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...     

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。      

新疆吉木萨尔页岩油超长水平段水平井钻井关键技术

为解决新疆吉木萨尔页岩油超长水平段水平井水平段钻井中井眼失稳和摩阻过大的问题,满足3 000～3 500 m长水平段安全快速钻井需求,进行了井身结构优化、双二维井眼轨道设计、根据井眼清洁情况确定钻井参数等降摩减阻技术研究,并在室内优化配制了抑制性强、稳定性好、润滑性强的油基钻井液,研究形成了新疆吉木萨尔页岩油超长水平段水平井钻井关键技术。该技术在现场试验3口井,水平段机械钻速达到10.9 m/h,缩短了钻井周期,3口水平井的通井、电测和下套管作业均一次完成,钻井完井过程中未发生井下故障,并创造了国内非常规油气藏最长水平段纪录。研究与应用结果表明,该技术可以满足新疆页吉木萨尔页岩油示范区超长水平段水平井安全高效钻井和进一步提高水平段延伸能力的技术需求,值得推广应用。      

长庆油田陇东地区页岩油超长水平段水平井钻井技术

长庆油田陇东地区页岩油超长水平段水平井钻井过程中存在井眼轨迹控制困难、机械钻速低、水平段堵漏难度大、井壁易失稳和完井套管下入困难等技术难题,为此,进行了井眼轨道设计及井眼轨迹控制技术优化,优选旋转导向钻具组合,应用高性能水基钻井液和套管漂浮下入技术,根据漏层特点和漏失速度采取不同的堵漏技术措施,形成了页岩油超长水平段水平井钻井技术。该技术在陇东地区华H50–7井进行了应用,顺利完成长度4 088.00 m的超长水平段钻进,创国内陆上油气井最长水平段纪录,表明该钻井技术可以满足陇东地区页岩油高效开发的需求,也为国内其他地区超长水平段水平井钻井提供了借鉴。      

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。     

吉木萨尔页岩油超长水平段水平井安全高效下套管技术

吉木萨尔油田属于典型的页岩油油藏,采用"水平井+体积压裂"开发方式。为了探索页岩油产能建设新模式,2019年在该油田开展了超长水平段水平井试验。其中,JHW00421井水平段长3 100.0 m,刷新了多项非常规油气水平井钻井纪录。为了降低超长水平段下套管难度和风险,对下套管技术方案做了诸多优化,主要包括套管柱下入能力预测分析、通井钻具组合设计、井筒清洁参数优选、套管扶正器选型与使用等。研究与实践表明,采用多扶正器通井钻具组合、较高的钻井液排量和钻柱转速能够提高通井和井筒清洁效果,为安全高效下套管创造条件;采用滚轮扶正器、整体式弹性扶正器并优化安装位置,能够有效降低长水平段下套管阻力。此外,若常规下套管技术难以满足要求时,建议采用漂浮下套管技术,慎用或不用"上提下冲操作"。该研究成果能够为超长水平段水平井钻完井设计与施工提供参考。     

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。     

准噶尔盆地吉木萨尔致密油水平井固井技术探讨

通过从完井管柱下入、水平井固井水泥浆及配套固井技术等几方面开展软件模拟分析,配方优化研究,配套固井技术优选等致力于解决吉木萨尔致密油区水平井固井的主要技术难题,经现场应用验证,形成适用于该区块的水平井固井技术。下套管前充分循环洗井并最终采用三扶正器通井保证井眼稳定、顺畅、平滑;造斜段、水平段套管串合理安放刚性扶正器特别是滚轮扶正器有利于有效提高套管居中度及降低套管下入摩阻;通过优化固井施工参数,采用变排量注水泥及替浆,改善注替流态,辅助采用除油前置液及套管漂浮技术有利于提高顶替效率;弹性颗粒加入水泥浆配方进一步增加水泥石弹性韧性,有利于在保证强度要求下降低水泥石弹性模量,适应大型压裂对水泥石强度及韧性要求。     

川西地区中浅水平井钻井难点与对策

川西地区中浅层水平井属中曲率长水平段水平井,平均井,2800 m水平段长1000m左右,施工难度大。 针对井眼轨迹控制复杂问题,在造斜段、水平段优选单弯螺杆采用少定多复原则控制轨迹,通过卡准标志层和轨迹预测缓解靶点调整问题。沙溪庙水平井摩阻大,通过控制全角变化率避免轨迹大幅度波动,间断定向、短起下修整井壁和提高钻井液润滑性能是解决摩阻的主要手段。针对高泵压,通过减少加重钻杆用量、优选排量成功解决。沙溪庙水平井完井下套管难度大,采用扶正器模拟套管刚性通井、加塑料小球等方法取得较好效果。     

玛湖致密砂砾岩2 000 m水平段水平井优快钻完井技术

准噶尔盆地玛湖斜坡百口泉组致密油为新疆油田公司新发现的大油区,在探索长水平段水平井开发过程中,面临砂砾岩地层可钻性差,地层井壁失稳垮塌严重,漏失复杂情况多,平均单井漏失173 m3,水平段机械钻速仅2.06 m/h,固井难度大等问题。针对以上难点,重点开展了井身结构及井眼轨迹优化、EVOLUTION?类油基钻井液、长水平段小间隙固井技术、砂砾岩难钻地层的钻头选型等钻井提速配套技术研究和实践。在玛131区块成功完钻了2口2 000 m长水平段水平井,钻井周期减少27.7%,下套管顺利,固井质量满足大型分段压裂要求,形成了一套适合玛湖地区致密油经济有效开发的钻完井技术。     

垣平1井长水平段水平井设计与施工

为确保大庆油田第一口长水平段水平井垣平1井的安全顺利钻进,开展了该井钻井工程设计方案研究。针对该井水平段较长,钻井过程中存在钻柱易屈曲、摩阻/扭矩大、井眼净化难、套管难以下入等技术难点,运用Landmark软件对不同设计剖面、不同靶前距和井眼曲率下的摩阻/扭矩及钻柱屈曲情况进行了模拟,以模拟结果为基础,设计了该井的井眼轨道;根据Landmark软件模拟钻柱滑动钻进与旋转钻进时的钻柱屈曲情况,对三开水平段钻具组合进行了优化设计;根据钻井参数对岩屑床厚度影响的模拟结果,优化了三开水平段的钻井参数;模拟计算结果表明,采用漂浮接箍下套管工艺能降低下套管时的摩阻和屈曲程度,因此该井三开采用漂浮接箍下套管工艺。该井钻井过程中没有出现井下故障,完井、电测及下套管安全顺利,说明该井工程设计合理,有效克服了钻井过程存在的技术难题。      

陆相页岩气水平井固井技术——以延长石油延安国家级陆相页岩气示范区为例

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的上三叠统延长组及下二叠统山西组具有良好的页岩气成藏条件,陕西延长石油(集团)有限责任公司采用水平井分段压裂技术对该区页岩气进行开发。针对水平井固井过程中存在的油基钻井液清洗困难、长水平段套管难以居中、固井过程中易发生漏失、水平井及分段压裂对水泥环要求高、长封固段固井附件易失效等技术难题,开展了相关技术研究,获得了解决上述问题的技术措施:1在该示范区通过采用清油型前置液多级冲洗工艺,有效地冲洗界面残留油膜,提高油基钻井液冲洗效率;2新研制的水平井专用扶正器能有效降低管柱下入摩擦阻力,保证套管的居中度;3通过提高地层承压能力、优化浆柱结构实现平衡压力固井;4优选韧性材料提高水泥环的耐冲击能力,较好地满足了页岩气水平井分段压裂工艺对水泥石性能的要求;5研制的高性能固井附件,保证了长封固段水平井施工安全。所获成果已在该示范区的4口页岩气水平井中进行了应用,固井一次成功率达100%,固井质量优良率达100%,取得了良好的固井效果。     

南川页岩气田超长水平段水平井钻井关键技术

南川常压页岩气田采用超长水平段水平井开发可提高其开发效益,但存在水平段极限延伸能力预测难、井眼轨迹控制难、井眼清洁效果差、钻柱摩阻扭矩大、套管下入难和固井易漏易气窜等技术挑战。为此,进行了管柱力学和流体力学分析,明确了超长水平段钻进和下套管时钻柱的受力状态,分析了超长水平段的水力延伸能力及关键影响因素。基于分析结果和南川页岩气田钻井实践,形成了井眼轨道优化设计、低成本高效导向钻井、井眼高效清洁、套管安全下入、超长水平段泡沫水泥浆固井等关键技术。上述技术在2口水平段长度超3 500 m的水平井进行了现场应用,全部使用国产的钻头、螺杆钻具及常规LWD,2口井平均钻井完井周期较设计缩短25.4%,实钻整体靶框控制在5 m以内,优质页岩钻遇率平均在90%以上,水平段复合钻进比例平均达90.45%,最大狗腿度0.15°/30m,高效成井的同时,实现了提速降本。南川页岩气田超长水平段水平井钻井关键技术,可为国内水平段长超3 500 m水平井的钻井提速提供借鉴。      

长庆致密气超长水平段水基钻井液技术

2020年长庆气田在致密气井区先后完成了3口超长水平段水平井,水平段长度分别为3321、4118和4466 m,均使用水基钻井液完成施工,不断刷新亚洲陆上最长水平段记录。超长水平段给降摩减阻、钻屑清洁、泥岩防塌等工作带来极大难度,针对这些难点并结合地层岩石结构特点进行了针对性的技术攻关,形成了超长水平段井眼净化、井眼稳定等技术和CQSP-RH水基钻井液体系,现场应用效果良好,水平段井壁保持稳定,完钻钻具下放摩阻控制在500 kN左右、套管摩阻控制在350 kN以内,顺利完井。随着长庆油气田开发力度的加大,为了动用水源保护区、林区并提高单井产量,长水平段井的开发成为必然,这些井的顺利完成,为油气田的后续开发带来了极大的示范作用      

水平井裸眼选择性分段压裂完井技术及工具

为了最大限度地提高苏里格气田低压、低渗透气藏的产量,开展了低渗透气藏水平井裸眼选择性分段压裂工艺技术的研究与应用,由于完井方式的不同、井身轨迹弯曲和井眼尺寸等因素的限制,使得裸眼水平井与直井以及套管固井水平井的选择性压裂完井管串有很大区别。据此介绍了利用油管作为完井和压裂管串一趟下入裸眼水平段中,不需要下套管固井、射孔等作业,实现裸眼水平段选择性分段压裂工艺技术,并详细介绍了这种技术的管串结构、工艺原理、技术特点、配套工具以及现场的应用情况。研究与现场应用表明,采用这种技术与其他低渗透气藏压裂增产技术相比,开发效果更好,投入成本更低,经济效益显著。     

吉林油田致密油水平井优快钻井完井技术

吉林油田致密油水平井钻井成本高、钻井周期长、机械钻速慢,井眼易失稳,且摩阻和扭矩大、套管下入困难,针对这些问题,开展了二开长水平段水平井优快钻井完井技术研究。为了从设计源头降低钻井成本、缩短钻井周期,将前期采用的三开小井眼井身结构简化为浅下表层套管的二开井身结构,节省了一个开次的中完时间;同时,研究形成了以井眼轨道优化设计、低滤失强抑制聚合物钻井液、近钻头地质导向工具、个性化PDC设计和漂浮下套管为核心的优快钻井完井技术。上述优快钻井完井技术在吉林油田180口致密油水平井进行了现场应用,应用井平均井深3 449.00 m,平均水平段长1 189.00 m,套管安全下入率100%,固井合格率100%,油层钻遇率提高20.2百分点,钻井周期缩短44.2%,钻井成本降低40.7%,取得了显著效果。研究结果表明,优快钻井完井技术可实现吉林油田致密油低成本高效开发,并且对致密气、页岩油等其他非常规油气藏的开发具有借鉴作用和参考价值。      

水平井和斜井井眼清洁技术研究进展及展望

水平井钻井技术的进步有利于开发常规和非常规油气储层,然而,与水平段岩屑清除相关的井筒的不稳定性和井眼清洁困难严重制约了钻井生产。井筒岩屑清除效率低下会导致摩阻和扭矩增加、管道卡住,严重时可导致井漏等钻井事故。首先,分别从井眼清洁机理和井眼清洁主要影响因素（钻井液流变性、钻具转速、井角、岩屑尺寸、钻井液密度和流速等）分析综述了水平井和斜井岩屑沉积的成因和适用于现场生产的技术参数。其次,针对水平井和斜井井眼清洁困难分别从国内外钻井液技术和井眼清洁工具两个方面阐述了岩屑清除方法与机理。最后,对水平井和斜井井眼清洁发展方向进行了展望,为未来井眼清洁技术提供了参考。     

致密气藏二开结构水平井钻井液体系及现场应用

为解决苏里格气田致密气藏二开结构水平井钻井施工中地层塌漏矛盾突出、降摩减阻及井眼净化困难等技术难题,基于地质特性和泥岩坍塌机理分析,建立摩阻扭矩计算模型,对比变更井身结构摩阻及扭矩变化规律。通过室内研究筛选采用纳米乳液、软硬结合的封堵剂、多元复配的润滑剂和高效提切剂,研发出新型强封堵超润滑水基钻井液体系。室内研究显示,该钻井液体系具有强抑制性和封堵防塌性,能够有效延长硬脆性泥岩失稳周期,进而深度维持井壁稳定,同时也具备良好的流变性和润滑性,且含砂和固相含量低,降摩减阻效果显著。现场应用表明,应用该钻井液体系后下套管摩阻控制在350 kN以内,钻进下放摩阻降低24.21%,扭矩降低34.31%,平均钻井周期为29.04 d,平均机械钻速为17.64m/h,较三开结构水平井提速36.5%,井塌划眼损失时间降低89.50%,为苏里格气田致密气藏二开结构水平井推广应用提供了有力保障。