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。      

多分支超短半径钻井技术在我国海上油田的首次应用北大核心CSCD

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φ209 mm斜向器、φ127 mm柔性造斜钻杆、φ144 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。     

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。     

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。      

“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。      

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.     

茂加6582井双分支超短半径水平井钻完井技术

为了进一步完善超短半径水平井钻完井技术,提高单井产油量,大庆油田设计施工了茂加65-82双分支超短半径水平井。针对2个分支井眼曲率半径不一致导致井眼轨迹控制难度大、分支井眼与窗口密封难度大等技术难点,根据茂加65-82井原井眼情况,对双分支水平井眼的井身结构、井眼轨道进行了优化设计,并在钻头体与导向管之间设计了倾角,以满足造斜要求,顺利完成了曲率半径分别为5.9和3.2 m的上下分支水平井眼,井眼轨迹达到了设计要求。茂加65-82侧钻双分支水平井初期日产油量2.5 t,与原井产油量相比提高了8.3倍,目前日产油量1.0 t,已累计增油380 t。茂加65-82双分支超短半径水平井的顺利钻成为大庆油田剩余油挖潜提供了一种新的技术手段。      

侧钻水平井井眼轨迹控制技术

井眼轨迹控制是侧盐水平井钻井施工的关键技术，是决定侧盐水平井钻井成败、钻井费用及生产能力的重要因素。与常规水平井相比，侧盐水平井由于井眼曲率大、钻具刚度低、中靶要求高，因此要求井眼轨迹控制不仅要有较高的控制精度和预测准确度，还应对油层垂深误差、工具造斜率误差、井底参数预测误差具有较强的适应能力。本文介绍了φ139．7mm套管开窗侧钻水平井井眼轨迹设计、钻具组合设计与井眼轨迹控制施工工艺，包括初始造斜侧钻、井眼轨迹测量、井眼轨迹控制软件及造斜段、水平段轨迹控制方案。     

水平井套管磨损规律及防磨优化研究

在水平井钻井过程中,受造斜段井眼曲率大、水平段钻具受重力影响躺在井眼底边等原因,技术套管磨损问题极为突出,井筒完整性存在极大的隐患,对水平井套管磨损及剩余强度的分析展开系统性的研究是非常有必要的。文章采用套管磨损实验和套管磨损效率预测模型相结合的方法,对技术套管的磨损厚度、磨损系数、磨损后套管的剩余强度进行了研究分析,得到了在水平井磨损系数为1.52×10^-13/pa^-1、井眼曲率在（2～6）°/30 m时的套管磨损厚度、磨损后套管的剩余抗内压强度和剩余抗外挤强度,并对磨损后套管剩余强度进行安全评价。随后从井眼轨迹优化、套管内径及钻杆接头耐磨带选择等出发,总结出水平井技术套管防磨优化建议。此项研究结果对水平井技术套管防磨设计及防磨措施具有指导意义。     

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。      

胜利油田两口超短半径侧钻水平井的设计与施工

阐述了超短半径侧钻水平井的钻井技术特点和钻井工艺流程,介绍了胜利油田完成的两口超短半径侧钻水平井——高12-39侧平1井和高17-16侧平1井的设计与施工情况。通过对钻井过程中泵压、张力变化及机械钻速的分析,指出了超短半径侧钻水平井钻井技术存在的主要问题。     

大庆油田页岩油水平井钻井提速技术

针对大庆油田古龙区块页岩油水平井钻井过程中存在井壁易失稳、摩阻扭矩大和钻井周期长等技术难点,以大庆页岩油高效快速开发为目的,分析了该区块地层特点和钻井施工难点,优化了三开井身结构,确保页岩目的层施工安全;根据实钻经验及现有技术水平,对井眼轨道进行优化,降低施工难度;针对二开直井段缩径、三开造斜段和水平段钻井周期长等问题,进行了井壁修整工具、旋冲螺杆钻井工具、清砂接头和水力振荡器等工具研究,并进行了钻井参数优化,形成了大庆油田页岩油水平井钻井提速技术。该技术在大庆油田古龙区块3口页岩油水平井进行了现场试验,平均完钻井深4 691 m,平均机械钻速19.03 m/h,机械钻速提高53.7%,平均钻井周期35.23 d。研究与现场试验表明,大庆油田页岩油水平井钻井提速技术可为大庆油田页岩油高效开发提供技术支撑。      

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。      

一种曲流河点坝体内部侧积体描述方法

探讨了密井网条件下曲流河点坝体内部侧积体描述技术。在大庆油田精细地质研究成果基础上,研究了储层内部的非均质性,以层次分析法、结构要素分析法等为指导,提出了侧积体结构要素表征的概念、描述方法、曲流河点坝体井间隔夹层预测方法。所提出的方法为精细解剖曲流河沉积砂体、挖掘厚油层层内剩余油潜力提供了手段。研究成果在大庆油田南一区甲块水平井轨迹设计中得到了具体应用,并见到了实效。     

低渗透薄油层四分支鱼骨水平井设计与施工

目前鱼骨水平井技术已经成为国内外低产油田增产,老油田二次、三次采油,提高开发经济效益的重要手段。为了探索四分支鱼骨水平井开发大庆外围低渗透薄油层的可行性,大庆油田有限责任公司井下作业分公司以肇州油田试验区块为研究对象,开展了井网及井轨迹参数优化研究,并在精细的水平井钻井地质导向技术方案指导下,设计、实施了州72-平54Z井鱼骨水平井钻进,取得了良好的钻探效果。实践结果表明,大庆外围低渗透薄油层实施鱼骨水平井技术开发是可行的。     

国外大位移井钻井技术发展现状

随着定向井，水平井钻井技术的日趋成熟，大位移钻井技术在国外已有很大的发展。本文是对近十年来英，美，俄等国家的有关资料认真研究分析编写而成的，大位移钻井的关键技术是：井身剖面设计，钻柱设计，扭矩和摩阻，井眼稳定技术及井眼清洁技术，完井技术等６个方面，本文将分别给予介绍，并以大庆油田钻头位移井进行可行性分析。     

大庆油田第一口深层天然气双分支水平井钻完井实践

大庆昌德深层气田属于火山岩储层,岩性多为致密火山岩、砂砾岩等,而且含夹层,可钻性差,施工难度很大,为了最大程度地增加储层接触面积及油藏动用程度,特在该气田开展了第一口双分支水平井芳深6- 双平1 井施工。该双分支井眼的水平段长度均在1 300 m 以上,侧钻和水平段施工技术难度高。参考已钻邻井资料,结合地层特点,对该井的井身结构、井眼轨道和完井方式等进行了优化设计;同时,优选了提速钻具,优化了上、下分支的钻具组合,使该井水平段的平均钻速比同样长度水平段的邻井有明显提高。该井的顺利施工,解决了大庆深层气钻井技术单一的问题,为更高效开发深层气井探索了新方式。