伊拉克艾哈代布油田快速钻井技术

艾哈代布油田可采储量丰富,但新近系-古近系地层存在易蠕变的大段盐膏层、易坍塌的大段泥岩和泥质灰岩,盐膏层段和下白垩系地层可钻性较差,造成钻井过程中复杂情况频出、机械钻速低,从而导致钻井周期长。为了提高艾哈代布油田的整体开发进程,进行了钻井技术集成,形成了艾哈代布油田快速钻井技术。根据地层压力剖面优化水平井井身结构;根据地质特征、开发要求及钻井工艺水平,将水平井设计为双增剖面、中曲率半径的水平井;采用统一防碰设计进行井眼轨道整体设计;根据室内综合评价结果优选出了抑制性强的、抗盐钙侵的聚磺钻井液;将利用地层可钻性剖面优选出的PDC钻头与螺杆钻具配合进行复合导向钻进;丛式井组利用滑轨整体移动技术进行钻机搬迁安装。现场应用表明,快速钻井技术有效控制了缩径、阻卡等复杂情况,各井型机械钻速提高1倍以上,钻井周期平均缩短近50%。该快速钻井技术为艾哈代布油田高效开发提供了工程技术保障。      

苏丹FNE油田浅层水平井FNE-H1井钻井技术

FNE-H1井位于苏丹六区FNE油田,是用于开发Bentiu油藏的第一口水平井.在分析该井钻井难点的基础上,利用专业软件进行了钻前模拟计算,优化了钻具组合和钻井参数,针对该油田地层的特点和不同井眼段情况制定了相应的技术措施.实钻证明,利用模拟计算优化的钻具组合、钻井参数和制定的技术措施是可行的.介绍了该井各个井段的施工过程及各井段所采取的具体措施.该井的成功钻成将为苏丹地区或其他地区浅层油藏水平井钻井提供借鉴.     

垦利16-1油田浅层大位移井钻井关键技术

垦利16-1油田位于渤海南部海域,是典型边际油田,该油田油藏埋深浅且存在大段疏松砂岩地层,为大位移井钻井带来轨迹控制困难、井眼延伸难度大等难题。笔者从地质背景出发,分析了研究区域大位移井钻井的技术难点,以KL16-1-A25井为例,分析了浅层大位移井关键钻井技术。研究表明,井眼轨迹控制技术、井下工况监测与控制技术的应用对于精确控制浅层大位移井的轨迹具有良好的应用效果,尤其是TruLink工具的应用实现了动态连续测斜、Optidrill系统的应用动态实时反映井下状况等,有效保障了大位移井眼的持续延伸;钻井液优化技术能够显著提高浅层大位移井钻井液的携岩性、润滑性和封堵性;PC-LET YK水泥浆体系和加长胶塞的应用有效保障了浅层大位移井的固井质量。本文研究成果对渤海油田浅层大位移井的钻井作业具有良好的借鉴作用,可为渤海油田增储上产提供有力的技术支持。     

垣平1井大位移水平井钻井实践与认识

在分析施工难点和优化设计基础上,对垣平1井大位移水平井钻井技术进行了详细阐述。     

伊拉克艾哈代布油田地层压力预测技术研究与应用

准确的地层压力剖面是钻井工程设计的基础,是钻井液及井身结构设计不可缺少的关键数据。文章通过地层压力分析的基本理论和方法研究,结合地层压力预测分析软件,利用自然伽马、电阻率、声波时差等测井资料进行综合分析,对伊拉克艾哈代布油田的几个主要区块进行了地层孔隙压力、地层破裂压力和井壁坍塌压力的分析和计算,并建立了不同区块的单井压力随深度变化的模型,确定出各个区块的安全钻井液密度窗口,预测结 果误差小于５％,从而为工程设计与施工提供了依据,钻井液密度更趋近于近平衡,为油田提高钻井速度、缩短钻井周期,提高开发综合效益奠定了坚实的基础。     

H2水平井钻井技术

河南石油勘勘探局在焉者盆地宝浪油田宝北区块完成了一口中半径水平井－Ｈ２井，完钻井深２９０３．６４ｍ＾，水平面长度４１７．９９ｍ，该井采用中半径三段增斜井身剖面，有线随钻测斜仪监测，正电胶泥浆体系，割缝衬管完井。文中介绍了该井的钻井工艺及施工中遇到的问题和采取的措施。     

金平1浅层大位移水平井钻井工程设计技术及应用

胜利油田重点预探井金平1井是一口高难度大位移浅层水平井,也是中石化重点课题"长水平段水平井钻井技术研究"的第一口阶段试验井,初始设计位垂比达2.4以上。从钻机和设备选型、井眼轨道优化、井身结构设计、摩阻扭矩分析、钻井液性能控制要求等方面简要介绍了该井的钻井工程设计技术及应用效果,为胜利油田浅层大位移水平井的设计和施工提供了技术支持和经验。     

成对平行水平井钻井完井技术

辽河油田为开采杜84块超稠油,试验用水平井蒸汽辅助全力泄油,钻成一对平行水平井,杜84平1-1井为采油井,在下方;杜84平1-2井为注汽井,在上方。先钻下方的采油井,后钻上方的注汽井。两口井完钻井深分别为1214.00m和1189.00m,入靶点垂深分别为796.81m和760.51m,水平段长分别为325.53m和307.71m,2口井水平段垂直间距最大11.98m,最小10.43m,技术套管下入油层10~15m,完井管柱均采用φ168mmTBS筛管和φ177.8mm盲管,并用悬挂封隔器挂于技术套管鞋以上30m处。文中主要介绍了地质情况、井身结构设计原则、井身剖面设计要求、造斜段和水平段井眼轨迹控制技术等。     

织金区块浅层煤层气J形大位移水平井钻井技术

织金煤层气区块存在煤层钻遇率低、储层保护难度大、水平连通井钻井成本高、经济收益低等问题,为此,在分析该区块J形水平井工程技术难点的基础上,从井眼轨道优化设计、井身结构优化设计、井眼轨迹控制技术等方面进行了浅层煤层气J形大位移水平井钻井技术研究,并在织平1井进行了试验。织平1井顺利完钻,水平段长500.00 m,水平位移818.98 m,最大井斜角97.6°,钻遇煤层293.00 m,煤层钻遇率58.6%,远高于水平连通井的煤层钻遇率(43.6%),且钻井成本为U形水平连通井的58%。这表明,采用J形水平井钻井技术可以解决织金煤层气区块存在的问题,可以在织金区块推广应用。      

埕北21—平大位移水平井的设计与施工

埕北21-平大位移水平井是我国第一口水平位移突破3000m的陆上水平井.介绍了该井井身结构及井身剖面设计和现场施工情况,从理论上对井身剖面优化进行了分析,着重介绍了井眼轨迹控制和钻井液技术.该井的成功为扩大大位移水平井的应用范围奠定了良好的基础.     

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。     

苏49井钻井液技术

苏49井是冀中坳陷霸县凹陷文安斜坡信安镇北潜山构造上的一口重点预探井,完钻井深5250 m。针对所钻地层胶结性差,造浆性强,易塌、易漏的特点,上部地层采用正电胶聚合物钻井液体系;下部地层采用聚磺钻井液体系。现场应用表明,这两种钻井液体系性能稳定,抗温性能强,防塌效果好,抑制了玄武岩、煤层的垮塌,保证了取心、电测、下套管及固井施工的顺利进行,全井未发生粘卡事故。     

超浅层大位移水平井楼平2井钻井技术

为提高河南油田稠油储量动用程度，完善注蒸汽开发井网，增加油井热采产能，探索合理经济开发超浅层稠油油藏的新途径，在井楼区块部署了第1口超浅层中曲率大位移水平井——楼平2井。开展了表层定向、浅层松散地层中曲率井眼轨迹控制，中曲率井眼的入井管柱加压，钻井液体系配方和固井施工工艺研究。该井完钻井深530 m，垂深162.4 m，水平位移407.9 m，最大井斜96.28°，位垂比2.51，油层套管一次下至设计位置，固井质量合格，经蒸汽吞吐投产开发效果良好。该井及后续3口井的试验表明:在河南油田特浅松散地层，实施垂深162～185 m、井斜96°、位移410 m、位垂比在2.51以内的中曲率大位移水平井技术进行稠油开采是切实可行的。它的试验成功为国内其他同类油田的开发提供了经验。     

哈得逊油田HD1-7H井钻井技术

塔里木探区哈得逊油田采用钻双台阶水平井开发薄油层,效果十分明显。通过HD1-7H井薄油层的钻井实践,对于如何克服哈得逊地区水平井钻井难点,加快钻井速度,提高油层穿透率摸索出了一套有效的办法,可用于指导此类型井的现场施工。     

塔河油田GK1H水平井钻井液技术

GK1H开发水平井属塔河南2号三叠系孔隙型砂岩油藏构造。该井完钻井深为4639m，水平段长260．93m。结合地质地层条件，该井采用聚磺混油防塌钻井液，通过对水平井钻井液的携岩洗井、井壁稳定、减阻防卡、保护油气层等关键技术进行强化，使润滑性、造壁性和抑制性达到协调统一，加强严封堵强抑制，使用适当的钻井液密度以及合理的高效保护油气层技术措施，使钻井施工中钻井液性能优良，取得了良好的施工效果。     

地质建模在苏丹大位移水平井地质导向中的应用

苏丹3/7 区Palogue 油田构造地质和油水关系复杂,井控程度低,若在该区域实施大位移水平井钻 井,地质风险较高。为解决这一技术难题,将三维地质建模方法与传统地质导向技术相结合,充分利用随 钻数据,从而提高地质导向跟踪的准确性和实效性以及油层的钻遇率。     

庄海8Ng-H3K井开窗侧钻大位移水平井钻完井技术

庄海8Ng-H3井水平段筛管统一开采,目前处于高含水期,在其井眼内开窗侧钻庄海8Ng-H3K大位移水平井,以继续开发馆陶油藏。介绍了该井在244.5 mm套管内开窗侧钻技术,施工中应用了斜向器开窗和旋转导向、随钻测井及随钻测量等配套技术;借鉴庄海8Ng-H3井经验,采用了变密度筛管完井控制底水的分段开采技术。该井投产后日产油25 t,含水6.3%,与邻井相比控水效果明显。该井的成功经验可为同类井施工提供借鉴。     

胜利油田页岩油水平井钻井液技术

胜利油田在罗家地区部署多口页岩油水平井。页岩与常规砂岩储层不同,页岩中含有膨胀矿物且微裂缝发育,当钻井液进入地层后,与黏土矿物、微裂缝发生综合作用,井壁极易不稳定。因此,对于页岩油水平井,井壁稳定是其施工主要难点。在对胜利油田罗家地区页岩矿物成分和裂缝分布情况分析的基础上,开展了钻井液井壁稳定性评价实验,证明了油基钻井液更有利于页岩井壁稳定。通过钻井液体系优选研究,确定了油基钻井液配方。渤页平1井现场试验证实该体系能够满足胜利油田页岩油水平井钻井施工需要。     

河南区块调整井钻井液技术

二连油田阿南区块,由于长期注水,油气层出现明显的异常高压,地层原始压力遭到破坏,造成了井涌、井塌、井漏等复杂事故。上部地层采用每钻进100 m加入50 kgFPK,100 kg NPAN(或FJ-9301)的方法,使FPK在钻井液中的含量为0.40％—0.50％,膨润土含量为50—60 g/L。在下部地层将钻井液密度提至1.22—1.25g/cm~3,加入1.5％FT-342,使钻井液滤失量小于5 mL,高温高压滤失量小于14 mL。结果表明,调整井钻井液技术满足了钻井施工的需要,复杂事故明显减少,处理事故时间由4.1％降至1.39％,钻井液平均成本由63.5元/m下降至53.5元/m。