密集井网直井段井眼轨道交碰风险计算新方法

井眼防碰是密集丛式井网定向井施工面临的一个主要难题，为了有效减小密集井网加密井直井段井眼交碰风险，综合考虑名义间距、基准井和比较井的井径之和以及邻井数等因素，在分析Brooks运用概率评价井眼交碰方法的基础上，提出了比较全面的密集丛式井网井眼交碰风险计算新方法。该方法以基准井井眼中心轴线为圆心、基准井与比较井间名义间距为半径作圆，通过基准井、比较井井径之和与此圆周长的比值计算偏移概率，采用井眼测点位置坐标的正态分布概率密度函数沿井深方向的定积分计算交碰概率，基准井与比较井的实际交碰概率为偏移概率与交碰概率的乘积，通过基准井与各比较井实际交碰概率求和确定综合交碰风险，并将综合交碰风险按照行业标准划分为3个风险等级，得到以综合交碰风险为评价指标的风险评价方法。该方法可定量评价一口基准井与多口比较井之间的综合交碰风险，对加密井钻井防碰理论研究及指导生产实践具有重要意义。     

河南油田直井钻机钻浅层水平井钻井技术

井楼油田拥有丰富的浅层稠油资源,采用常规直井钻机钻浅层稠油水平井开发因地面距离目的层垂直井段短,使得钻井完井工艺面临一些特定的技术难题。属超浅层中短丰径大位移水平井,防碰绕障问题比较严峻,施工难度较大,针对施工难点,采取了表层造斜、优化井身结构和井眼轨迹及钻井液性能等相应的技术措施,实现了安全优质钻井。其中楼平1井完钻井深528m,完钻垂深159．88m,井斜94．75°,水平位移414．17m,位垂比2．59,成为当时国内应用常规直井钻机所钻位垂比第一的水平井。对同类似浅层大位移水平井施工有着重要的借鉴意义。     

页岩气井工厂防碰绕障井眼轨迹控制技术

涪陵页岩气采取井工厂水平井开发模式,井眼防碰是提高钻井效率的重要措施。针对工区井网布置密集、地质构造复杂、直井段易斜,易导致同平台井之间直井段防碰压力大,不同平台井之间轨迹交叉等难题,施工中采用直井段防斜打直技术、防碰预控技术及三维绕障轨道设计和轨迹控制技术,有效控制井眼轨迹,达到优质钻井的目的,为后续页岩气井工厂安全、顺利施工奠定了良好基础。     

水平井井身轨迹控制技术——以川西地区新场构造须二段新10-1H井为例

新10-1H井是为开发川西地区新场构造须二段超低渗透气藏而部署的第1口水平井,也是川西地区目前难度最大、位移最长、垂深最深、井下温度最高的水平井.在该井的钻进过程中,对于直井段,应用防斜打直控制技术为下部井段的顺利施工提供了有利条件;对于水平段,应用钻头优选技术、钻具组合和钻井参数优化技术及井眼轨道控制技术,保证了井眼畅通、轨迹平滑;并采用复合金属离子聚磺防漏水包油钻井液体系,达到了全井井壁稳定、携岩和润滑的要求.该井成功钻达目的层,实际完钻井深为5 815m,水平段长度为814.66 m,为水平井方式大规模开发须二段气藏提供了轨迹控制经验.     

川西首口水平深井钻井难点与技术措施

通过对川西首口水平深井X21-1H井的分析,介绍了该区块钻水平井存在直井段防斜难度大、斜井段及水平段钻井液携砂困难、地层可钻性差及井控风险大等难点。针对上述难点,从井眼轨迹控制技术、钻具组合的选择、钻井液性能优化及配套快速钻井技术等方面介绍了该井所采用的主要钻井技术。认为直井段的防斜打直、良好的井眼轨迹以及钻井液优良的携砂护壁性是钻水平井成败的关键。     

浅层水平井井眼轨迹控制技术

克拉玛依油田九8区齐古组稠油油藏底部构造形态为一由西北向东南缓倾的单斜,地层倾角3°~9°,油层渗透率高,埋深仅200m,用直井开发单井产量低。钻了4口浅层水平井,井身剖面为斜直-增-稳(水平段)型,斜井深493~538m,垂深170.60~179.80m,水平位移403.50~477.80m,水平段长201.08~233.30m,斜深与垂深比2.82~2.99,平均单井产量比直井提高3倍多。文中介绍了浅层水平井的剖面设计、井眼轨迹控制、钻具结构等。     

下深平1井钻井技术研究与应用

下深平1井是下二门油田深层系上的水平井,采用后期裸眼完井方式完井。针对该井存在井身质量要求高、防碰井较多,以及小井眼水平段控制难度较大等技术难点,开展了优化井眼剖面设计、分井段优化井眼轨迹控制和钻完井液体系优化配置等方面的技术研究,形成了一套施工技术。     

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。     

LH油田海绿石层识别特征及指示意义

为了降低水平井作业难度,必须在了解钻井区域地层发育特征的基础上,有效识别地层对比"标志层",为钻井井眼轨迹优化和实施调整提供依据。通过分析LH油田海绿石层沉积环境及分布特征,利用地质录井、随钻测井资料准确识别海绿石层的响应特征,结合地质导向模型,对水平井着陆井段轨迹进行及时调整,确保井眼轨迹满足油藏开发要求。通过实例说明,LH油田海绿石层的有效识别,对于提高水平井作业效率具有较好的效果,在LH油田实施水平井工艺7口井,其中1口井因定向工具造斜能力不足,目的产层B段入窗时井段井斜角为84.5°,其余井入窗时井段井斜角为87.5°~89.5°,均满足设计轨迹要求。认为LH油田珠江组砂泥岩段底部海绿石层横向分布稳定,厚度适中,可作为地层对比的"标志层",利用录井、随钻测井资料响应特征能准确识别海绿石层;海绿石层的识别及其成因分析,可用于该地区中新世时期沉积环境解释;海绿石层沉积特征和识别特征分析,可辅助进行地层对比和随钻地质导向,满足油田开发对井眼轨迹的要求。     

“井工厂”作业时直井段防碰设计与控制探讨

“井工厂”在石油开采中已得到广泛应用,特别是非常规油气资源的勘探和开发,能实现钻完井批量化和流水线施工,有效提高作业效率,降低作业成本。但由于井间距普遍较小,直井段轨迹受诸多因素影响不能完全钻直,与邻井的碰撞风险很大。指出了在应用“井工厂”技术时,为保证钻井绝对安全,直井段施工不仅要严格控制井斜角,同时还应控制水平位移;探讨了设计的最小井间距与纠斜点处的井斜角、水平位移以及允许的最大狗腿度等因素间的关系;提出了在直井段允许的最大狗腿度和水平位移的限制条件下对井斜的控制要求。以X 平台的丛式井为例,说明了如何限制丛式井直井段的井斜和水平位移,以及当碰撞风险出现时如何采取纠斜控制措施防碰。     

南堡13-1706大位移井钻井技术

冀东油田南堡滩海油田受端岛面积限制,需要部署水平位移大于3 000 m的大位移井开发。针对大位移井钻井施工中存在摩阻扭矩大、轨迹控制难、循环泵压高、井眼清洁难度大、长裸眼井壁失稳、深部井段定向托压等技术难题,开展了人工端岛大位移井钻完井技术研究。通过对井眼轨道优化设计、装备升级改造,提升大位移井井眼延伸极限,利用Landmark软件对摩阻扭矩、钻井参数进行分析,研究了KCl抗高温钻井液复配新型固壁剂和封堵剂强化钻井液封堵能力及套管安全下入技术。采用井眼轨迹控制、降摩减扭、优化钻井液、套管安全下入等常规技术的优化和集成应用,成功实施了大位移井南堡13-1706井。该井完钻井深6 387 m,最大井斜83°,水平位移4 941 m,为水平位移大于4 500 m的大位移井钻井实践积累了经验,为加快南堡滩海中深层油藏的勘探开发提供了技术支持。     

水平井采油配套技术研究与应用

近年来冀东油田开始应用水平井开发浅层断块油藏,由于生产井段较长且水平、地层疏松、造斜点较高、采液量大,为使其能够顺利投产和正常生产,需要解决防砂、举升、卡封、作业等方面难题。首先研究了水平井的防砂管挡砂技术及防砂管的液压安全打捞技术,同时为避免后期防砂施工井筒内留管柱,研究水平井和侧钻水平井防砂管完井技术,使防砂问题在完井阶段得到解决。其次研究了水平井直井段特种泵大排量采油技术及大斜度井段抽油杆自磨式扶正技术。另外按水平段液压操作方式和分段安全打捞思路研究了单卡、双卡及耐液压安全接头辅助技术,解决了疏松砂岩水平井段的各种卡封和安全打捞问题。这些技术在冀东油田水平井上试验成功并大规模推广应用,效果显著。     

ZH8Es-H5大位移水平井钻井技术

大港油田滩海地区2007年进入实质性开发,受地面条件的限制,为实现滩海油田少井高产、高效开发,采用了人工端岛丛式井为主的海油陆采方式,近两年来打出了诸多高水平的大位移水平井（最高位移垂深比3.92）。文中介绍了ZH8Es-H5大位移水平井实施过程中井身结构和井眼轨迹优化、摩阻扭矩预测与控制、井眼轨迹精确控制、保持井壁稳定及井眼清洁、大井斜长稳斜井段套管下入、环空ECD监测、井眼防碰、优质钻井液应用等多项先进技术或措施,对大位移水平井的设计、施工具有较高的借鉴意义。     

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。      

基于概率分析的密集丛式井组造斜窗口确定方法

造斜点深度分配是决定密集丛式井组整体防碰设计效果的关键因素之一,而造斜点深度选择范围即造斜窗口是合理分配造斜点的前提。为此,从概率分析的角度,分析了南堡油田152口上直段较长井（900 m以内设计为直井段）的实钻井眼轨迹数据,得出了上直段水平位移偏差随井深的变化规律,建立了上直段水平位移偏差概率分析模型,形成了一种可以确定密集丛式井组造斜窗口的方法。通过在南堡1-3人工岛密集丛式井组设计与施工中的应用,证明该方法可以为南堡油田密集丛式井组轨道设计提供相对合理的造斜窗口。     

套管坐标截面法推算磁干扰轨迹的研究与应用

针对密集丛式井施工中,套管磁干扰情况复杂、防碰施工困难和井间关系难以定位等问题,提出了采用套管坐标截面法对出现套管磁干扰的丛式井直井段进行井眼轨迹定位的方法。通过合理简化套管附近空间磁化模型,建立了套管横截面磁场的数学模型。同时,通过套管磁干扰的模拟实验,获取了套管横截面磁场的分布规律,在此基础上提出了套管坐标截面法,并利用此方法反演测点所处的套管空间位置,绘制正钻井的磁干扰井段井眼轨迹,实现在磁干扰井段准确判断测点与邻井套管的相对空间关系。通过华北油田10口丛式井的现场施工试验,验证了套管坐标截面法的正确性和准确性,实现了丛式井防碰关系的精准定位,解决了密集丛式井施工中的防碰问题。     

冀东油田人工岛丛式井钻井防碰技术

冀东油田人工岛丛式井井网密度大,钻进中易发生井下碰撞问题,为解决该问题,研究了防碰技术。通过分析冀东油田人工岛丛式井的钻井技术难点,提出了针对性技术措施:正钻井碰撞高风险井段使用牙轮钻头;应用低刚性钻具组合,使井下钻具获得更大的挠度变形空间;进行随钻MWD磁场强度监测,根据磁场强度异常值判断正钻井与邻井套管的距离,预警碰撞风险,指导正钻井防碰。综合这些技术措施形成的冀东油田人工岛丛式井钻井防碰技术,在冀东3号人工岛丛式井组进行了应用,降低了钻进中发生井下碰撞的概率,表明该技术是防止正钻井与邻井套管碰撞的有效技术,可为冀东油田人工岛加密钻井提供安全保障。      

致密砂岩气藏水平井参数优化

鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏总体呈现储层横向变化快、纵向多层发育的地质特征,水平井有效规模开发难度较大。为提高其开发效果,基于对已投产水平井单井控制动态储量、递减率、产能等动态指标的精细评价,从沉积位置、储层厚度、钻遇储层长度、井段位置、轨迹类型、改造方式等方面入手,分析了苏里格气田某区块水平井开发指标的影响因素,并应用灰色关联法定量分析了各参数对水平井产气能力的贡献值。研究结果表明:钻遇储层长度对水平井产能的影响最大,其次是储层位置、沉积微相、储层厚度、轨迹类型,改造方式。结论认为,该区块致密气藏水平井开发设计应遵循以下原则:(1)部署应以心滩和河道中部微相为主;(2)优质砂体厚度大于8 m,横向展布相对稳定;(3)水平段长度在经济效益允许的条件下尽可能长;(4)轨迹类型以平直型为主;(5)改造方式以裸眼封隔器为主。     

渭北油田高水垂比水平井钻井设计与应用

为解决渭北油田长3储层埋深浅、水平井水垂比高带来的摩阻大、井眼轨迹控制难等问题,开展了浅层高水垂比水平井钻井设计研究.在分析主要钻井技术难点的基础上,对不同尺寸井眼的摩阻和扭矩进行了数值模拟,将待钻井设计为三开井身结构,三开水平段采用φ215.9 mm钻头钻进;为了确保准确着陆入靶,根据长3储层的地质特征,采用双增井眼剖面;根据各开次钻遇地层的特征和钻井要求,一开井段采用塔式钻具组合,二开和三开井段采用倒装钻具组合,加重钻杆放在井斜角为45°~60°的井段内;根据渭北油田钻遇地层的特点,采用钾铵基聚合物钻井液,水平段控制钻井液滤失量小于5 mL;为降低钻井成本,充分利用现有钻井设备,选用ZJ30型非顶驱钻机.现场应用表明,利用常规钻井装备,采用上述钻井设计,解决了渭北油田长3储层浅层水平井钻井中存在的问题,实现了长3储层的有效开发.      

烷基糖苷无土相钻井液在卫383-FP1井的应用

卫383-FP1 井是中石化集团公司在中原油田投资的首口非常规开发水平井。完钻井深 4 496 m/垂深 3 670.74 m,最大井斜度 88.30°/4 470.60 m,水平段长 708.25 m,四开采用φ152.4 mm 钻头钻进,钻井液类型为烷基糖苷(APG)无土相钻井液。该体系流变性、抑制性和润滑性良好,具有较好抗温和抗污染能力,并具有良好的油气层保护效果。现场应用表明,钻井液性能稳定,携岩带砂效果好,现场配制与维护简便,很好地解决了因水平位移大、井斜角大导致的井眼清洁和摩阻升高等问题。