川东北元坝区块井身结构优化设计

元坝区块是中国石化在川东北地区的重点勘探区块,由于气藏埋藏深,地质条件复杂,其钻井难度与风险极高。根据元坝区块的地质特点,针对目前井身结构存在的表层套管不能将低承压地层封固以及技术套管不能将高压层位完全封固的问题,对套管下深和套管尺寸进行优化,提出了非常规井身结构和水平井井身结构设计的优化方案,并对不同井身结构的特点进行了分析总结,认为非常规井身结构的大尺寸钻头进尺相对较小,有利于提高机械钻速,而水平井井身结构能提高元坝区块的单井产能。     

河坝107井特种井身结构钻井技术

河坝107井是川东北河坝场构造的一口评价井,是中石化特殊井身结构第一口完井的试验井。由于特种井身结构,在施工中克服环空摩阻大、地层承压能力低导致井漏严重以及小间隙下套管和固井难度大等方面的难题,其施工技术和经验在国内尚属空白。通过河坝107井顺利勘探施工,不仅为同类井身结构井的施工提供参考和借鉴,而且为川东北地区井身结构设计扩展了空间。对于采用特殊井身结构钻探开发油气藏具有深远的意义,有很强的应用推广价值。     

顺北油气田超深井井身结构优化设计

随着顺北油气田勘探开发的不断深入,原有井身结构开始显现出钻井风险大、效率低等问题,亟需优化井身结构。为此,利用已钻井的测井资料,利用Drillworks 软件计算了地层的孔隙压力、破裂压力和坍塌压力,并结合已钻井的钻井资料和岩石力学试验结果对计算结果进行修正,得到了顺北油气田地层的三压力剖面,根据地层三压力剖面确定了地质工程必封点。根据地质工程必封点,综合考虑钻井技术水平和钻井完井要求,设计了5种井身结构,通过预测5种井身结构的钻井周期、钻井成本,对比优缺点,选用了四开非常规井身结构。顺北油气田超深井采用四开非常规井身结构后,机械钻速提高30%～40%,钻井周期缩短33～45 d,均顺利钻至目的层。这表明,顺北油气田采用优化后的井身结构,提高了钻井效率,降低了钻井风险。      

川东北深井井身结构优化探讨

川东北地区天然气成藏条件优越,烃源丰富,圈闭类型多,成藏配置关系好。通过前期的钻井施工,常规的钻头-套管程序和井身结构设计方法难以适应深井超深井的复杂地质环境。在分析国内外深井套管程序应用特点和传统井身结构的基础上,根据钻头、套管生产的现状,结合现场实践的应用,提出了川东北海相复杂深井井身结构优化方案,该方案对于提高深井的钻井水平具有现实的意义。     

顺北5号断裂带南部压力剖面建立及井身结构优化

顺北5号断裂带南部受断裂构造运动影响,钻井过程中普遍存在恶性漏失、钻井效率低等问题。为此,基于邻井成像测井资料和钻井资料,建立了漏失压力计算模型,得到了顺北5号断裂带南部地层的四压力（孔隙压力、破裂压力、坍塌压力和漏失压力）剖面;根据四压力剖面和钻井技术难点优化井身结构,将侵入体未发育区域原有的五开井身结构优化为四开井身结构,并减小井眼尺寸,缩短了钻井周期;针对侵入体发育区域,设计了地层承压能力强的非常规四开井身结构和缩小井眼尺寸的常规五开专封井身结构,提高了井壁稳定性。现场试验表明:所建漏失压力计算模型的预测准确性较高;应用常规五开专封井身结构后,复杂情况处理时效平均缩短 27.8?d,钻井周期平均缩短14.6%。研究和现场试验表明,顺北5号断裂带南部采用优化后的井身结构能够解决钻井过程井漏和钻井效率低的问题,可为复杂地层超深井井身结构设计提供技术借鉴。      

川东北复杂深井井身结构优化研究

川东北地质条件复杂,地层高陡,深井高温高压高含硫、同一裸眼段多套压力共存且压力跨度大等成为了该地区地质构造的普遍特征。目前常规钻头一套管程序和井身结构设计方法难以适应川东北深井的复杂地质环境,如何优化复杂地质条件下深井井身结构是钻井工程所面临的突出问题。为此,在分析国内外深井套管程序应用特点和川东北地质特征钻井技术难点的基础上,根据钻头、套管生产现状,结合现场实践的应用,优化了川东北海相复杂深井井身结构。     

泰国呵叻盆地L31/50区块探井井身结构优化与实践

为确保安全钻进及减少井下故障,针对泰国呵叻盆地L31/50区块探井井身结构在施工中存在的问题,分析了区块地质特征及钻井难点,在原有井身结构评价分析的基础上,本着保证探井成功率的原则,采用以确定地质复杂必封点位置的方法对井身结构进行优化,优化后的井身结构方案在现场进行了应用,实现了安全高效钻井。     

复合钻井技术在川东北地区的应用

复合钻井作为海相地层提高钻井速度的有效手段之一，已在川东北地区逐步推广应用，但从前期应用来看，在各区块应用的总体效果参差不齐，尤其是在提速的同时，井身质量不能得到有效保障。针对以上难题，为保证井身质量，提出了一套从井眼尺寸相匹配的螺杆选型、典型的复合钻井钻具组合优化，以及复合钻井的技术方案。试验表明：所提出的复合钻井技术方案在提高机械钻速的同时，能有效地控制井身轨迹，具有较高的实用价值和推广应用价值。建议在钻井工程设计中推广应用复合钻井技术，将PDC钻头、螺杆钻具和MWD的费用列入钻井成本。在上部陆相地层（侏罗系上沙溪庙组-三叠系须家河组底）开展与之相适应的PDC钻头或高性能的三牙轮钻头进行复合钻井试验，探索出具体的经济适用井段，进一步挖掘复合钻井技术在川东北地区的钻井潜力。     

玛湖油田艾湖1井区井身结构优化技术试验

玛湖油田艾湖1井区位于准噶尔盆地中央坳陷玛湖凹陷西斜坡区,平均井深3 950m,是2015年新疆油田增储上产的主力区块。为加快钻井速度、降低作业成本,开展了井身结构优化试验。重点介绍了艾湖1井区井身结构优化试验过程,从工程施工角度分析了井身结构调整对钻井施工带来的不同影响,对其它区块井身结构优化具有一定借鉴价值。     

垂直钻井技术在川东北的应用

川东北地区上部陆相地层岩石可钻性差,地层倾角大,井身质量控制难度大.长期以来,机械钻速慢、易井斜的钻井难题严重制约了快速优质钻井.通过应用垂直钻井技术,在改变了以钻压为主要控制参数的基础上提高了机械钻速,有效地控制了井斜,缩短了钻井周期.与常规钻井相比,机械钻速由1.50 m/h提高到2.36 m/h,提高57%;井斜角由2.78°降低至0.61°,降幅达356%.该技术在川东北高陡构造的成功应用为易斜地层防斜快钻、缩短钻井周期、保证井身质量积累了经验.     

元坝地区超深井井身结构优化及应用

元坝地区钻井存在地质条件复杂、钻井难度大、不确定因素多等难点,井漏和溢流的频发层位集中在自流井组和上沙溪庙组。针对该地区前期井身结构存在表层套管和技术套管下深浅、裸眼段地层相互制约等问题,进行了超深井井身结构优化设计,优化了套管层次,选择了合理的必封点,增大了一开、二开和三开套管下深,增加了下部地层套管尺寸。优化后的井身结构不但能够有效封隔复杂层位,而且为空气钻井等新技术的应用和后期产层的高效开发创造了有利条件。现场应用表明,井漏由原来的平均每井4.4次减至1.9次,溢流由平均每井1.6次减至0.4次,空气钻井平均进尺增加51.26%,平均钻速提高64.3%。井身结构优化后,钻速提高,钻井周期缩短,满足了元坝地区超深井安全高效钻井的要求。      

?193.7 mm 套管开窗侧钻分支井钻完井技术

曙125-H3 井位于辽河坳陷西部凹陷曙光低潜山曙125 区块,是一口利用复杂结构分支井技术提高单井控制储量的特殊工艺井。该井是国内首口?193.7 mm 套管开窗侧钻的分支井,存在井身结构复杂、井场位置受限、井深、水平段长、轨迹上翘等实施难点。通过井身结构优化、开窗位置优选、井眼轨迹优化实现了井身结构瘦身,节约了钻井投资,通过高压造斜器底座的研制与应用、钻具优选、钻进方式优化、紧后扩眼、强刚性钻具通井、弯管- 导管重入等技术解决了现场实施中的技术难点。该井的成功实施提供了一种新的分支井井身结构,可以有效降低钻井投资,提高单井井眼波及范围。     

川西地区深井非常规井身结构设计与实践——以九龙山构造龙004-X1井为例

位于四川盆地西北部的九龙山构造属于多产层超高压气藏,地质条件复杂,深井钻进过程中,三叠系雷口坡组—嘉陵江组地层缩径卡钻、嘉二段盐水侵、飞仙关组—吴家坪组漏喷同存等故障频发,严重影响了深部井段的钻井安全、加长了钻井周期。为此,通过总结九龙山构造深井钻井施工的特点与难点,以及已钻井常规井身结构不足的原因,结合建立的地层三压力剖面上存在的必封点位置,进而提出了一套深井非常规井身结构优化设计方案,即在深部井段提供3层套管层次,以满足分隔深部窄密度窗口井段地层的要求且可灵活调整,同时下部井段的固井环空间隙能够保证注水泥的基本要求。该设计方案在龙004-X1井实践获得成功,平均机械钻速达到了1.89 m/h,钻井周期缩短至418 d,同比邻井事故复杂损失时间降低了2 589 h,满足了该区深井安全快速钻井的需要,为该区开发二叠系超高压气藏积累了宝贵的经验。     

盐下复杂地层井身结构优化及突破盐丘钻井技术

哈萨克斯坦肯基亚克盐下油藏属于地质奈件复杂、高压低渗碳酸盐岩油藏。开发难度大，巨厚盐丘给钻井带来许多潜在的风险，如缩径、卡钻、挤毁套管等。在分析盐下油藏地层压力剖面基础上将表层套管与首层技术套管合二为一，制定了详细的固井工艺措施，优选出了两性离子聚磺饱和盐水钻井液体系并制定了维护处理措施，使得在厚达3000m以上盐层钻进时钻井液性能稳定、井径规则、井眼畅通，解决了由盐层溶解、垮塌以及盐层塑性流动所引起的阻卡、划眼等井壁稳定问题。井身结构的简化，使钻井周期明显缩短．节约了大量钢材和水泥，产生了巨大的经济效益和社会效益。     

塔河油田深层侧钻水平井膨胀套管钻井完井技术

塔河油田奥陶系储层侧钻水平井受老井井身结构、地层及地质避水要求等的限制,需要提高造斜点至上部石炭系泥岩段地层,而该地层与奥陶系储层为2套不同的压力系统,因此如何有效封堵石炭系易塌地层,是高效开发该地区奥陶系剩余油的关键。采用膨胀套管充当技术套管封堵钻井复杂地层,通过优化井身结构及后续的钻井工艺,为解决塔河油田深层侧钻水平井钻井、完井难点提供了一套全新的方案。针对塔河油田φ177.8 mm套管深层开窗侧钻井的钻井、完井难点,通过深入分析研究膨胀套管管材和膨胀螺纹等关键问题,完善了深井膨胀套管的施工工艺和实施程序,探索出一套塔河油田深层侧钻水平井膨胀套管钻井完井技术。该技术在塔河油田现场试验3口井,开窗层位均位于石炭系地层,开窗点深于5 100 m,侧钻后在斜井段成功封堵裸眼复杂地层,实现了国产膨胀套管首次在裸眼定向井段的封堵应用,为钻井、完井中封堵复杂地层提供了新的技术手段。      

YD油田复杂地层井身结构的优化与应用

YD油田钻井中存在地质环境复杂、多套压力体系并存及高压沥青层溢漏同存等问题,给钻井施工和井身结构优化设计带来困难.在实钻资料分析、确定必封点及重新认识Gachsaran地层孔隙压力的基础上,采用自下而上的设计方法,先后形成了适合YD油田复杂地层钻进的3套井身结构.针对部分Gachsaran盐水地层存在异常高压层的情况,从安全钻进角度考虑,设计了高压盐水层井身结构;对于正常压力Gachsaran盐水层,为提高机械钻速和降低钻井成本,形成了简化高效的常规井身结构;对于Kazhdumi高压沥青层,从安全钻井实现地质目的考虑,形成了延长 244.5 mm技术套管和专打专封2种井身结构.优化后的井身结构在YD油田20余口开发井中进行了应用,取得了良好的应用效果.YD油田井身结构的优化,不仅为该油田"二期工程"奠定了基础,也对国内外同类型的碳酸盐岩油藏开发具有借鉴意义.      

控压钻井条件下井身结构优化设计

基于控制压力钻井技术进行了钻井液密度窗口分析,并且与常规方式下的钻井液密度窗口进行了对比。由对比分析结果可知,控制压力钻井能够扩宽钻井液密度窗口,且不同控压钻井方式对钻井液密度窗口的加宽方式和效果不同。这种扩宽方式能够使每开钻井深度增加,减少套管层次,进而优化井身结构设计。同时以自上而下的井身结构设计方法为基础,考虑了井口回压值和双密度梯度这两种方式对下部液柱压力的影响,建立了控压钻井井身结构优化设计模型。通过计算每层下深所用的钻井液密度窗口,在窗口内根据力平衡方程进行迭代判断,从而计算出最优下深。     

科钻一井套管和钻进施工程序设计技术

套管程序和钻进施工程序设计遇到的主要问题是：1）1000m以深地层未知，地球物理方法用于结晶岩的效果差，推断的结果可信度低，进行套管程序设计缺乏依据；2）要求5000m全部取心钻进，选择合理的取心钻进施工程序成为难题。为此，在借鉴世界上主要硬岩深井取心钻进项目设计的先进思想和宝贵经验的基础上，制定了一种“灵活的双孔钻进”方案，其要点是：1）全井采用一种直径（小直径）取心钻进；2）预先不确定套管程序，钻进中视地层稳定情况扩孔下套管；3）按照双孔（先导孔＋主孔）设计，钻完先导孔后再根据情况决定是扩孔钻主孔，还是移井位钻主孔。在分析该井套管和钻进施工程序难点的基础上，介绍了采取的“超前孔裸眼钻进方法”，给出了8种套管和钻进施工程序。     

盐下复杂压力系统超深井的非常规井身结构设计——以四川盆地五探1井为例

五探1井是部署在四川盆地东部达州—开江古隆起上的一口风险探井,主探寒武系、震旦系,设计井深7 570 m。该井志留系以下地层的地质不确定性强、风险度高,寒武系可能钻遇大段膏盐层、纵向上压力系统复杂、预测井底温度达到175℃、井底液柱压力超过140 MPa并含有硫化氢等,给井身结构设计带来了很大的挑战。为此,借鉴国内外盐下超深井钻井的成功经验,在分析钻井工程面临的难点和风险的基础上,结合该井的压力系统特点、膏盐层蠕变特性,优化设计井身结构,并进行了现场应用。结果表明:(1)基于裸眼段防漏、防喷和防压差卡钻等约束条件,确定井身结构必封点5个、套管层次6层;(2)压力衰竭的石炭系岩性致密,压差卡钻和漏失的风险低,可以不做为必封点;(3)为寒武系膏盐层专门设计一层套管,以实现盐层专打,套管抗挤强度160 MPa预防挤毁;(4)五探1井安全钻达设计地层,完钻井深为8 060 m。结论认为,为实现川东地区盐下安全钻井而确定5个必封点、六开非常规井身结构是合理的,该井的成功完钻为上述古隆起后续深层天然气钻探提供了经验和借鉴。     

塔河油田及周缘超深井井身结构优化设计

随着塔河油田及周缘勘探开发的深入及勘探领域的外扩,油藏埋深不断增加,原有井身结构开始显现出其局限性,并影响钻井提速和钻井安全。为解决这一问题,根据具体地层情况,结合"自下而上"和"自上而下"井身结构设计方法,根据地层压力分布情况和必封点确定表层套管、技术套管和油层套管的直径和下深,将四开井身结构简化为三开井身结构,将φ177.8 mm套管优化为φ193.7 mm套管,形成了适合塔河油田主体非盐区等地质条件相对简单区块超深井高效钻井的φ193.7 mm套管直下三开井身结构;采用φ265.1 mm或φ206.4 mm套管封隔盐膏层,形成了适合塔河油田主体盐体分布区超深盐层井优快钻井的"长裸眼穿盐"和"专封盐膏层"井身结构;采用φ273.1 mm(φ311.1 mm)、φ206.4 mm(φ241.3 mm或φ215.9 mm)等非常规套管-井眼尺寸,形成了适合地质条件复杂区块超深井安全钻井的井身结构。通过简化井身结构、优化套管直径及下深,实现了地质条件相对简单区块的钻井提速、提效目的;通过优化非常规井身结构,确保了在地质条件复杂区块的安全钻进。