苏里格气田T2-4-7H水平井钻井技术

针对苏里格气田水平井直井段长、目的层较薄、水平段长,以往钻井时轨迹控制难度大、滑动拖压严重、泥岩地层易坍塌、携砂洗井困难、水平位移长摩阻大、气层埋藏较深井温高、盐水侵、承压能力低、施工周期长及气层保护等特点,优化轨迹控制措施,直井段用低固相钻井液、斜井段用无粘土相防塌润滑耐温聚磺钻井液、水平段用无粘土相暂堵气层保护钻井液,满足了T2-4-7H水平井的钻井施工需要。     

苏里格气田水平井固完井工艺技术研究与现场应用

针对苏里格气田水平井固完井中出现的水泥浆返高不够、固井过程中的漏失以及斜井段固井质量不高等问题,总结多年苏里格气田水平井固井的经验,进行分析与研究。分别从固井工具和水泥浆体系两方面进行优化与改进,开发出适应于苏里格气田固井的固井水泥浆体系及相配套的固井工具。应用于固井现场施工作业,完全满足天然气水平井固井的要求,取得了良好的效果。     

煤矿采矿区区域治理水平井施工中托压问题的研究与实践

随着煤矿采矿区区域治理钻探工程的水平井段长越来越长,钻进过程中托压问题愈发严重,直接影响到钻探工程的施工效率。本文以某地煤矿采矿区区域治理项目注18井为例,分析托压产生的原因主要是钻井轨迹、钻具组合、钻井液性能及排量等因素产生摩擦阻力和岩屑床而造成的。针对上述产生托压问题的影响因素,通过采取相应措施,减轻了托压问题,提升了水平井钻进效率。     

苏里格气田水平井地质导向技术及应用

苏里格气田是目前中国陆上最大的整装气田,是"三低"气田(低压、低渗、低丰度)的典型代表。水平井开发主要目的层盒8段为河流相砂泥岩沉积,河道砂体大面积分布,砂地比高,有效砂体则分布局限,有效储层连续性和连通性相对较差。利用水平井沟通多个孤立的有效砂体,可增加产气层泄气面积,提高气层采收率,较好地解决直井开发效率低的问题。介绍了苏里格气田有效储层分布特征,分析水平井轨迹形态,实例阐述现场地质导向对有效储层的识别方法和对轨迹的调整过程;通过现场指导水平井钻探,形成了行之有效的地质导向方法,显著提高了有效储层钻遇率和气田开发效果。苏里格气田水平井导向技术是"三低"气田开发中的关键技术,在现场钻探中将会发挥更加重要的支撑作用。     

水平井托压现象原因分析及解决措施

近几年大庆油田面临稳产、增产的压力逐年变大,加大了对水平井及开窗侧钻井等高难度复杂结构井的部署力度,这些井除了对润滑防卡、井壁稳定等要求更加严格以外,水平井定向过程中出现的托压现象也是影响水平井顺利开发的一大因素。钻井过程中的托压现象,主要是指在定向钻井过程中,钻柱和井壁之间产生比较大的摩擦阻力,使得钻压不能够及时地作用到钻头上,降低油田定向钻井效率,严重地还会引发安全事故。因此,托压现象是目前水平井施工中迫切需要解决的一个重要问题。经研究分析摩擦阻力受到井眼轨迹、井眼清洁程度、泥饼虚厚、钻井液摩阻系数大、井下钻具组合、地层交结等多重因素的影响;因此,需要从以上几个方面入手,才能有效解决钻井过程中的托压现象,减少托压频率,提高钻井速度和质量。本文对水平井中托压现象进行了深入分析,并提出了相应的解决措施,进一步提升了大庆油田水平井钻井效率,同时降低了托压现象产生安全事故的机率。     

焦页60-5HF井钻井技术

焦页60-5HF井是处于焦石坝构造东南翼的一口页岩气水平井,该井设计井深5290 m,井斜69.30°,垂深3945.04 m,闭合位移2513.99 m。在实际施工中为确保水平段在储层中延伸,经多次调整后,最终完钻井深5235.00 m,井斜81.8°,垂深3820.56 m,水平位移2509.53 m,水平段长1775.00 m,为重庆涪陵工区垂深最深的一口水平井。实际施工中为保证井眼轨迹在储层中穿行,克服了井下工具抗高温、水平段摩阻大、定向托压、井眼轨迹防碰等诸多问题,成功完成了该井的施工任务,为该地区施工超深井提供了可借鉴的经验。     

DP4井技术套管固井漏失的原因分析

DP4井位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部,是大牛地气田的一口开发水平井。目的是评价盒1段气层的自然产能,评价水平井开发大牛地气田盒1气藏的技术、经济可行性。该井地处有利沉积相带、储层较为发育的D28井区,目的层盒1段为辫状河道沉积,砂岩厚度较大,砂厚约大于20m,砂体分布较稳定。在技术套管固井施工替浆过程中出现压力异常,发生水泥浆漏失。根据井眼环容、替浆量计算和施工压力分析,推断低密度水泥浆在环空上返时,由于顶替泵速过快,造成漏失。针对DP4井技术套管固井漏失原因进行分析,对以后大牛地气田水平井固井具有重要的指导意义。     

柱塞气举排水采气技术进展及应用

低产低压气井携液能力差,井底及井筒逐渐积液,井筒积液将增大对地层的回压,并限制其生产能力,最终将气层完全压死以至关井,而柱塞气举是解决低产低压有水气井液体滑脱损失严重的重要措施之一。对国内外柱塞气举排水采气技术的最新进展和应用情况进行了调研。通过文献查阅,得到柱塞气举的最新进展:美国的智能柱塞举升能实时的控制开关井时间、长庆苏里格气田的分体式柱塞气举排水采气技术可以不关井连续生产,新技术研发对国内智能柱塞气举的应用提供了关键技术支持。通过现场跟踪,调研了国内柱塞气举在水平井和出砂井中、直井和定向井中的应用情况。最后对柱塞气举在国内的应用及研发方向提出了建议。     

大庆油田齐家区块致密油水平井钻井提速技术

水平井技术是实现致密油开发的重要途径。自2013年开始,大庆油田在齐家、长垣等3个致密油区块开展了水平井井组开发先导性试验,其中齐家区块施工难度最大,针对该区块水平井水平段长、位移大的特点,及钻遇地层岩石可钻性差、三维扭方位难度大、机械钻速低、钻井周期长等主要技术难点,在分析地层特征的基础上,通过优化井身结构,井眼轨迹控制,优化三维井眼轨迹,开展个性化钻头、降摩减扭措施和配套工具的技术攻关及现场应用,初步形成了一套大庆油田齐家区块致密油水平井钻井提速技术,并取得了较好的应用效果,为大庆油田致密油长水平段水平井进一步提速及规模应用奠定了基础。     

中江地区第一口砂体气藏中曲率水平井钻井技术

中石化西南分公司在川西地区钻的第一口水平井，水平段长，气层多，地层砂泥岩互换频繁，造斜钻进难度大。介绍了施工情况、钻井难度和井眼轨迹控制等，总结分析了钻井过程中采取的一些成功作法和失败经验。     

大尺寸SAGD双水平井轨迹控制技术实践

为探索大尺寸SAGD双水平井的开发效果,提高浅层超稠油油藏的采收率,在风城油田首次部署了大尺寸SAGD水平井试验井,水平段长800m。存在松软地层大尺寸井眼工具造斜率控制、水平段稳平控制、2口井水平段精细平行控制及管柱下入等技术难点,通过对水平井钻井井眼轨迹优化、长水平段稳平控制与延伸钻进精确控制、管柱安全下入等技术研究,现场用于1组大尺寸井组,2口井水平段轨迹走向控制满足设计要求,为该区域大尺寸SAGD双水平井钻井积累了十分有益的技术经验。     

伊朗雅达油田首口水平井S15钻井技术

S15井位于伊朗阿瓦兹市东南部,是中国石化在伊朗雅达项目的第一口水平井,属于侧钻水平井。由于裸眼段比较长、侧钻点深、水平段长、水平位移大等,该井施工困难大。为保证施工的顺利进行,针对钻遇地层的特点,通过制定有效的轨迹控制方案,选取合适的螺杆及钻具组合,采取合理的钻井参数及技术措施,同时优化钻具结构,顺利的完成钻井任务。总结出适合伊朗雅达地区水平井的配套钻井技术,为以后水平井的施工提供借鉴。     

针对大牛地气田定向段PDC钻头选型的实践

对大牛地气田定向井在定向过程中由于PDC钻头结构和使用方面的原因造成的托压及工具面不稳定的现象进行了分析,对PDC钻头的保径结构、冠部轮廓形状的设计提出了自己的见解。     

伊朗Y油田水平井钻井技术

伊朗Y油田水平井面临着地质岩性多变、地质靶区不确定、裸眼井段长、井眼摩阻大、长水平段井眼轨迹控制困难等一系列钻井技术难点。结合Y油田一期水平井钻井实践,详细总结、形成了包括井身结构优化、螺杆钻具类型及其稳定器外径优选、钻头选型、侧钻钻具组合优选、水平井段优快钻井、KCl聚磺钻井液在内的6项水平井钻井技术。该技术在YS9井得到成功应用,定向段和水平段施工比设计提前12.4 d。Y油田水平井优快钻井技术的应用,能够提高钻井成功率,缩短水平井的建井周期,降低钻井成本,对Y油田后续的水平井施工起到一定的指导和借鉴作用。     

长水平段水平井钻井技术在艾哈代布油田的应用

ADMa-1H和ADMa-2H是伊拉克艾哈代布油田AD-1构造上部署的2口小井眼长水平段水平井,ADMa-1H水平段长1500m,ADMa-2H水平段长1300m,其中ADMa-1是艾哈代布油田水平段最长、油层最深的水平井,创造了用"常规随钻测量仪器(MWD)+常规螺杆"钻具组合完成1500m6″小井眼水平段的伊拉克施工记录;2口井在实际施工过程中均出现托压严重、水平段摩阻扭矩大、轨迹控制难度大、井眼净化困难、易发生卡钻等问题;通过对实际施工过程进行总结分析,对"常规随钻测量仪器(MWD)+常规螺杆"钻具组合完成长水平段水平井所遇到的问题提出了相应的解决措施,为今后在艾哈代布油田进行长水平段水平井作业提供了可借鉴的经验。     

东胜气田小斜度导眼水平井可行性分析与应用

东胜气田部分区域构造复杂、断裂发育、储层非均质性强,大斜度导眼(最大井斜70°)水平井在复杂构造区钻井过程漏塌严重、测井遇阻、轨迹调整难度大。基于井筒岩石力学、井筒强化理论及28口水平井的实钻资料,分析论证了小斜度导眼(最大井斜40°)的钻井提速优势。结果表明:小斜度导眼利于防漏防塌、测井、轨迹调整及提高机械钻速。认为采用小斜度导眼是东胜气田复杂地层有导眼水平井提速提效的必要手段。     

苏南水平井钻井技术实践与认识

苏南区块储层埋藏深,水平井设计平均井深5000m,垂深3550m,水平段长度1000m左右,摩阻及扭矩大、井眼清洁、井壁稳定等技术难点。针对上述技术难点,研究形成了以优化井身结构、优化井眼轨迹与控制、泥浆性能的控制、钻头优选等一系列水平井钻井技术,对今后苏里格气田以及类似地区施工的水平井提供了借鉴。     

直井段偏移对后期定向钻井作业的影响分析

在定向井、水平井钻井过程中,直井段井身质量的控制对后期定向造斜与轨迹控制的影响往往被忽视,国内对定向井、水平井直井段井身质量要求基本是以常规直井的标准为依据,没有重视到直井段位移、井斜和方位对定向施工的影响。对于定向井、水平井来说,直井段偏移不仅对后期轨迹控制、定向施工和完井作业带来危害,同时给油田后续开发中井位的部署带来不利影响,对于平台丛式井直井段偏移可能造成井眼相碰,因此,定向井、水平井直井段控制的好与坏,将会给定向井、水平井的钻(完)井带来很大影响。本文统计分析近年完成的定向井、水平井直井段偏移情况和影响,简述直井段偏移的形成原因,对直井段不同类型偏移造成的影响进行了分析并提出了应对方案。     

DY3-1HF常压页岩气水平井低成本钻井技术

DY3-1HF井是中石化西南油气分公司部署在丁山常压页岩气区的一口水平井,以钻探龙马溪组页岩气为目的,完钻井深4193m。该井钻进中面临浅表层裂缝发育易井漏、机械钻速慢、地层倾角大,轨迹控制难、页岩层水平段易垮塌等问题。针对上述情况,综合应用了井身结构优化、清水及低密度堵漏浆钻进、PDC+单弯螺杆复合钻井、强封堵油基钻井液、旋转导向钻井等钻井关键技术,结果表明,直井段最大井斜1.6°、浅表井漏可控、轨迹平滑、水平段长1591m、轨迹在目标层段中穿行、套管一次性下到位等指标均达设计要求,有效降低了钻井成本,为后续完井压裂等提供了合格井筒条件。通过对DY3-1HF井钻井关键技术实施效果分析,认为该井形成的常压页岩气水平井低成本钻井技术对本区或其它常压区域页岩气水平井具有借鉴作用。     

高难度大位移定向井轨迹控制技术

桩斜146井是胜利油田2003年7月完成的一口各项指标较高的大位移海油陆采定向探井，由于造斜点浅、造斜井眼大、造斜率高，水平位移大，大斜度稳斜段长等，该井施工困难极大。本文介绍了该井的井眼轨迹控制技术。