大牛地气田长水平段井眼轨迹控制方法

准确掌握钻具组合与地层相互作用表现出来的造斜率是控制水平井井眼轨迹的关键。为了实现对鄂尔多斯盆地大牛地气田长水平段水平井井眼轨迹的高效控制,利用大牛地气田长水平段实钻资料进行了统计分析,获得了使用特定钻具组合在复合钻进条件下地层可钻性级值与井眼全角变化率的对应关系。以此为基础,结合螺杆钻具的实际造斜能力,提出了以地层可钻性级值作为设计依据,构建适应地层可钻性的底部钻具组合设计指导原则,并结合现场应用情况形成了考虑岩石性能变化的井眼轨迹控制方法。该方法提高了底部钻具组合及钻进参数优选的针对性和可操作性,进而可达到提高复合钻进进尺比例和长水平段井眼轨迹控制效率的目的。还从井眼轨迹控制技术的角度出发,提出了一种用于钻具组合及钻进参数优选的地层分级方法,并在实际钻井过程中得到了应用和验证。     

顺北油气田超深高温水平井井眼轨迹控制技术

顺北油气田储层埋藏深、井底温度和压力高,导致MWD仪器故障率高,超深高温水平井下部高温井段有时无MWD仪器可用,井眼轨迹控制难度较大。为了降低该油气田超深高温水平井轨迹控制难度并提高钻井效率,对水平井井眼轨道设计与井眼轨迹控制进行一体化规划,将顺北油气田超深高温水平井井眼轨道设计成造斜率“前高后低”的多圆弧轨道,优化钻具组合和钻进参数;对于下部无MWD仪器可用的高温井段,采用单弯单稳定器螺杆钻具组合进行复合钻进,以控制井眼轨迹。研究和应用结果表明,采用单弯单稳定器螺杆钻具组合进行复合钻进,根据复合钻进井斜角变化率预测结果优化钻具组合和钻进参数,可以解决顺北油气田超深高温水平井下部高温井段无法应用MWD控制井眼轨迹的问题,降低井眼轨迹控制难度,提高钻井效率。     

传统底部钻具组合在S形定向井中的应用

东海平湖油气田某S形定向井 ,在直径 311mm及 2 16mm井眼钻进中多次使用了传统非导向旋转底部钻具组合 ,均获得较好的使用效果 ,以简单的底部钻具组合有效地控制了较复杂的井眼轨迹。文中分析了底部钻具组合结构、钻井参数、地层特性及井眼几何特性等因素对底部钻具组合使用效果的影响 ,其结果可供类似井作业借鉴。     

胜利油田采试-平1井钻井技术

为了给各类井口、井下仪器及钻采工具提供更好的试验平台,胜利油田设计施工了采试-平1井。该井为一口水平井,一开、二开井眼尺寸大(一开井径660.4 mm,二开井径444.5 mm),存在携岩困难、井壁稳定性差、机械钻速低、井眼轨迹控制要求高、完井作业难度大等钻井难点。为此,一开、二开钻进中采用了优选钻头、增加228.6 mm钻铤数量、一开井段采用回收钻井液配浆钻进、二开井段使用复合强抑制性钻井液、提高钻井液排量、钻进中适时更换动力钻具和用强刚性钻具通井等一系列技术措施。钻井结果显示:钻进中井眼稳定,未出现任何井下故障;二开井段最大全角变化率为12.78°/100m,平均机械钻速达10.94 m／h;339.7 mm油层套管一次顺利下至井深1 691.15 m,无任何遇阻显示,且固井质量良好。采试-平1井的顺利完钻,表明该井所应用的钻井工艺和技术是可行的,对胜利油田大井眼水平井的安全优质钻井具有借鉴价值。      

井眼轨迹控制中过渡井段的研究

在定向钻井的钻进过程中,井眼轨迹控制非常重要,尤其是定向钻进阶段和水平井钻井的水平井段。在这些关键井段,为了精确控制井眼轨迹实现准确中靶,需充分考虑眼轨迹的几何姿态对底部钻具组合(BHA)力学特性的影响。此文通过定量计算,分析了在特定的井眼轨迹几何参数下的BHA力学特性,提出了一种分析过渡井段的方法,指导定向井井眼轨迹控制。     

杜84-兴H73井多井防碰绕障技术与施工

曙1区杜84-H73水平井由于受邻井的限制，施工难度很大，为此利用MWD随钻监测井眼轨迹，施工中通过变换钻具组合、调整钻进方式、改变钻进参数及防碰绕障等技术和方法准确有效地控制井眼轨迹，达到钻井目的。该井钻进过程中及完钻后各项指标均达到了设计要求，对相关现场施工具有一定的借鉴性。     

底部钻具组合的参数设计及优化方法

为满足井眼轨道设计或实际钻井过程中对井眼轨迹控制的要求,从底部钻具组合设计角度实现了控制井眼轨迹。基于底部钻具组合力学参数分析方法及钻头与地层相互作用理论,模拟钻井过程,计算出井眼轨道的曲线,且将模拟计算的曲线与设计曲线(或者实际要求曲线)之间误差最小设为目标函数,以底部钻具组合设计参数及操作参数为决策变量,建立了底部钻具组合参数设计及优化方法。该方法综合考虑了钻头侧向力、转角、钻头各向异性、地层各向异性、井眼几何参数等对井眼轨迹的影响,克服了钻具组合设计过程中通常以单一参数作为设计依据的局限,并实现了从定量角度对井眼轨迹的模拟描述。计算和实例分析表明,该方法分析结果准确,可以有效地对钻具组合设计是否最优做出评价。     

涪陵页岩气田三维水平井大井眼导向钻井技术

涪陵页岩气田三维水平井二开斜井段井眼尺寸大,稳斜段长,砂泥岩地层交互频繁,存在井眼轨迹方位调整幅度大、钻具组合造斜率低且不稳定、机械钻速低等问题,为此,进行了三维水平井大井眼导向钻井技术研究。利用地层的自然造斜能力,对井眼轨道进行优化设计,降低造斜率,缩短稳斜段长度,减少井眼轨迹调整量,降低井眼轨迹控制难度;将“单弯双稳”钻具组合优化为“单弯单稳”钻具组合,并对钻压进行优化,以提高稳斜段复合钻进进尺,降低摩阻扭矩;应用水力振荡器降低扭方位井段的摩阻扭矩,以实现提高机械钻速的目的。该导向钻井技术在涪陵页岩气田焦石坝区块34口水平井进行了应用,二开斜井段平均定向钻进时间15.30 d,较同区块已完钻井缩短37.63%,平均钻井周期58.45 d,较同区块已完钻井缩短21.01%,井身质量合格率100%。应用效果表明,三维水平井大井眼导向钻井技术可以有效提高涪陵页岩气田大尺寸斜井段的机械钻速,缩短钻井周期。      

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.     

涪陵江东与平桥区块页岩气水平井井眼轨迹控制技术

涪陵江东与平桥区块断层发育、地层倾角大，水平井井眼轨迹控制存在着与地质预测偏差大、轨迹调整频繁、中靶难度大和定向托压严重等难题，为此，开展了井眼轨道参数及剖面优化设计，钻具组合与钻井参数协同优化等研究，引入了旋转导向技术和近钻头随钻测量技术等导向钻井技术，配套了超短保径PDC钻头、PDC-牙轮复合钻头及水力振荡器等降摩减阻及提速工具，形成了适用于涪陵江东与平桥区块的水平井井眼轨迹控制技术。现场应用表明，通过井眼剖面优化、钻具组合及钻进参数协同优化等措施，提高了定向施工效率；应用旋转导向和近钻头随钻测量等导向钻井技术，机械钻速提高161%，储层钻遇率达到90%以上；通过配套降摩减阻及提速工具，机械钻速提高20%以上，定向托压现象得到缓解。涪陵江东与平桥区块水平井井眼轨迹控制技术为钻井提速提效、加快产能建设提供了技术支撑。      

长庆油田短靶前距水平井钻井关键技术

短靶前距水平井钻井技术在井眼轨道优化设计、下部钻具组合造斜能力预测等方面存在着难以准确预测最大造斜率和恒定曲率等技术难点。针对这些难点进行了分析,明确关键技术攻关方向为井眼轨道设计中靶前距与造斜率对摩阻扭矩的影响分析及下部钻具组合造斜能力预测方法的优选,提出了短靶前距水平井井眼轨道设计的主要思路,即采用单增剖面,考虑稳定器与结构弯角、井眼扩径、钻压等因素建立了基于平恒曲率法的下部钻具组合造斜能力预测方法,结合实例,论证了上述关键技术的可行性,证明所建立的预测方法能够有效地指导实钻条件下对下部钻具组合造斜能力的要求。     

辽河油田锦2-平1井水平井钻井技术

详细介绍了锦2平1井钻井过程中应用的井眼轨迹控制、轨迹测量、待钻井眼设计、邻井防碰、钻井液及安全钻进等技术措施。该井准确命中A靶，使A靶处的垂深、井斜、方位都达到了设计要求．实现了“软着陆”．运用钻时和全烃值参数，结合邻井技术资料，控制井眼轨迹始终位于油层中，提高了油层穿遇率。     

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在丛式钻井设计中，下部钻具组合性能分析、井眼轨道控制和预测都是十分重要的技术问题，而要解决这些问题必须对下部钻具组合进行受力变形分析。本文根据丛式钻井中钻柱的实际工作状态，选取口至井底的整个钻柱为研究对象，充分考虑各种因素，首先建立了整体钻柱静力分析模型，然后根据整体钻柱的受力变形分析值，建立了修正的下部钻具组合静力分析模型。该模型与以往一些下部钻柱静力分析模型相比，简化少，考虑因素多，钻头处的变     

渭北油田高水垂比水平井钻井设计与应用

为解决渭北油田长3储层埋深浅、水平井水垂比高带来的摩阻大、井眼轨迹控制难等问题,开展了浅层高水垂比水平井钻井设计研究.在分析主要钻井技术难点的基础上,对不同尺寸井眼的摩阻和扭矩进行了数值模拟,将待钻井设计为三开井身结构,三开水平段采用φ215.9 mm钻头钻进;为了确保准确着陆入靶,根据长3储层的地质特征,采用双增井眼剖面;根据各开次钻遇地层的特征和钻井要求,一开井段采用塔式钻具组合,二开和三开井段采用倒装钻具组合,加重钻杆放在井斜角为45°~60°的井段内;根据渭北油田钻遇地层的特点,采用钾铵基聚合物钻井液,水平段控制钻井液滤失量小于5 mL;为降低钻井成本,充分利用现有钻井设备,选用ZJ30型非顶驱钻机.现场应用表明,利用常规钻井装备,采用上述钻井设计,解决了渭北油田长3储层浅层水平井钻井中存在的问题,实现了长3储层的有效开发.      

HW903浅层斜直水平井钻井技术

介绍了克拉玛依油田ＨＷ９０３浅层斜直水平井的工程设计及现场施工工艺,并对钻柱优化设计、井眼轨迹控制、技术套管的可下入性及钻柱与井眼的相容性等进行了技术探讨。该井的成功,为推广应用浅层斜直水平井钻井技术奠定了良好的基础。     

北堡西3x1大位移井钻井技术

北堡西3x1井是首次部署在冀东滩海水平位移超过3000m的大位移井,完钻井深4189m,完钻垂深2452.16m,水平位移3049.79m,最大井斜角67.18°,位移垂深比1.24:1,钻井周期59.98d。该井应用3压力剖面预测技术开展了井壁稳定技术的研究,为井身结构的设计和合理钻井液密度的设计提供了科学依据;通过摩阻、扭矩的分析,为井身剖面的选择、设备的选型和减摩减扭措施制定等提供了理论指导。该井应用了顶部驱动、MWD监测+导向钻具井眼轨迹控制、大位移井水基钻井液、高速线性振动筛、非旋转钻杆保护器、摩阻扭矩预测分析、套管滚轮扶正器和大满贯测井+钻杆输送测井等技术。系统地介绍了该井的钻井设计和现场施工技术、取得的经验和存在的问题,对今后利用大位移井钻井技术勘探开发滩海油田具有一定的借鉴意义。     

长庆油田致密气水平井超长水平段安全钻井完井技术

为了提高长庆气田致密气开发效益,加大部署水平段长超4 000 m的水平井,但随着水平段长度增加,面临井眼轨迹控制困难、钻井液携岩难度大、钻具起下钻摩阻大、泥页岩井壁易失稳和尾管难以下至设计井深等技术难点。为此,应用优化钻具组合及强度校核技术,以保证施工的安全性;研发高性能水基环保钻井液体系并配合井眼清洁监测技术,以实现超长水平段的安全钻进;采用破裂板悬浮器下套管技术,以确保套管下入顺利;并结合该油田的实际情况提出了具体的技术措施,形成了长庆油田致密气水平井超长水平段安全钻井完井技术。长庆油田3口致密气水平井的超长水平段应用该技术后,均顺利完井,表明其可以保证超长水平段的安全施工。长庆油田致密气水平井超长水平段安全钻井完井技术为长庆油田致密气高效开发提供了技术途径。      

Modern Shale Gas Horizontal Drilling： Review of Best Practices for Exploration Phase Planning and Execution

The challenging characteristics of shale formations often require horizontal drilling to economically develop their potential. While every shale gas play is unique, there are several best practices for the proper planning and execution of a horizontal well. In planning a horizontal well, the optimal method and technology for building inclination and extending the lateral section must be determined. Properly specified logging-while-drilling tools are essential to keep the wellbore within the target formation. Planning must also focus on casing design. Doing so will help ensure stability and enable reliable and productive completions. Shales pose a challenge for these elements of well planning due to their thin strata and potentially low mechanical competence when foreign fluids are introduced. Once a plan is developed, executing it is even more important to prove a viable exploration program. Fast, efficient drilling with wellbore control and minimal torque and drag should be the priority. This may be achieved by focusing on fluid hydraulics and rheology and bottom hole assembly. Managed pressure drilling （MPD） will help fast drilling, well control and stability. IfMPD can be combined with new generation rotary steerable systems that allow the drill string to maintain rotation, impressive efficiencies are possible. Modern drilling parameter analysis represents the newest opportunity for executing shale gas horizontal wells. A method for ROP analysis to improve operational parameters and equipment selection is also proposed.     

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。     

徐闻X3井井眼轨迹控制技术

徐闻X3井是一口部署在北部湾盆地迈陈凹陷区块的多靶点定向井, 也是中石化首口超高温超深四靶点定向探井,该井二开井段长达2 667 m,为大尺寸长裸眼井眼;三开实钻裸眼段长1 540 m。该地区地温梯度高,井深5 974 m电测温度为211 ℃,高温影响MWD仪器使用性能,下部井段只能依靠多点投测,井身轨迹控制具有滞后性。为实现徐闻X3井井眼轨迹的有效控制,该井直井段采用塔式钻具组合,长达2 028 m的直井段最大井斜角仅为1.39°,定向井段采用1.5°的单弯螺杆定向,稳斜井段采用满眼、微增钻具组合钻进。该井4个靶点均顺利中靶,实钻井眼轨迹达到设计要求,完钻井深6 010 m,完钻水平位移达2 017.22 m。该井的顺利完钻为同类井的施工提供了经验。