长庆气区储气库超低压储层水平井钻井液完井液技术

鄂尔多斯盆地长庆气区储气库选择在榆林气田的山西组山₂³储层实施,由于该气层经过长期开采和储层压裂改造,导致水平段目的层压力极低（压力系数0.4～0.6）,成为诱发水平井段发生钻井液压差漏失的地质因素;且采用筛管完井方式又要求钻井液完井液必须具有非常好的暂堵效果。针对上述技术难题,以室内预防井漏、储层保护研究为技术支撑,研制出了具有抑制性强、润滑性高、总固相少等特点的无土相复合盐低伤害暂堵钻井液完井液体系。现场应用两口井,其中Y37-2H完钻井深5 044 m,水平段长1 819 m,创长庆气田水平段Φ215.9 mm井眼的施工记录,Φ139.7 mm筛管一次性下到预定位置,并获得无阻流量100×10⁴ m³/d 的高产气流。应用效果表明：该体系较好地保护了山₂³储层,钻完井施工作业安全顺利。     

水力振荡器在储气库长水平段的应用

Y37-2H井是国家储气库项目分属榆林储气库的第一口四开大尺寸井眼注采试验水平井,也是目前鄂尔多斯盆地井身结构及完井方式最为复杂的一口水平井。由于储气库为注采合一井,具有双重功能,要承载交变载荷的变化,周期循环一般要达50年以上等特殊要求,因此,对Y37-2H井注采气井的设计、施工和完井管串 技术都提出了非常高的要求Y37-2H井除了具有储气库特殊要求的特点外,该井主要存在水平段长、摩阻大、加压困难、钻压不能有效传递等技术难点,通过摩阻分析和应用先进的水力振荡器,同时采用了相应的安全可行钻井措施,确保了长水平段的顺利完成,为长庆大库容的储气库建设奠定了可靠的技术基础。     

长庆储气库长水平段注采井钻完井实践

长庆储气库水平注采井,水平段最长达到1 819 m,地层压力系数约为0.72,且低孔低渗,给储气库钻完井带来了较大的技术难度。本文通过对长庆地区钻完井技术的井身结构、固井质量、地层承压能力和套管密封等分析和设计,完成了试验1H和2H井的钻探。实践表明,长庆储气库长水平段注采井应优选四开大尺寸井身结构,采用可酸溶的屏蔽暂堵钻井液可满足长水平段钻井需要,储层漏失压力可满足常规分级固井工艺要求,采用先进的成像测井技术IBC检测固井质量,结果表明固井质量满足设计要求。通过油套管管柱的气密性检测技术,提高了井筒的完整性。     

广安002-H8井气体钻水平井实践

广安002-H8井是四川盆地广安地区的一口低渗、低压碎屑岩油气藏开发水平井，地层不均质性强、储层变异大。该井在水平井段（Φ152.4 mm井眼）采用氮气欠平衡钻井新技术，应用电磁波随钻测量仪实现了气体钻井条件下井眼轨迹的随钻监测；首次在国内实现气体介质地质导向钻井，通过上下调整井眼轨迹寻找最佳储层，获测试天然气产量26.9×10⁴ m³/d（油压9.5 MPa），是邻近直井储层改造前产量的10～20倍，储层改造后产量的3～6倍。该井气体钻水平井技术的成功应用，为广安地区最大限度地减少油气层污染、实现“少井高产”开发低效油气藏找到了一种新方法。     

长水平段水平井高效钻井关键技术研究

长水平段水平井钻井技术是致密油气开发的重要技术保障。但是,长水平段给钻井带来了设备与钻具的选型、井眼轨迹控制、钻井提速等难题。大港油田实施的长水平段水平井G1701H井,创造了大港油田5 000 m以上水平井钻井周期最短、机械钻速最高、钻机月速最高、水平段最长"四个之最"的记录。因此,本文以本井为例,从钻前预测、实钻过程两个阶段阐述了长水平段水平井钻井关键技术。本文的研究将为同类型长水平段水平井高效钻井提供了理论指导和技术支持。     

旋转导向钻井技术在吉4H井的应用

为评价吐哈盆地丘东构造西翼J1s含油气性,扩大储量规模,部署了一口预探井-吉4H井,利用水平井分段压裂提高产能。通过收集邻井资料,建立地质模型,在分析该井施工难点的基础上,重点讨论了长水平段配套技术措施,选用高速PDC钻头配合螺杆钻具及随钻MWD和Power Drive旋转系统随钻导向模式,优选钻井液体系,结合实时测量曲线、钻井参数等资料,不断调整优选钻具组合,使其满足斜井段和水平段井眼轨迹控制要求,控制井眼轨迹在储层中有效穿行,水平段长1 006 m,目的层砂层钻遇率达到98%。该井的成功完钻,积累了大位移及长水平段水平井钻井技术经验,为吐哈水平井的钻探提供了合理、可靠的依据。     

连续油管钻磨冲洗解堵工艺在储气库水平井堵塞中的应用

本文主要针对长庆储气库靖平H_1注采水平井井筒堵塞情况,综合考虑该水平井大尺寸井眼、长水平段,井筒结构复杂,减小储层污染等条件,优选了水力冲洗、钻磨的组合解堵工艺技术成功解除井筒堵塞,为类似水平井采取此类解堵工艺措施时提供经验。     

大牛地气田DP14水平井氮气泡沫钻井实践与认识

为有效开发大牛地气田低孔隙度特低渗透率储层,在下二叠统下石盒子组盒1段储层段试点推行欠平衡钻水平井技术。在DP14井井段（2 865.20~4 147.03 m）实施欠平衡钻水平井,水平段总进尺为1 281.83 m,其中氮气进尺为33.97 m,氮气泡沫进尺为1 247.88 m,创造了目前国内氮气泡沫欠平衡钻水平井水平段进尺最长的纪录。在控速钻进的情况下,水平段平均机械钻速为5.79 m/h,是该地区常规钻水平井平均机械钻速的2倍以上;共使用6只钻头,其中一只钻头纯钻时间为67.5 h,进尺455.36 m,创造了大牛地气田水平井Φ215.9 mm井眼中最大单只钻头进尺的纪录。DP14井裸眼完井后在油压为7.1 MPa时,产气量为1.07×10⁴ m³/d,首次在盒1段储层实现了自然建立产能。DP14井欠平衡钻水平井的成功实施,加快了盒1段储层的开发进程,并为试点工程的后续实施积累了经验。     

中古5-2H井井眼轨迹控制研究

塔里木油田中古5区块储层较深,钻井液安全密度窗口窄,受井眼直径、钻具弯曲等因素综合影响,水平井段的长度延伸一直较难突破,影响了水平井产能开发,为提高中古潜山灰岩裂缝油气藏单井产量,开展了超深长水平段井井眼轨迹研究,针对井眼清洁、钻具弯曲、螺杆脱胶、轨迹控制等施工难点,现场实施中应用了ф101.6 mm钻杆组合、钻具弯曲模拟、安全钻压、水力振荡器、高温螺杆、高温MWD、优选PDC钻头结合控压钻井技术,钻成国内高难度、高温超深长水平段水平井,该井超长井眼顺利钻完,并在水平段实施了分段多级压裂增产措施,探索出了超深、高难度、长水平段井的轨迹控制新方法,该研究及应用的成果对此地区水平井大规模实施具有一定的指导意义。     

焦页 2-5HF长水平井钻完井关键技术

长水平井提高单井产量是页岩气开发的发展趋势,涪陵页岩气田开发调整阶段将超长水平井作为增产提效的主要措施之一,在焦石坝主体区块焦页2平台进行了试验。钻井实践表明,随着水平段的延伸,同比常规水平井,超长水平井井眼摩阻扭矩增大、循环压耗升高以及井筒钻屑量增多,轨迹控制及套管下入难度增大,井眼防碰压力更大,易形成岩屑床,钻压传递困难,钻具易疲劳损坏。针对技术难题,通过低摩阻轨迹优化设计。井眼防碰扭描方法、导向技术优选及轨迹控制、井眼净化、钻具优选、套管下入等技术研究,解决了施工中的技术难题,焦页2-5HF长水平井顺利完井,水平段3065m,生产套管顺利下至预计井深,为国内超长水平井钻完井提供了经验。     

SHW01深水平井钻井工艺技术

新疆石西油田第一口水平井──SHW01水平井,φ339.7mm表层会管下深500m,φ244.5mm技术套管下深4013.37m。三开用φ216mm钻头,第一次在井深4060m造斜钻至4390.18m(井外角69°)卡钻,经多次处理无效,注水泥封固。第二次在4066.21m侧钻,用双弯和单弯螺杆钻具增斜,于4472.05m(井斜角88°)进入水平段。后用转盘钻、单稳定器钻具钻进,于4484.70m进入水平段窗口,并较好地控制了稳平钻进,因冬季施工和井下情况复杂,为确保安全提前完钻。完钻井深4800.10m,垂深4385.20m,开封角90.3°,闭合方位7.06°,水平位移550.33m,采用φ177.8mm×4288.43m+φ139.7mm×503.67m复合油层套管,油层段为打孔套管和普通套管相间的结构完井。     

NDW无土相低伤害储层钻井液在CB8-3井的应用

长北气田属于致密性气藏,钻井过程中工作液的侵入是造成储层伤害的主要因素。为了降低钻井液完井液对气层的伤害,主要从暂堵和改变储层岩石表面的润湿性两方面着手,研制出了暂堵效果显著、抑制性强、润滑防卡性能良好、密度可调、失水低等特点的NDW无土相低伤害钻井液体系。动态伤害模拟实验表明,该体系对气层的平均伤害率为11.25%,暂堵性好,并且易于通过储层自身能量完成解堵,很大程度上简化了完井、投产作业。该体系在CB8-3井完成水平段累计进尺4 388 m,其中240 m泥页岩夹层,在整个施工过程中,井眼始终处于良好净化状态,起下钻无阻卡,井底无沉砂;裸眼完井并直接气举投产,获得无阻流量230万m3/d的高产气流。应用结果表明,该体系能有效地保护油气藏,提高单井产量,值得推广。     

气藏水平井水平段产气剖面的影响因素分析

用水平井开采气藏,影响水平井水平段产气剖面的因素很多,可分为地层岩石物性和流体物性、钻井污染、射孔单元完井参数和井段宏观打开参数。由于水平井修井、增产增注、分层开采的要求,水平段气井常常采用分段打开设计,其打开程度、打开位置、打开段射孔参数都将对长井段井筒流入剖面产生影响。根据气藏内气体的流动模型和水平井井筒内流体的流动模型,建立了井筒流动与气藏渗流耦合模型,以该耦合模型为理论基础,通过长井段射孔产能优化模拟研究,分析了影响水平气井水平段产气剖面的因素,为水平气井地质设计、开发气藏、提高采收率提供较为科学的依据。     

苏5 15 17AH井超3 000 m水平段的钻井技术

苏5 15 17AH井是部署在鄂尔多斯盆地苏里格气田的一口超长水平段水平井,设计水平段长度3 000 m,长水平段水平井的摩阻及扭矩大、井眼清洁困难及完井方式有限等成为该井的主要技术难点。为此,开展了以下试验研究：①通过优化井身结构,利用套管内摩擦系数小的特点来降低水平段钻进的摩阻与扭矩,选择在215.9 mm井段钻进水平段1 200 m,下入177.8 mm套管固井,然后在152.4 mm井段钻进水平段1 800 m;②无土相复合盐钻井液体系及强封堵油基钻井液的应用,有效地解决了超长水平段井壁稳定性差、井眼清洁难度大及摩阻大的难题,确保了长水平段的顺利施工;③应用漂浮接箍工具使其下部套管入井后受到钻井液的浮力作用,降低了井壁对套管柱的摩擦阻力,确保了177.8 mm套管顺利下入井底。该井完钻井深6 706 m,实际完成水平段长度达3 056 m,创目前国内陆上天然气水平井最长水平段纪录,对今后苏里格气田以及类似地区施工长水平段水平井有借鉴和指导作用。     

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...     

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.     

随钻测量系统在波浪水平井中的应用

肇66-平21井是大庆油田第1口难度最大的波浪水平井。该井存在随钻测量信息滞后,地质情况复杂多变,探油顶与预测有一定的误差,波浪段轨迹控制要求精度高、波浪段摆工具面难度大,钻具和套管通过能力低、摩阻和扭矩较大,容易卡钻,波浪段导向钻进比例小等难点。随钻MPR测量系统属于多相测量电阻率仪器,具有32条原始电阻率曲线及8条补偿后的曲线,能够提高测量精度。利用随钻MPR系统建立了地层倾角、井眼形状和钻头处井眼数据等预测方法,并将该预测方法成功地应用在肇66-平21井中,实现了在0.6 m断块超薄油藏内钻成垂向降5 m、井斜角86~92.86°、波浪段长度567 m的波浪水平井,提高了薄油层水平井钻井技术水平。     

河南油田泌页HF1水平井钻井技术

泌页HF1是中石化第一口陆相页岩油长水平段水平井。在对泌页HF1井储层特征、井身结构和井眼轨道剖面特点研究的基础上,认为该井存在泥页岩井壁垮塌、水平段长、摩阻扭矩大、循环压耗高和井眼轨迹控制难等钻井难点,为此,采取了井身结构优化、钻头优选、钻井液性能优化和实钻井眼轨迹优化控制等针对性措施,应用了旋转导向技术和油基钻井液体系,保证了该井的顺利完钻,并大大提高了机械钻速。该井实钻水平段长1044m,平均井径扩大率3%,储层钻遇率100%,井眼轨迹光滑,达到了工程设计要求。     

苏里格气田苏53区块工厂化作业实践

工厂化作业可以大大提高施工效率、降低施工成本,是目前开发致密气藏的主要趋势。在总结国内外成功经验的基础上,在进行充分的先导试验之后,优选了苏里格气田苏53区块进行工厂化作业实践:1 200 m×300 m的大平台分两排共部署13口井,包括10口水平井、2口定向井和1口直井;2 1部ZJ30车载钻机批量打表层,2部ZJ50机械钻机批量打直井段、造斜段和水平段;3采用"1+2+2"钻头模板和钻机平移技术,大大缩短了钻井周期;4分别采用段内多裂缝压裂和同步压裂技术对水平井进行体积改造,连续混配技术和速溶瓜胶压裂液体系的研制保证了同步压裂的成功实施。工厂化作业水平井钻井平均机械钻速11.5 m/h,比2012年提升了4.99 m/h,节约了大量接甩钻具和固井候凝时间,重复利用钻井液2 100 m3;对13口井实施的工厂化压裂仅用时13 d,比常规单井压裂缩短了10 d。截止2014年3月15日,平台平均日产97.231×104 m3,累产10 500.17×104 m3,其中同步压裂6口井平均单井日产9.873×104 m3,效果显著。