分支水平井技术在伊拉克HFY油田的应用

通过对伊拉克HFY油田Mishrif储层特点及钻采工程的研究,确定了采用分支井双分支裸眼悬空侧钻并裸眼下筛管的钻完井方式;通过对分支连接井段的井壁稳定、主、分支井眼轨道及施工进行优化设计及作业,形成了HFY油田分支井裸眼悬空侧钻关键技术,降低了主、分支井眼钻井的难度与风险,成功完成4口分支水平井的钻井。第1口分支井生产测试获得了日产原油1 638 m3,与单支水平井初产相比增长了2倍。分支水平井在HFY油田的应用表明,根据油田条件确定合适的分支井钻完井方式是油田优化钻井、优化开发方式、提高综合开发效益的重要途径,Mishrif储层分支井钻井的成功为中东地区大型碳酸盐储层分支井钻井积累了经验,也为油田低成本开发开拓了思路。     

非对称单筒双井技术在文昌13-2油田的应用

南海西部文昌13-2油田目前共有开发井12口,油田已经没有空井槽,为充分开发油田,提高采收率,确定在文昌13-2油田A平台内挂4个?762 mm井槽,采用单筒双井技术,利用平台125t修井机,在?762 mm隔水管内下入?339.7 mm套管和?244.5mm套管,并利用?339.7 mm套管进行单筒双井的固井作业,实现了在同一井槽内完成2口不同井身结构的水平井钻完井作业。以同一槽口A16h井和A17h井为例,介绍了非对称单筒双井钻井程序、工艺特点以及钻井期间注意事项。单筒双井技术在文昌13-2平台成功的应用,充分地利用了井口平台的空间,减少了工程造价,降低了开发成本,摸索出了一套成功经验。     

半潜式钻井平台水平井裸眼侧钻技术

注水泥塞侧钻是在原井眼一定位置注水泥填井,再侧钻出新井眼的钻井工艺。文昌某油田一口水平开发井因?215.9 mm井眼钻遇油层显示不理想,决定在裸眼注水泥塞后进行侧钻。为克服侧钻点深、地层强度高、半潜式平台升沉大等难点,采用了短保径、强侧向攻击性能的PDC钻头和Power Drive旋转导向工具,通过滑槽、造台阶及控时钻进等技术措施控制井眼轨迹,利用岩屑录井和近钻头井斜等资料及时监控侧钻实施情况,成功完成了侧钻作业。该侧钻井作业顺利,轨迹平滑,后续防砂筛管顺利下入,为今后半潜式平台水平井侧钻作业提供了较好的借鉴经验。     

2000年的钻井技术

本文概述当今钻井的前缘技术。水平井钻井，侧钻和连续软管钻井对进一步开发陆上成熟油田极为有利，钻大位移井，水平井和分支井可以显著缩减开发近海油田所需的平台的大小和数量。从现在到２０００年，有可能使钻井取得重大发展的技术包括ＬＷＤ，地质导向，井眼轨迹三维可技术和小井眼设备     

安塞低渗油田水平多分支井钻井技术

针对安塞油田低渗透油藏地质特征,结合分支井开发方式的适应性及其技术特点,通过对分支井井身结构优化、钻头选型、轨迹控制、分支井眼侧钻、地质导向、摩阻扭矩分析等技术的研究和应用,成功完成了安塞油田第1口水平多分支井-杏平1井。该井完钻井深5068 m,水平位移1574.22 m,主水平段长1203 m,水垂深比1.16。在只能使用常规钻井设备及导向工具等难题下,成功采用低边侧钻技术在主水平段内侧钻了7个分支井眼,分支井眼总长2300m,累计打开目的储层3503 m,并实现了多次重入钻井,初步形成了适合安塞油田地质特点的分支井钻井技术。     

多分支水平井钻井技术在玉平8井的应用

为提高吐哈盆地鲁克沁油田稠油油藏的开采效率、降低水平井综合开发成本,实现油藏高效、经济开发。吐哈油田布署了一口多分支水平井—玉平8井,该井在施工中对地层可钻性差、水平段悬空侧钻、主井眼重入等多个技术难点进行了分析,运用了动力钻具优选、水平段井眼悬空侧钻技术,完善了水平分支井前进式施工方式、分支井眼重入主井眼等重要技术,有效地缩短了钻井周期,保证了安全快速完成施工任务。玉平8井的顺利完钻,为今后在稠油油藏开发钻多分支水平井、扩大储层控制面积,大幅度提高油井产量和采收率提供了新的途径。     

海拉尔油田水平井钻井技术及应用效果

海拉尔油田地质情况复杂,水平井钻井难度大,通过钻井难点分析,在钻井过程中充分利用无线随钻测量和综合录井技术,加强井眼轨迹控制和井眼净化,优选钻头钻具及泥浆技术,保证了水平井钻井质量和固井质量,为油田有效开发打下了基础.     

渭北油田超浅层水平井优快钻井技术

针对渭北油田超浅层水平井钻井过程中摩阻大、托压严重、钻井周期长、钻速慢等问题,以井身结构优化为核心,研究形成了渭北油田超浅层水平井优快钻井技术:采用二开井身结构,二开采用φ215.9 mm钻头钻进;采用“直-增-平”三段式井眼轨道,以保证井眼轨迹平滑,降低钻进摩阻与扭矩;采用倒装钻具组合,以保证钻头有效加压,提高机械钻速;优选钾铵基聚合物钻井液,造斜段摩阻系数控制在0.08以内,水平段摩阻系数控制在0.06以内,以避免或减少托压现象。该技术在8口井进行了现场应用,平均钻井周期为17.81 d,与同区块三开井身结构水平井相比钻井周期缩短了51.06%。渭北油田超浅层水平井优快钻井技术解决了该油田超浅层水平井钻井中存在的技术难点,为超浅层油藏的高效开发提供了技术支持。      

渤海D油田WHPA平台大位移水平井钻修机钻井作业实践

应用钻修机在渤海D油田WHPA平台完成了3口大位移水平井作业,这是渤海钻井史上的一次新的技术突破。文中主要分析了渤海D油田WHPA平台钻修机设备能力不足及大位移水平井摩阻高、井眼清洁难、井眼轨迹控制难、下套管固井难等施工难点,总结了钻井作业中所采取的使用设备优化、井眼轨迹控制、井眼清洁、钻井液优选、固井方式选择等技术措施。本文成果可为今后其他油田应用钻修机进行大位移水平井施工提供借鉴经验。     

海上低渗透油藏挖潜技术及其应用

为了对低渗透难动用储量进行开发,在文昌13-2油田ZJ1-1、ZJ1-3、ZJ1-7L油组,文昌13-1油田ZJ1-4U油组实施了钻长水平井技术提高产能;内挂井槽解决了海上平台空间、平台资源有限与实施挖潜的矛盾;对产能进行评价并优选开发井位及确定合理井距;运用电潜泵进行深抽采油,新增动用储量800×104 m3左右,累计日增油950 m3,指导了文昌15-1油田主力层ZJ1-4油组、文昌14-3油田ZH1-2等油组的开发。实践证明该套技术适合海上低渗透率油藏挖潜,为其他类似油藏的开发做了技术准备。     

南海西部深水区自营油气田勘探开发现状及展望

深水区勘探钻完井作业面临着海水深温度低、安全钻井液密度窗口窄、井控风险高、海底地质灾害、台风等诸多挑战。中海油作为深水区勘探作业者,首次组织深水区勘探作业,成功发现了陵水17-2大型深水气田,推动了深水区油气勘探开发事业的进一步发展,为实现中海油"二次跨越"迈出了重要的一步。为此简要地回顾了南海西部深水区自营勘探及钻完井项目管理经验和作业实践,并对我国南海深水区油气勘探开发技术发展愿景提出展望,以期为深水区油气开发事业的发展提供借鉴。     

南海西部油田北部湾难钻地层钻井提速技术

根据北部湾盆地地质特征和以往现场钻井作业情况,分析了地层难钻的原因,总结了南海西部油田在提高机械钻速方面所做的探索和实践,结合北部湾盆地近期多口钻井的现场情况,提出了适用于北部湾盆地难钻地层的提速对策,并开发了一种应对该难钻地层的新型钻头,形成了一套北部湾难钻地层钻井提速技术。现场实践证明,应用该技术后,难钻地层机械钻速有较大幅度提高。该套钻井提速技术对南海西部油田钻井成本的控制具有十分重要的意义,也可为在类似地层进行钻井作业的现场施工人员提供技术参考。     

新型钻井提速技术在南海东部古近系地层应用

针对南海东部海域恩平组、文昌组等深部古近系地层压实程度大、岩石抗压强度高,并且含硬夹层较多,地层可钻性差难题,为解决钻井作业过程中出现钻头吃入困难、机械钻速低、钻头磨损严重、起下钻频率高等一系列问题,提高对钻井效率和钻井成本控制。该文以南海东部某区块为例,通过总结以往常规钻头使用效果,并综合地层可钻性开展分析,优选出一套复合冲击器配合专用PDC钻头组合的新型钻井提速技术,并在深部古近系难钻地层进行现场应用和验证。结果表明,该钻井提速技术与邻井同垂深、同层位对比,机械钻速显著提高,钻井效率大幅提高。该钻井提速技术的成功应用可为后续类似难钻地层的提速提效提供技术参考。     

南海西部海域边际油田开发浅谈

南海西部海域有数十个未开发边际油田,采用常规开发模式和技术难以投入生产。为了经济有效开发这些海上边际油田,分析了制约南海西部海域边际油田开发的主要因素:地理环境、基本地质条件、储量规模和评价程度,探讨了边际油田开发的有利条件,包括当前的高油价、开发技术发展、本海域油田开发实际模式和经验等,在此基础上总结了一套适合南海西部海域边际油田开发的基本思路,即勘探开发一体化、合理开发模式、先进开发技术、少井高产和借鉴已开发经验,并在涠洲油田群、文昌油田群具体实施。开发实践表明,开发思路和技术合理有效,开发效果和经济效益十分显著。对于类似边际油田开发具有重要的借鉴和指导作用。     

南海文昌区块深部地层旋转切削齿PDC钻头提速技术

针对南海西部海域文昌区块深部地层常规固定齿PDC钻头磨损严重、机械钻速较低的问题,研究了旋转切削齿PDC钻头提速技术。分析了文昌区块深部地层的钻井难点,基于地层和钻头磨损特征分析结果,用旋转切削齿代替常规PDC钻头肩部高磨蚀区的固定切削齿,并优化布齿,形成了适用于文昌区块深部地层的旋转切削齿PDC钻头,并在文昌区块3口探井进行了应用,结果表明,该钻头提速效果明显、单只钻头进尺长且出井钻头磨损评价良好。研究认为,旋转切削齿PDC钻头兼具攻击性和耐磨性,可有效提高南海西部海域文昌区块深部地层的机械钻速,建议在该区块和类似强研磨性地层推广应用。      

南海西部窄安全密度窗口超高温高压钻井技术

为解决南海西部窄安全密度窗口地层钻井中易发生井漏、井涌甚至井喷等井下故障的问题,通过研究超高温高压复杂地层压力预测监测技术、钻井液随钻堵漏技术、井下当量循环密度预测与监测技术、抗高温钻井液、超高温高压固井技术,形成了适用于南海西部的窄安全密度窗口超高温高压钻井技术。该技术在乐东区域的7口超高温高压探井进行了应用,钻井成功率达到100%,井下故障率显著降低,与应用前的同类型井相比,钻井生产时效平均提高了21%。这表明,窄安全密度窗口超高温高压钻井技术可以解决南海西部安全密度窗口窄导致的问题,可为深水高温高压领域的勘探开发提供技术支持。      

南海西部深水钻井实践

南海西部海域W区块的深水钻井作业中,低温高压和狭窄的安全密度窗口给钻井工程带来了较大的困难,容易引起井漏、溢流、环空带压、生成水合物等问题,且附近海域经常出现由内波流引起的突发性强流。针对这些问题,结合W区块的钻井地质特征,开展了深水井井身结构优化技术、随钻扩眼技术、深水井钻井液防水合物及防漏堵漏技术、环空压力预测与管理技术、内波流应对技术等方面的研究,解决了深水钻井容易发生的井漏与溢流并存、水合物堵塞管线、环空压力高和内波流损坏水下设备等问题,并成功发现了大型深水气田。     

南海天然气水合物取样技术现状及发展建议

为了进一步完善南海天然气水合物钻探取样技术,在前期取样工具研发和现场试验的基础上,分析了南海取样环境和天然气水合物特性对天然气水合物钻探取样技术的需求,总结了天然气水合物取样技术的现状,分析了取样工具研发过程中工具尺寸、低温保温、密封阀和取样作业方式等方面遇到的技术难点,提出了满足实际需求采取的技术措施,研制了适用于南海天然气水合物取样的绳索保温保压取样工具,并探讨了天然气水合物取样技术今后的研究方向。研究结果为南海天然气水合物取样技术的进一步发展和完善提供了技术参考。      

莺歌海盆地高温高压气井井控技术的实践与认识

海上高温高压气井的井控难度较大,通过对勘探三号半潜式钻井平台在南海莺歌海盆地施工的高温高压气井的介绍,阐述了海上高温高压气井的井控难点,总结了井控技术实践经验并指导钻井施工作业,安全顺利地完成了DF1-1-13井等30余口高温高压气井的施工作业,其井控技术措施,可供该区域及国内海洋高温高压井控借鉴。