HF203井井喷及强行下钻压井方法

川东北地区地质情况复杂,产层具有高压、高产、高含硫等特点,钻井与固井难度大。HF203井是该地区的一口高压定向深井,尾管固井钻完水泥塞起钻后期发生溢流,因处理不当发生了井喷。介绍了该井的基本情况、溢流发生经过和置换法压井的过程,分析了井喷原因、压井难点,通过分析硬顶（平推）压井法、强行下钻压井法的适用条件,并结合该井的具体情况,确定采用强行下钻法压井。指出水泥浆缓凝时间过长是HF203井发生溢流的主要原因,起钻过程中未灌满钻井液是发生溢流的直接原因,发现溢流后处理不当是导致井喷的直接原因。HF203井压井的主要难点是井内压力太高、钻具深度太浅、无法实施置换法和硬顶法压井,强行下钻法是最佳压井方法。该井采用强行下钻法压井成功,为今后采用强行下钻法处理高压深井井喷提供了借鉴。      

气体钻井集成技术在元坝地区陆相地层的应用

气体钻井技术是解决复杂地层井漏、水敏性坍塌、可钻性差、钻速慢、周期长等问题的重要手段。为此,从地质特征及钻井技术难点入手,分析了川东北元坝地区陆相地层气体钻井技术适应性,集成了泡沫钻井、空气钻井、空气锤钻井、干法固井、气液转换等气体钻井技术进行应用,形成了针对元坝地区上部陆相地层出水、井壁垮塌、易井斜等井下复杂问题的预防、监测和处理的钻井技术。气体钻井综合集成技术的推广应用,使深度在3 100 m以浅地层的钻井提速难题得到了较好的解决,应用井平均施工周期节约29.75 d,缩短36.52％,为川东北元坝地区陆相地层钻井的提速增效提供了重要技术保障。     

川东北河坝构造低压易漏地层固井技术研究

川东北河坝构造陆相地层属于漏层多、漏层位置不确定、地层承压能力低的复杂地层,其固井难度大。为了提高固井质量,经优化设计与现场实践,采用了双凝双密度固井技术。将该固井技术应用于HB1—1D井、HF203井、HJ203H井均取得了良好的效果,在一定程度上解决了川东北河坝构造陆相地层的固井难题,为后续钻井施工作业提供了良好的井筒条件。     

川西北自流井-须家河组地层钻井提速配套技术

四川元坝地区是中石化继发现国内最大海相整装气田普光气田之后,在四川盆地发现的又一大型海 相气田,同时也是迄今为止我国埋藏最深的大型海相气田。元坝地区上部陆相地层埋深5000 m左右,岩石硬度 大、研磨性强、自流井珍珠冲地层存在砾石层,可钻性差,机械钻速低;固井工作存在“三高一低,一小一长一大”的 难点,固井质量难以保证;同一裸眼井段存在不同压力体系,安全密度窗口窄,钻进过程中易发生喷漏同存,井控风 险大,严重制约了元坝气田勘探开发进程。完善元坝地区陆相地层优快钻井配套技术,将能够极大缩短元坝地区 钻井周期,加快元坝气田的建设。     

涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术

针对涪陵焦石坝区块地质条件复杂、各向异性大,易导致发生井下故障、钻速慢、钻井周期长及成本居高不下的问题,在分析该区块页岩气钻井完井技术难点的基础上,进行了页岩气水平井钻井工程技术适应性评价,通过对丛式井布井方案、井身结构、井眼轨道设计、优快钻井技术、钻井液技术及页岩气层长水平段固井技术等进行优选及进一步优化,提出了涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术方案。该技术方案在焦页 1-2HF 井等17口井进行了现场实践及应用,初步形成了涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术。应用表明,该技术可显著提高机械钻速、缩短钻井周期,可为涪陵焦石坝区块页岩气规模开发提供技术支持。      

元坝地区超深探井复杂地层固井难点及对策

四川元坝地区固井面临井深、高温、盐膏层蠕变、固井安全密度窗口窄、防漏防窜矛盾突出等诸多技术难题,给固井作业带来了很多挑战。针对元坝地区已经完成的11口探井存在的固井工艺技术不够完善、固井质量不稳定的现状,分析了该地区固井存在的主要技术难题,并对不同地层固井的水泥浆体系进行了针对性选型,强化了通井技术措施,综合应用了提高顶替效率的技术措施等。在元坝12井等井固井中应用,已经初步取得了成效。      

气体介质条件下的固井技术

近年来,四川油气田大力推广应用了气体钻井技术,对于大幅度提高机械钻速和避免井漏等钻井复杂情况起到了十分重要的作用。为了避免气体钻井结束后替入钻井液可能引发的井漏、井眼不稳定等复杂情况,缩短钻井周期、降低钻井成本,进一步提高固井质量,在川渝地区探索实践了气体介质条件下339.7 mm表层套管和244.5 mm技术套管共18井次的干井筒固井作业,基本形成了一套气体钻井后干井筒（井眼内为纯气体时的井筒简称为干井筒）固井工艺技术方案与措施。在干井筒固井施工过程中,主要作业环节的工艺技术包括：气体介质条件下井眼准备及下套管技术、非连续液相注水泥技术等,并介绍了防井漏、防井壁失稳、防环空堵塞等技术。实践表明：干井筒固井施工的固井质量明显高于常规固井的质量;注水泥浆施工工程风险小;可消除气体钻井结束后替入钻井液再固井作业可能带来的井下复杂情况。     

昭通YSH1-1页岩气水平井钻井完井技术

为加快中国石油昭通页岩气示范区页岩气水平井钻井技术探索,根据该区块第一口水平井(评价井)——YSH1-1井的实钻情况,基于常规水平井安全优快钻井完井技术研究,通过优选钻头、细化防漏堵漏方案、试验应用高密度油基钻井液、优化固井工艺等措施,有效解决了地层研磨性和冲击性强、恶性井漏频发、泥页岩井壁垮塌严重、固井质量难以保证等技术难点。YSH1-1井的实钻效果表明,上述各技术措施切实可行,可在该区块推广应用,并提出了昭通页岩气示范区未来页岩气钻井完井技术的研究重点,对国内页岩气钻井施工有一定的借鉴意义。      

南中国海深水区域井漏现状及预防

与浅水钻井相比,深水钻井井漏的处理更加困难,预防井漏尤为重要。针对南中国海深水区域井漏频繁发生的现状,调查了已钻井发生井漏的复杂情况,对漏失现状进行了分析,包括易漏失时的作业工况及漏失性质研究等;结合南中国海深水典型的漏失案列,分析了本地区井漏的主要原因:深水压力窗口小、ECD过高等;并根据南中国海深水井漏失的原因和特点,提出了相应的的预防和处理措施,希望对后续该区域深水井井漏的预防及处理提供一定的参考。     

川东南地区深层页岩气钻井关键技术

针对川东南地区页岩气储层埋藏深、岩石强度高、地质构造复杂及机械钻速低、钻井周期长的问题,通过对比分析国内外深层页岩气钻井技术,总结了川东南地区深层页岩气钻井面临的主要技术难点,结合中浅层页岩气钻井技术研究成果与应用情况,从井身结构优化、钻井提速技术、井眼轨迹控制、高密度油基钻井液和深层页岩气固井技术等方面入手,研究形成了适合于川东南深层页岩气的钻井关键技术,并在涪陵地区平桥和江东区块及丁山、威荣、永川等地区的深层页岩气井中进行了应用,取得了显著效果。其中,与应用钻井关键技术前相比,焦页74-2HF井的机械钻速提高了73.48%,钻井周期缩短了42.89%;焦页187-2HF井的机械钻速提高了37.26%,钻井周期缩短了25.79%。研究认为,川东南地区深层页岩气钻井关键技术,对该地区深层页岩气钻井技术方案设计和钻井提速提效具有较强的借鉴和指导作用。      

元坝103-1H井超深井钻井配套技术

四川元坝地区天然气资源丰富,但储层埋藏深、岩石硬度大、岩石可钻性差,导致机械钻速低、钻井周期长,制约了该区块的开发进度。为此元坝103-1H井优选现有提速方法,采用新钻井技术:一开泡沫钻配合干法固井;二开空气钻提前转为泥浆钻的条件下优选钻头,为该区块二开安全、快速钻井开辟了新思路;三开采用"NEWDRILL+孕镶/PDC钻头"新技术,机械钻速是该区块同类井的2.30倍;四开采用"NEW-DRILL+PDC钻头"新技术,为该项技术在Φ241.3 mm井眼的首次应用;五开优化侧钻钻具组合、优选侧钻方向,一趟钻侧钻成功。该井钻井周期提前62.89天,提速提效效果显著,其配套钻井技术可为其他井提供借鉴。     

深井超大环空小井眼安全钻井技术研究与应用——以蓬莱气区DB-1井为例

川渝地区因地质情况非均质性较强，在设计时为增加深井段、超深井段处理复杂的手段，通常采用备留一层技术套管封隔可能出现的、处理难度较大的复杂，若钻井施工比较顺利，备用套管未使用时，则会出现深井超大环空小井眼钻完井方式。若是目的层钻井液密度窗口窄，易漏、易塌，堵漏防塌难度大，钻完井作业则易发生卡钻事故。文章为了保障此类井的安全钻井，以蓬莱气区DB-1井为例，在分析了超大环空小井眼钻井难点——井筒清洁能力差及井漏预防和处理难度大，致使钻完井过程中易卡钻的基础上，研究制定了深井超大环空小井眼钻完井技术方案，通过优化钻井参数、钻井液性能、小井眼钻井工艺措施，形成了DB-1井深井超大环空小井眼安全钻井技术。现场应用后，DB-1井超大环空小井眼实现了安全钻完井作业，顺利完成了该井的钻探任务，对同类井安全钻井具有较好的指导意义。     

元坝124井超深井钻井关键技术

元坝地区地质因素复杂,存在陆相地层厚度大、砂泥岩互层频繁、可钻性差以及自流井组-须家河组地层超高压、压力窗口窄等特点,所钻井普遍存在溢流、井漏、垮塌等复杂和事故,机械钻速低,施工周期长。元坝124井是元坝地区的一口重点预探井,钻井过程中先后实践应用了气体钻井、控压钻井等多项新技术,创造了元坝区块钻井周期最短、机械钻速最高等多项记录。除了我国超深井自身气体钻井、控压钻井技术水平较以前有了大幅度提升外,下部陆相地层引进了Smith公司"孕镶金刚石钻头+涡轮钻具"技术、海相地层应用了"国民油井抗高温螺杆+贝克休斯高效PDC钻头"复合钻井,显著提高了机械钻速,有效缩短了该井钻井周期。该井平均机械钻速2.8m/h,钻井周期253.84d,是目前元坝地区钻井周期最短的一口。     

川西马井构造钻井问题及对策探讨

根据５口完钻井资料统计，分析了川西马井构造上钻井过程中井漏、卡钻、下套管作业困难、地层出淡水等复杂情况产生的原因，讨论了解决井漏及井塌问题的对策措施，并从井身结构设计、钻具组合、钻井液性能控制、固井设计、地层承压试验等８个方面提出建议。     

元坝1井超深井钻井技术研究与应用

针对元坝1井超深井钻井技术难点,开展了空气钻井技术、复合钻井技术、深井钻井液技术、深井固井技术研究,并在元坝1井超漾井上进行了应用,实钻井深7170.71m,钻井周期279.17d,提前完成钻探任务,井身质量和固井质量优,取得了多项重要技术突破和区域钻探高指标.元坝1井的顺利完成,对于加快超深井钻井速度、提高质勘探成功率、推动超深井钻井技术的发展,将起到重要的指导和借鉴作用.     

元坝地区油基前置液气液转换技术

气体钻井是目前元坝地区陆相地层提高钻速的重要手段之一.但在气体钻井结束转换为钻井液钻进后常出现井壁失稳、井漏问题.采用水基润湿反转剂解决了部分井井壁失稳问题,但由于工程和地质原因影响,仍有部分复杂井出现垮塌、划眼时间长以及井漏等复杂情况.在分析元坝地区气液转换过程中井壁失稳原因的基础上,研制出一套以油基润湿反转剂、油溶性乳化沥青以及柴油作为油基前置液,配合堵漏钻井液挤堵的气液转换施工工艺技术,并根据井壁稳定情况提出了2种不同的气液转换方式.在YB204-1H井和其他井的应用结果表明,油基前置液气液转换技术能预防井壁失稳和漏失发生,减少转换钻井液钻进后划眼时间,缩短非生产时间.     

全过程精细控压钻完井技术在南缘呼探1井的应用与实践

控压钻井技术是指在钻井过程中对整个井筒压力进行有效控制并管理的钻井技术,可有效解决窄密度窗口、压力敏感地层难以克服的漏涌同层和井壁坍塌等复杂钻井问题。从新疆油田南缘区块呼探1井的基本情况出发,重点阐述了该井钻井中存在的技术难点、压力窗口分析、控压钻完井作业、溢漏监测与处理及取得的良好效果,为该区块解决类似钻井难题提供了有效的钻井方式和经验分享。     

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本文基于碳酸盐岩地层钻井往往出现裂缝溶洞性放空、长段破碎地层、大水层等严重漏失及堵漏难的问题,并针对四川东部地区钻探高陡构造复杂的地质、钻井特点,提出了综合治漏的观点;同时,通过分析、对比和归纳大量井漏资料,对漏层特征进行了分类,提出了预防井漏的技术措施和各种井漏情况下的治漏技术方案;最后介绍了川东地区近年来试验成套综合治漏工艺技术的情况。     

马蓬75-1H大位移水平井固井技术

川西地区浅层油气藏储层在2000m以内,浅层气层层位多,多数井钻遇10个以上气层,气层十分活跃,开发难度比较大。作为川西地区新马滚动区块的第一口大位移水平井,马蓬75-1H井要求采用尾管固井工艺技术,对三开裸眼井段进行有效封固。其固井作业存在水平段长、管串下到位困难,管串居中度难以保证,水泥浆顶替效率很难提高、易发生气窜等技术难点,为此合理优化管串结构,合理设置扶正器的安放位置,保证管串的顺利到位和良好的居中度,并优化水泥浆体系,保证了固井施工的顺利完成,固井质量优秀,使得马蓬75-1H大位移水平井固井取得圆满成功。     

四川欠平衡钻井完井配套技术完善与推广应用

四川在2002年形成全过程欠平衡钻井完井技术后,近几年欠平衡钻井完井技术又取得了新进展。针对欠平衡钻井完井技术存在的问题和不足,对欠平衡钻井完井工艺技术和欠平衡钻井装备进行了进一步的研究完善。运用欠平衡钻井完井配套技术和研制的欠平衡钻井装备,从2003-2005年,在川渝地区共开展了141井次的欠平衡钻井完井推广应用,取得了良好的技术经济效益。