多分支超短半径钻井技术在我国海上油田的首次应用

为了进一步有效开发涠洲低渗透储层,提高单井控制储量和产量,提出了采用多分支超短半径钻井技术来提高储层泄油面积的开发方式。针对多分支超短半径井存在的造斜率大于10°/m、常规刚性钻具无法顺利通过高造斜率井段等技术难题,成功研制了?209 mm斜向器、?127 mm柔性造斜钻杆、?144 mm造斜钻头等新型多分支超短半径钻井工具,并配套井身结构设计与分支点选择、井眼轨迹设计与钻井参数控制技术形成了海上油田多分支超短半径钻井技术。现场应用结果表明,本文提出的多分支超短半径钻井技术在不依赖螺杆和旋转导向等工具的条件下可完成曲率半径3 m、造斜率16°/m的造斜作业,钻获产量为配产的3.5倍,为海上低孔渗储层开发提供了新思路。     

大庆油田超短半径水平井钻井技术

针对超短半径水平井钻井存在的造斜段井眼曲率大于10°/m、常规钻具无法顺利通过大曲率造斜段、筛管完井困难等技术难题,大庆油田成功研制了旋转自封器、Φ139.7 mm导向锚定系统、多功能导向管、高强度柔性钻杆、特制Φ117.5 mm三牙轮钻头等工具,形成了一套较为完善的超短半径水平井钻井技术。该技术采用纯机械造斜原理,不需弯螺杆等动力钻具即可完成3.2 m曲率半径的造斜段施工,造斜能力达到(15°～20°)/m;高强度柔性钻杆的应用确保了井下钻具组合顺利通过大曲率造斜段及水平段的稳斜钻进;并实现Φ117.5 mm井眼防砂筛管完井,满足后续修井作业要求。自2009年以来,大庆油田已完成16口超短半径水平井施工,平均钻井周期12.14 d,平均井眼曲率15.21°/m,中靶率100%。介绍了大庆油田超短半径水平井钻井技术的关键技术研究与现场应用情况。      

侧钻超短半径水平井J37-26-P14井钻井设计与施工

为了提高稠油热采及小规模砂体的开发效果,大庆油田设计施工了侧钻超短半径水平井J37-26-P14井。该井完钻井深629.62 m,造斜率20°/m,曲率半径仅为3.30 m,造斜段水平位移为2.90 m,总水平位移为22.70 m,水平段长19.58 m。该井施工中存在剖面设计紧凑、地层可钻性差、侧钻难度大、井眼曲率大造成钻具摩阻大等技术难点,在对超短半径的井身结构及井眼轨迹剖面进行优化设计和主要技术难点进行分析的基础上,制定了相应的技术措施,确保该井顺利完钻。该井的顺利完成,为其他侧钻超短半径水平井积累了宝贵经验。详细介绍了该井的设计与施工情况。      

海上高抗扭ø127 mm柔性钻杆研制及应用

为进一步实现海上油田深部低孔、低渗储层开发需求,提高单井产能,进行了海上作业高抗扭柔性钻杆的研究。通过模拟柔性钻杆内部球头连杆球面、异形密封圈球面及本体凹槽内表面相互作用关系,分析出柔性钻杆端面应力分布规律。研制的高强度柔性钻杆在乌石17-2区块Ax井的2个分支井进行了现场试验,试验结果表明:设计的单个ø127 mm柔性钻杆通过API标准螺纹相连,采用纯机械造斜原理,能够实现16～20(°)/m的高造斜率; 配合斜向器回收技术,能够实现多个分支井同时量产,进一步增加单井泄油面积; 钻杆采用铬钼钢材质,能够满足海上高摩阻、高转矩情况下的钻井技术要求,同时可适应高温高压地层钻井作业。高抗扭柔性钻杆的研制与应用为我国海上油气低成本高效开发提供技术支持。     

“连续管+柔性钻具”超短半径水平井钻井技术研究与现场试验

超短半径水平井在油气田老井改造、剩余油挖潜方面作用很大,但常用的柔性钻具超短半径水平井钻井技术存在起下钻周期长、作业成本高的问题。考虑连续管钻井具有钻井效率高、成本低和安全可靠等优点,提出了将连续管与柔性钻具相结合的钻井新思路,并研制了高速和低速大扭矩螺杆、改进了柔性钻具结构、研制了叠加式斜向器和造斜PDC钻头等关键工具,优化了配套施工工艺,初步形成了“连续管+柔性钻具”超短半径水平井钻井技术。该技术在江汉油田陵72-5CZ井开展了首次现场试验,成功完成了长30.21 m的超短半径水平分支井眼,平均机械钻速0.8 m/h,实钻井眼轨迹与设计井眼轨道吻合良好,水平段平均稳斜角为88.17°。现场试验结果验证了“连续管+柔性钻具”超短半径水平井钻井技术的可行性,为剩余油挖潜和低渗油田高效开发提供了一项新技术。     

WC-A1井TAML五级分支井钻井技术研究及应用

南海西部文昌某油田ZJ-1地层为低孔低渗,为提高其单井产量、增加泄油面积,提出了采用五级分支井钻井技术的开发方式,并成功研制ø244.47 mm斜向器、ø209 mm壁挂式悬挂器、ø169 mm井眼导向器等新型五级分支井工具。通过优化井身结构设计与分支点选择,利用旋转导向系统对轨迹的精确控制,形成了海上油田五级分支井钻井技术,解决了五级分支井在钻井方面存在的轨迹控制、壁挂式悬挂器坐挂、井眼重入等技术难题,对提高单井泄油面积和控制储量有积极意义,为海上低孔低渗储层开发提供新的思路。     

渤海油田低效井侧钻技术应用前景分析

渤海油田目前低效井越来越多。新钻调整井或治理低效井面临着成本高、手段单一等难题。针对此问题,通过分析渤海油田稳产现状、剩余油分布规律,提出了低效井侧钻的必要性。根据渤海油田钻完井技术水平,提出了利用平台现有修井机进行低效井侧钻中短半径井眼的低成本侧钻思路,分析了钻完井方案可行性,评估了修井机作业能力。研究结果显示,渤海常规的φ152.4mm钻头+动力钻具+随钻测井工具(LWD+MWD)+非磁钻铤+震击器+钻杆的钻具组合可实现10°/30m以下的造斜率要求。优化的侧钻小井眼的井身结构和完井防砂技术方案适用于渤海油田的侧钻井作业。目前海洋修井机从提升能力、最大扭矩、水力清洁等方面均能满足侧钻井要求,海上平台现有修井机进行低效井中短半径井眼的侧钻作业在渤海油田具有可行性。结合具体实例进行了低效井侧钻技术应用经济效益评估,侧钻中短半径井眼技术及优化管理措施可大幅度降低钻井成本,提高经济效益。     

超短半径钻井技术现状及发展趋势

随着油气开发的不断深入，使用超短半径钻井技术重新激活老油田实现增产被广泛认为是有效的技术手段之一。目前国内外主流的超短半径钻井技术有两种：基于柔性钻具的超短半径钻井技术和基于高造斜率螺杆的超短半径钻井技术。文章对上述两种超短半径钻井技术的工艺配套、优势弊端及应用情况进行了调研和分析。其中，基于柔性钻具的超短半径钻井技术曲率半径小，可以以钻水平井的模式开发厚度小于3 m的薄层油藏或井筒高部位的剩余油层，快速提高采收率；基于高造斜率螺杆的超短半径钻井技术水平位移较长，可实现井周储量定深度、定方位精准靶向挖潜。针对两项技术的应用效果，提出了两项技术未来的发展趋势，以期超短半径钻井技术的持续发展。     

超深井连续管短半径侧钻工艺研究与现场试验

采用连续管经过油管柱对现有储层进行加深或对未开发层段进行开窗侧钻，不仅可以省去起出油管的费用，也可以避开复杂盖层快速进入目标储层。为了验证连续管过油管侧钻技术的优势，以TH区块深井A井三开井身为例，分析了连续管侧钻面临的技术难点，通过井眼轨迹优化形成了全增并造斜率逐渐增加的方案，依据短半径工程实施中工具柔性弯曲的附加轴向力要求，通过工具优化，形成了?114.3 mm扶正管柱配套侧钻?88.9 mm井眼的设计方案。现场应用结果表明：在2.5°单弯螺杆定向造斜的配合下，连续管钻井平均机械钻速达1.06 m/h,最大机械钻速10.8 m/h,经济效益显著，也证实了连续管钻井的技术优势；连续管钻井管柱组合中，中间部分可以依靠钛合金的柔性特点，尽量缩短两端的工具串长度，以满足短半径侧钻要求。所得结论可为连续管在老油区实施钻侧提供应用参考。     

超短半径水平井钻井技术在注入井解堵中的应用

为解决聚合物注入井的堵塞问题,研究应用了超短半径水平井钻井技术进行解堵。采用大角度锚定斜向器、复合式开修(窗)系统、高强度柔性钻杆与常规钻井设备相结合的技术方法,在设计层位实现曲率半径为3.2 m的高曲率造斜,完成造斜后运用柔性钻杆与多功能导向管进行水平段钻进,钻至设计长度,在堵塞层形成了一个长度为30 m、直径为117.5 mm的井眼,为堵塞区域重新打开注入通道。研究表明,利用超短半径水平井钻井技术来实现解堵增效是可行的,为堵塞区域重新打开注入通道、降低注入压力提供了新的技术支持。      

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.     

小曲率半径水平井径向分支井技术在渤海花岗岩中的应用

渤海石油公司在已钻成的CFD1-6-2D井的基础上,于1995年3月在井深2938m、井斜角72°处,用小曲率短半径水平井径向侧钻技术,在花岗岩地层钻成一口径向分支井,钻井进尺34m,最小曲率半径4.78m,平均曲率半径29m。最大降斜率93.02°/30m,最大狗腿度118.2°/30m,达到了设计要求,获得高产商业油流。通过实践,对当今世界上先进的小曲率短半径水平井技术和工具有所了解和认识,并着重介绍了CFD1-6-2DS任向分支井的一些技术特点和技术措施。     

短曲率半径水平钻孔取心技术研究及试验

吉林油田经历了50多年的开发,已进入中高含水采油期,同时还有大量因井下管柱损坏、含水率高、产能低于经济极限等原因而关井的停产井。为了重新认识地下剩余油的分布规律,最大限度地提升油田老区剩余油挖掘产量,短曲率半径水平钻孔取心技术能利用停产井进行取心作业,对油田储层物性进一步认识、获取地层油水动态,是最直观最经济的技术手段。该项技术是超短半径侧钻技术和水平井柔性密闭取心技术的有机结合,自主研发了柔性钻具、造斜钻具、柔性密闭取心工具等相关配套工具,可以实现超短半径侧钻取心,为调整开发方案提供重要依据,使停产井复活。吉林油田积极开展短曲率半径水平钻孔取心技术研究,并成功开展现场试验,为此项技术在油田的进一步推广应用提供了技术支持。     

我国第一口中曲率水平井开始水平段钻进

由华北石油管理局与美国安拉交尔(ANADRILL)定向井公司合作,我国第一口中曲率水平井——任平1井——于1991年2月24日开始水平段钻进,设计水平段长度300m。该井上部井段由中方完成,先用10°/100m的造斜率钻至井斜38°,然后稳斜钻入潜山,下φ244.47mm技术套管。三开用φ215mm钻头,由安拉交尔定向井公司提供技术、工具,以14°/     

小套管短半径分支井钻完井技术在伊朗灰岩油藏的应用

伊朗南部AHWAZ油田采用分支井技术开发100 m厚的灰岩油藏,设计井身结构上下分支为149mm裸眼、两支眼最大造斜率为1°/3 m,在这种井况下,常用的斜向器锚定工具锚定力不足,会给开窗造成困难,影响短半径钻进;而且会大幅减小完井通径,限制在支眼窗口处构建机械支撑,严重影响后续施工管柱选择性重入各支眼作业。文章针对这些技术难点探讨灰岩油藏小套管短半径钻完井关键技术,论证得到引入新型膨胀管锚定工具可以解决一般锚定工具锚定力不足、完井通径小的问题;设计的窗口连接工具可保证套管顺利下入短半径分支井眼;配套的选择性重入导引工具可以实现快速选择性重入。     

哈拉哈塘超深水平井井眼轨道优化设计

哈拉哈塘区块已钻水平井井眼轨道设计虽可以满足施工的需要,但设计的造斜率偏小,定向施工时间较长,导致定向仪器和造斜工具在井底时间长,增加了仪器和工具高温下失效的风险。从造斜率优化的角度出发,分析计算了不同套管可以通过的最大井眼曲率和工具的造斜能力,结合钻井现场造斜工具的实际造斜情况,选择哈拉哈塘区块水平井双增轨道中第一造斜段的造斜率为7°/30m,第二造斜段的造斜率为10°/30m。然后运用Landmark软件计算分析了以下内容:所选造斜率的轨道,垂深变化对造斜率带来的影响是否影响螺杆钻具的选择,造斜率增大情况下管柱能否安全下入井底,摩阻的变化情况。计算结果显示,采用大造斜率设计是可靠的。现场应用表明,优化后的水平井井眼轨道设计更利于控制井眼轨迹,同时缩短了定向施工时间。      

安塞低渗油田水平多分支井钻井技术

针对安塞油田低渗透油藏地质特征,结合分支井开发方式的适应性及其技术特点,通过对分支井井身结构优化、钻头选型、轨迹控制、分支井眼侧钻、地质导向、摩阻扭矩分析等技术的研究和应用,成功完成了安塞油田第1口水平多分支井-杏平1井。该井完钻井深5068 m,水平位移1574.22 m,主水平段长1203 m,水垂深比1.16。在只能使用常规钻井设备及导向工具等难题下,成功采用低边侧钻技术在主水平段内侧钻了7个分支井眼,分支井眼总长2300m,累计打开目的储层3503 m,并实现了多次重入钻井,初步形成了适合安塞油田地质特点的分支井钻井技术。     

庆深气田致密砂砾岩气藏小井眼水平井钻井技术

为提高大庆油田深层致密砂砾岩气藏的勘探开发效益,缩短钻井周期,降低钻井成本,开展了小井眼水平井钻井技术研究。首先,按照套管允许的弯曲半径必须小于井眼实际弯曲半径的原则,在分析φ215.9 mm弯曲井眼安全下入φ177.8 mm技术套管和φ152.4 mm钻具组合通过φ177.8 mm技术套管能力的基础上,对井身结构进行了优化;其次,考虑到目的层可能提前或滞后的情况,利用探气顶稳斜角公式计算了不同厚度储层的稳斜角,同时考虑造斜井眼尺寸以及实际地层造斜能力,对井眼轨道进行了优化;最后,根据钻遇地层的特点,对钻头进行了选型,设计了钻具组合,优选了钻井参数,最终形成了庆深气田致密砂砾岩气藏小井眼水平井钻井技术。该技术在徐深平3X井成功实施,钻井周期与常规水平井相比缩短了32.83%。这表明,该技术可为深层砂砾岩气藏的勘探开发提供新的技术手段。      

乐东221气田A14H井表层定向及扩眼钻井技术

为解决南海莺歌海盆地乐东 22-1 气田表层松软地层定向造斜扩眼钻进困难、邻井相碰及易产生新井眼等钻井工程技术难题,提出了一种先钻小尺寸领眼,再用新型三级固定翼扩眼器定向扩眼,然后下入套管的海洋表层钻井技术.结合随钻测量仪和电子陀螺测斜仪钻进乐东 22-1 气田A14H井表层时,先用φ250.8 mm钻具定向造斜、钻小领眼,再用φ254.1 mm×φ349.3 mm×φ444.5 mm新型扩眼器将领眼定向扩眼至φ444.5 mm,下入φ339.7 mm表层套管并固井.现场应用表明,该技术解决了丛式井表层防碰难题,保障了疏松地层的造斜钻进效果,防止了钻井中扩眼钻具对领眼井造斜效果的不利影响,对后续类似井的钻井具有一定的借鉴价值.      

Geo-Pilot旋转导向钻井系统在水平分支井中的应用

为了克服地层倾角大(5～8°)及油层深度比设计深度浅(着陆时发现油层深度提前了约10 m)的影响,渤海旅大27-2油田某并在φ216 mm井眼中使用了Geo-Pilot旋转导向钻井系统。在使用该系统中采取了钻头上部增加限流器、增大水眼面积和控时钻进等措施来满足作业要求,最终创下了渤海水平分支井井斜最大的记录,也刷新了Geo-Pilot旋转导向钻井系统在井斜95°以上井眼中钻出分支井眼的世界记录。事实证明:Geo-Pilot旋转导向钻井系统可用来解决在软地层中钻水平分支井出现的井下摩阻大、造斜困难等问题。