莺琼盆地半潜式平台超高温高压钻井取心技术

南海西部莺琼盆地超高温高压目的层安全压力窗口窄,超高温高压钻井取心作业井控风险高,且取心工具抗温要求高;地层泥砂岩交替多变,井底易沉砂造成堵心;同时采用半潜式平台进行取心作业,平台升沉导致取心参数控制困难。通过取心前充分调整高密度钻井液性能,保证井筒稳定;改造取心工具及优化取心钻具组合,增强取心工具防漏、防卡等能力;半潜式平台取心作业过程中严格控制取心钻进参数等一系列措施,形成一套适用于半潜式平台超高温高压钻井取心技术。该技术在莺琼盆地 ２口超高温高压井得到应用,首次实现了井底温度高达203℃、钻井液密度达 2. 30 g /cm³、安全压力窗口仅为0. 08 g /cm³ 井况下半潜式平台钻井取心,取心作业顺利,无复杂情况发生,取心收获率均为 100％,为该区块的半潜式超高温高压取心作业积累了经验。     

控压钻井技术在海上超高温高压井中的应用

南海莺琼盆地由于地质成因复杂,具有地层温度、压力高,压力台阶多、压力窗口窄的特点,导致该区域的钻完井作业常常会出现井涌、井漏甚至是涌漏同存复杂,造成该区域部分井的作业难点多、成本居高不下。而控压钻井能够精确控制井底当量密度,降低窄压力窗口井控、井漏风险,从而实现安全高效钻进,并且陆地高温高压控压钻井技术已在塔里木、四川等多个区块进行了应用,形成了一套成熟的技术体系。结合海上超高温高压X1井的实际情况,对海上超高温高压控压钻井从井底ECD、施工参数、应急井控3个方面进行作业设计分析。应用实践表明,该系统可通过控制回压的方式在海上高温高压井进行井筒动态承压试验、起钻、接单根作业,并可以精确监测井下溢流、井漏复杂,使得高温高压钻井风险降低、作业成本减少,为该系统在海上高温高压区块及深水高温高压区块的推广应用提供了借鉴。     

南海西部某高压气井溢流及压井分析

随着我国海上天然气勘探开发的不断深入,海上高温高压气井领域已经进入规模化勘探开发阶段.由于高温高压气井地层孔隙压力高,部分区块压力窗口窄,高压气井发生溢流导致较高的井口压力,增加压井作业难度,井控风险高.本文介绍了南海西部某高压气井发生溢流的原因以及压井过程分析,在井内钻具少,关井套压高的情况下,采用置换法、强行下钻分...     

MS1井超深海相地层取心实践与认识

为了落实川东北地区复杂地质构造情况,获取储层地质资料,MS1井是中石化勘探分公司在马路背构造高部位部署的超深预探井,完钻井深8 418 m,先后在洗象池群组、龙王庙组、灯影组等超深海相地层实施了多次取心作业。在缺乏邻井资料,面临"三高"超深井未知因素多、井控风险大、井底高温高压、裂缝发育、地层软硬交错可钻性差、工具易失稳等多重技术难题情况下,该井综合采用优化钻井液性能,合理选择取心工具及钻头,数值模拟计算优化取心钻具组合及参数,制定并严格执行详细的技术方案等措施,较好完成了取心任务,取心收获率达83.9%。MS1井超深海相地层的取心实践表明,取心工具悬挂轴承失效、取心筒临界钻压偏低,是影响取心收获率和取心进尺的主要原因。采用小复合片PDC钻头及多种适用于高研磨性地层的取心钻头,优化钻具组合和取心参数以提高工具、钻头的稳定性,在保证井控和井下安全的前提下使用井下动力钻具配合水力加压工具进行超深井取心作业,可有效提高取心收获率。     

密闭取心技术在超深井元坝123井应用

为了元坝地区勘探开发需要,元坝123井在海相地层长兴组进行了密闭取心作业,长兴组地层取心过程面临裂缝孔洞发育、岩石破碎易堵心、地层压力低、井控风险大、高含硫化氢、井底高温等难点。通过合理选择取心工具和钻头,优选耐高温密闭液以及根据地层变化时调整取心钻进参数等措施顺利的完成了取心作业。取心井段为6 871.25~6 971.23 m,密闭取心总进尺80.09 m,岩心长56.10 m,收获率70.05%,密闭率93.33%,创出国内海相地层密闭取心井深最深纪录,也为今后超深井密闭取心提供有益参考和借鉴。     

H1井页岩地层密闭取心技术实践

H1井是中海油在某区块作业的第一口页岩气预探井,完钻井深3 001 m。该井共进行5回次密闭取心作业。针对页岩地层岩性致密,地层倾角大,岩石可钻性差等问题,采用优选密闭取心方式、优选密闭液及取心钻头、优化钻具组合、合理控制取心钻进参数、精细化操作等技术措施,成功解决了页岩地层取心过程中出现的地层倾角大、地层破碎、取心钻进机械钻速低、易堵心等问题,密闭取心进尺32.83 m,取心收获率高达98%,大大提高了页岩地层钻井取心效率。     

渤海埕北油田大斜度井取心实践与认识

为了解馆陶组原油产量,解决东营组产量递减引起的油田产能下降的问题,中海油在埕北油田布置了一口重点调整井———CB-A29m大斜度井。由于地层疏松,该井井斜角较大等造成取心难度大。针对取心难点,对取心筒、取心钻头、取心衬筒等取心工具进行了改进,并优化了疏松地层取心工艺技术措施,最终获得成功取心。CB-A29m大斜度井取心实践与认识为开发后期海上油田设计大位移评价井取心提供了新方法,对大位移井、大斜度井疏松地层取心作业具有借鉴意义。     

普光气田空气钻井取心技术

为了开展对普光气田上部陆相地层的岩性研究,进一步提高普光气田钻井速度,在普光107-1H井和普光3011-5井进行了空气钻井取心作业,这也是我国首次进行空气钻井取心.针对空气钻井取心存在的润滑性差、摩擦过热、钻具震动大等技术难点,优选了取心钻头和钻井参数,简化了取心钻具组合,并将取心筒的悬挂轴承改进为耐高温高压的空气冷却密封轴承,岩心爪总成由缩径套式改为加长卡紧套式,保证了两口井空气钻井取心作业的成功.普光107-1H井岩心收获率87.25%,取心平均机械钻速0.28 m/h;普光3011-5井岩心收获率79.34%,取心平均机械钻速2.71 m/h.采用空气钻井取心解决了常规取心造成的岩心污染问题,客观真实地反映了地层情况,为深入开展地层研究评价,促进普光气田的勘探开发提供了重要的科学依据.     

南海西部高温高压小井眼钻井技术

莺歌海中深层地层地质情况复杂,地层压力高,温度梯度大,纵向上存在多套产层并且具有涌漏同层的特点,在保障现场作业安全的前提下,为防止出现复杂情况而无法到达勘探开发目的层,在设计时预留一层套管以应对复杂情况。DF13-1-A 井因地层复杂,出现涌漏同存的复杂情况,被迫提前下入?177.8 mm 套管封隔上部复杂井段,下部采用?149.225 mm 井眼,面对小井眼钻具组合限制、井控压力大、储层保护压力大等技术难点,通过优化钻具组合、钻井液,采用压力实时监测等多项措施高质量地完成了该井的小井眼作业,为今后南海西部海域高温高压井小井眼作业提供了技术借鉴。     

伊拉克Missan油田BU区块钻遇盐膏层超高压流体圈闭的钻井技术探讨

伊拉克Missan油田复合盐膏层段含高压盐水层,其中BU区块某井12-1/4"井段钻遇含有超高压流体圈闭,使得本井段作业无安全钻井液密度窗口,作业中气侵、盐水溢流、井漏、缩径等井下复杂频出。后续钻进期间采取严格的ECD控制技术,简化钻具组合并优化参数;非钻进期间分层浆柱稳定井眼,分段控制起下管柱速度等措施,避免了局部超高压流体地层导致的涌、漏、卡等井下复杂,保障了井眼作业安全,积累了油田内相同井况的作业经验,同时也为其他油田同类地层提供了作业思路。     

萨哈林NV3井长筒取心技术

NV-3井所在区块属于亚极地海洋环境,年钻井时间窗口十分狭窄.该井在取心钻井时,面临取心段长、时间紧等困难.为提高NV-3井的取心作业效率、缩短取心作业时间,根据该井所处地层的实际地质特点,制订了长筒取心作业方案,优选了取心钻头、岩心爪、取心筒等关键工具和装置,设计了取心筒组合方式,提出了能保证施工安全的关键技术措施,建立了取心内筒倒旋圈数和钻具安全提升高度计算公式.应用表明,建立的计算公式符合实际情况,选择的长筒取心工具和采用的技术措施效果良好,取心平均机械钻速达到8.4 m/h,平均岩心收获率达到99.9%.这说明,长筒取心技术可有效克服亚极地海域时间窗口狭窄的束缚,能显著提高取心效率.      

孤平1井超长水平段水平井钻井技术

孤平1井是胜利油田第一口水平段超千米的预探水平井，通过优化工程设计、采取相应的工程技术措施，克服了超长水平段井眼轨迹控制难度大、中靶要求高、地层易漏失、扭矩和摩阻大、大井斜段及水平段取心困难等技术难题，顺利钻至设计井深，并圆满完成了地质任务。孤平1井实钻水平段长1054．15m，创全国陆上水平井水平段最长的纪录。在分析该井施工难点的基础上，详细介绍了该井工程设计、井眼轨迹控制及钻井液技术，并总结分析了钻井过程中采取的一些成功作法，例如防卡技术、井眼净化技术、合理使用PDC钻头、大井斜段及水平段取心技术等。     

东方29-1-6高温高压井段的钻井实践与认识

东方29-1-6井是勘探三号半潜式平台承钻的一口高温高压探井,不但存在着高温和高压影响钻井液稳定性的问题,还存在着由于地层孔隙压力与破裂压力接近,造成安全窗口狭窄而形成的井控风险。在钻井作业过程中,针对Φ212.7 mm(8-3/8")井段地层高温高压的特点,平台现场通过精细化管理和操作,优化了钻具组合,严密监控各项钻井参数,尤其是钻井液的井口返出温度。针对不同实时情况采取对应的应对措施以保持钻井液在"双高"下的良好流变性和稳定性。在弃井回收阶段做好注水泥塞等措施,安全、优质地完成了钻井任务,积累了现场施工经验,可供该区域及国内海洋高温高压钻井借鉴。     

南海C区块高温高压气井井控技术

为确保南海C区块高温高压气井钻井过程中的井控安全,针对存在的地层压力高且复杂、地层温度高、钻井液安全密度窗口窄、高密度钻井液性能维护困难等井控技术难点,制定了实时检测溢流、控制溢流量,压井时逐渐提高压井液密度,防止发生井漏,钻井液降温和性能维护,井下溢漏共存处理等技术措施。防止井漏的技术措施包括提高地层承压能力和钻井液的封堵性、优化井身结构、控制井底循环当量密度、阶梯开泵、简化钻具组合及控制下钻速度等。南海C区块30余口高温高压井在钻井过程中采取了制定的井控技术措施,未发生井控事故。这表明,采取所制定的井控技术措施可以确保南海C区块高温高压气井的钻井井控安全。      

元坝1井承压堵漏技术

元坝1井是位于四川盆地川东北巴中低缓构造带元坝岩性圈闭的一口重点区域探井,由于该井在嘉陵江组2段存在高压层,为满足下部井段安全快速钻进的需要,需对上部裸眼并段地层进行承压堵漏作业,使其承压能力达到2.15 kg/L以上.在室内试验的基础上,优选应用了凝胶复合堵漏剂NFJ-1,并给出了适用于不同漏失的堵漏浆配方及现场承压堵漏技术方案.该井须家河组、雷口坡组及嘉陵江组3段底部地层承压堵漏作业获得成功,地层承压能力均达到了设计要求,从而保证了该井的顺利完钻,并为该区块海相地层堵漏方案的确定积累了经验.介绍了该井承压堵漏技术研究、堵漏浆配方的确定、现场堵漏施工过程及效果等.     

理想充填堵漏工艺在温储6井的应用

温储6井是吐哈油田XX储气库的一口先导试验井,该井三开储层段西山窑组属于超低压枯竭地层,地层压力系数只有0.25~0.27,并且受邻井井下压裂影响,砂岩裂缝明显,在钻进过程中极易发生钻井液失返性恶性漏失。为了实现在三开储层漏失井段的顺利取心,同时保证固井质量,根据储层裂缝宽度,基于理想充填理论优化架桥颗粒粒级分布,结合延迟水化膨胀颗粒、弹性石墨和高效刚性架桥颗粒等特殊堵漏材料,应用该套堵漏工艺在该井三开取心和固井前承压堵漏过程中开展了多次成功堵漏作业,在易漏地层累计取心4桶,长度为32.2 m,收获率为100%;三开固井前,筛除堵漏材料后,最高承压为5.8 MPa,常规密度水泥浆固井期间无漏失发生。理想充填堵漏工艺的成功,为解决类似砂岩低压裂缝漏失难题提供了新的思路,为后续该储气库的有效开发提供了技术保障。      

青海油田开2井高密度钻井液应用技术

青海油田开特米里克构造地质条件复杂,存在高压盐水层、长井段膏盐层、高低压共存层。钻井施工中,上油砂组大段泥岩容易坍塌,下油砂组井漏、井涌、井塌、地层出水问题频发,深部干柴沟组邻井从未钻达,地质资料不明。介绍了高密度聚磺钻井液防井喷、漏、塌、卡、抗高温、抗盐水以及维护井壁稳定技术在开2井的应用情况。     

河坝1井钻井液技术

河坝1井钻遇地层复杂．下部有含硫化氢的超高压天然气层、塑性盐膏层、漏失地层等，易出现井漏、喷漏同存、卡钻等井下复杂情况和事故。钻井液维护处理存在防漏堵漏难度大、地层易垮塌、盐膏层易污染钻井液、高密度抗高温钻井液性能调整困难等技术难题。该井三开井段应用了聚磺抗钙防塌钻井液体系，四开、五开井段应用了聚硅醇抗钙防塌钻井液体系．并采取了相应的维护处理措施。针对钻井过程中出现的井下复杂情况和事故，不断优化钻井液性能．并采取相应的工程技术措施．从而确保了该井顺利钻至设计井深。     

东海X7开发井长裸眼油气层井段全封固井技术

根据行业标准规范要求,为防止油套管生产环空带压或高产井生产时井口抬升剧烈,开发井生产套管固井宜采用单级全封方式。东海西湖花港组下段、平湖组油气藏埋深较深,X7井长裸眼井段固井全封固作业技术难度较大,工具材料组织、现场施工程序繁琐,且还受以下因素影响:油基钻井液油膜、泥饼难以彻底清除,对冲洗液、前置液性能要求高;裸眼井段压力体系复杂,对水泥浆体系和水泥浆柱压稳防窜要求高,候凝期间水泥胶凝失重导致浆柱静液压力下降更易发生气窜;防漏要求高,上部龙井组或平湖组煤层等薄弱层位易发生井漏复杂情况。受井身结构、套管偏心等诸多因素影响,固井顶替效率难以提高。因此,该井采取水泥浆体系优选、冲洗设计、环空静态及动态压力计算、顶替流变参数模拟及套管居中度模拟六项施工控制核心技术。生产运行方面精心组织筹备、制定标准化固井作业程序及应急管控措施,最终取得优良的固井质量。