具有较好的推广应用价值。      

克拉苏构造带博孜1区块复杂超深井钻井完井关键技术

克拉苏构造带博孜1区块复杂超深井钻井完井存在上部巨厚砾岩层钻速低、钻井周期长、固井质量差、钻井安全风险高等技术难点.为解决这些技术难点,结合区域地质特征,通过理论分析优化了井身结构,优选了系列钻井提速技术、提出了组合式盐底卡层技术,制定了一系列防漏堵漏技术措施和固井技术措施,形成了克拉苏构造博孜1区块超深井钻井完井关键...     

苏里格致密气藏超长水平段水平井钻井完井关键技术

针对苏里格气田致密气藏超长水平段水平井钻井完井过程中循环泵压高、摩阻扭矩大、机械钻速低、井眼清洁困难、完井套管柱下入困难等问题,分析了超长水平段水平井钻井完井技术难点,进行了高效钻具和钻井设备优化配置、井眼轨道设计和井眼轨迹控制、水平段钻井提速和清洁,以及旋转导向钻井、强抑制润滑性水基钻井液和"旋转引鞋+套管"漂浮下入...     

苏里格气田水平井井身结构优化及钻井配套技术

苏里格气田致密气藏埋藏深,钻遇地层塌漏问题突出,机械钻速低,前期水平井采用三开井身结构,难以达到钻井持续提速和降低钻井成本的目的。为此,在开展缩短中完周期、优化封固段和井眼尺寸等方面的理论分析,并进行井身结构优化过渡性方案现场试验的基础上,提出了井身结构优化思路,分析了可行性;然后,进行了封固段优选、井眼尺寸优化,设计了水平井小井眼二开井身结构。基于此井身结构,研究了井眼轨迹控制、个性化钻头和配套提速工具优选、强抑制高效润滑钻井液分段措施优化等关键钻井配套技术。该技术在19口井进行了现场应用,解决了长裸眼段“塌漏同存,上漏下塌”的问题,提高了各井段的机械钻速,大幅度缩短了钻井周期。研究结果表明,小井眼二开井身结构设计合理,钻井配套技术提速效果显著,可在苏里格气田水平井钻井中推广应用。      

土库曼斯坦阿姆河右岸B区高风险气藏安全钻井技术

在土库曼斯坦阿姆河右岸B区钻井史上,由于存在高压浅层次生气层、高压盐水层、高压高产气藏以及巨厚盐膏层的复杂地层,因而井喷、卡钻、高压盐水结晶导致井筒报废等事故频发,钻井成功率仅为64%,钻井安全风险极高,部分气田已禁止钻井施工。为此,针对性地开展了如下安全钻井技术试验与应用:(1)针对浅层次生高压气层,采用小尺寸领眼试钻,很大程度上减少了井筒容积,使进入井筒油气的量大大降低,减少了加重钻井液,加快了压井作业时间,提高了钻遇复杂层的安全性,同时在浅层气井区外围采用了钻大斜度井定向井强采方案;(2)针对高压巨厚盐膏层,优选了与盐膏层相配伍的欠饱和—饱和盐水钻井液体系,优选了盐岩蠕变模型,建立了盐膏层井眼缩径方程,形成了钻井液密度图版,确定了盐膏层安全钻井液密度,有效地提高了盐膏层段钻井液的抗污染性和抗蠕变性,保证了井筒安全。相关配套技术已推广应用近百口井,钻井成功率达100%,井喷发生率为零,解放了"钻井禁区",较好地解决了该区域高风险天然气井安全钻井难题。     

长北气田长水平井段裸眼钻井（完井）液技术

介绍了用于长水平井段配合裸眼完井工艺特点的无黏土低伤害暂堵钻井（完井）液体系及其现场应用情况。室内和现场实验结果表明，无黏土低伤害暂堵钻井（完井）液体系性能稳定、密度低、失水低、润滑防卡性能优良、暂堵效果好，能有效保护气层。在整个水平段长时间施工过程中，完全能够适应长水平段钻井，同时对气层暂堵好，井壁上形成的暂堵滤饼可以通过气层压力完成解堵，很大程度上简化了完井、投产作业。经过测试，该体系对地层的伤害与其他体系相比，更有利于保护地层，更有利于工程施工，在常温条件下对地层的伤害仅有4.6%~5.1%，在特殊模拟井下条件下，对地层的伤害仅有6%~14%，是一种新型高效的完井液体系。该体系应用于长北气田CB1-1井，裸眼完井并直接气举投产，获得无阻流量218×10⁴m³/d的高产气流，创长北地区气田产量之最。