苏里格气田水平井井身结构优化及钻井配套技术

苏里格气田致密气藏埋藏深,钻遇地层塌漏问题突出,机械钻速低,前期水平井采用三开井身结构,难以达到钻井持续提速和降低钻井成本的目的。为此,在开展缩短中完周期、优化封固段和井眼尺寸等方面的理论分析,并进行井身结构优化过渡性方案现场试验的基础上,提出了井身结构优化思路,分析了可行性;然后,进行了封固段优选、井眼尺寸优化,设计了水平井小井眼二开井身结构。基于此井身结构,研究了井眼轨迹控制、个性化钻头和配套提速工具优选、强抑制高效润滑钻井液分段措施优化等关键钻井配套技术。该技术在19口井进行了现场应用,解决了长裸眼段“塌漏同存,上漏下塌”的问题,提高了各井段的机械钻速,大幅度缩短了钻井周期。研究结果表明,小井眼二开井身结构设计合理,钻井配套技术提速效果显著,可在苏里格气田水平井钻井中推广应用。      

成对平行水平井钻井完井技术

辽河油田为开采杜84块超稠油,试验用水平井蒸汽辅助全力泄油,钻成一对平行水平井,杜84平1-1井为采油井,在下方;杜84平1-2井为注汽井,在上方。先钻下方的采油井,后钻上方的注汽井。两口井完钻井深分别为1214.00m和1189.00m,入靶点垂深分别为796.81m和760.51m,水平段长分别为325.53m和307.71m,2口井水平段垂直间距最大11.98m,最小10.43m,技术套管下入油层10~15m,完井管柱均采用φ168mmTBS筛管和φ177.8mm盲管,并用悬挂封隔器挂于技术套管鞋以上30m处。文中主要介绍了地质情况、井身结构设计原则、井身剖面设计要求、造斜段和水平段井眼轨迹控制技术等。     

苏里格气田水平井钻井技术实践

分析了苏里格气田地质特点及钻井难点,介绍总结了苏里格水平井钻井技术的特点和成功经验,成功经验包括:大力推广应用新工艺新技术,优化井身剖面设计,优化钻具组合,加大PDC钻头个性化设计及推广应用,加强工程事故和复杂情况有效预防,全井推广水平井导向钻井技术,精确控制井眼轨迹。     

深水钻井井身结构设计方法

深水钻井导管常采取喷射下入方式,表层套管井段为开眼循环钻进,浅部地层破裂压力梯度低,地层压力信息具有较大的不确定性。因此,其井身结构在套管层次、尺寸和设计方法上,与浅水及陆地钻井有着较大区别。在对目前深水钻井井身结构调研的基础上,重点从深水钻井水下井口力学分析及导管下入深度确定方法、表层套管下入深度确定方法、压力信息不确定条件下的套管层次及下入深度确定方法等三个方面,对深水钻井井身结构设计方法进行了阐述,并在此基础上探讨了深水钻井井身结构设计方法的下一步研究内容。     

三维水平井YP-3X井钻井难点与对策

鄂尔多斯盆地致密油资源丰富、分布广泛,是长庆油田建设西部大庆战略目标的重要接替区。但其岩性致密、渗透率低、储层物性差,且主要分布于井场受限的沟壑地带,目前应用较为广泛的水平井钻井技术难以实现经济有效开发。国内外油气田开发实践表明,丛式水平井能够大幅缩减投资成本,提高油田经济效益。为探索丛式水平井开发模式,形成鄂尔多斯盆地致密油藏钻井核心技术,针对三维水平井轨迹控制、泥岩失稳垮塌、管串下入摩阻大等难题开展攻关与实践,并在YP-3X井进行了先导性试验。YP-3X井系阳字水平井组一口偏移距超过300m、水平段超过1500m的三维水平井,该井的成功实施突破了丛式水平井瓶颈技术难题,形成了以井身结构优化、剖面轨迹控制、泥页岩防塌等技术集成配套的三维水平井钻井技术,为长庆油田规模开发致密油藏奠定了一定的技术基础。     

川东地区的钻井井身质量和钻井速度探讨

四川东部地区地质构造多为高陡背斜构造，地层倾角一般在１５°～４５°之间。随着勘探开发不断向深层发展，井身质量与钻井速度的矛盾越来越突出。文中结合川东地区影响钻井速度的因素，提出了既要保证井身质量使地质中靶，又要确保钻井速度提高的钻井综合配套技术。     

川西深层水平井井身结构探讨

川西深层资源丰富,但地质情况复杂,具有岩石超致密、压力高、产量大等特点。常规直井和定向井面临钻井周期长、机械钻速慢、裂缝钻遇率低等难题。针对须家河组钻井难点,结合目前的工具工艺技术水平,从水力参数优化、防漏堵漏工艺、定向配套工具以及套管防磨等方面入手,提出了川西深层水平井井身结构设计方案,即:采用常规钻头-套管系列,技术套管尽量下至水平井段,减少四开施工难度,水平井段采用215.9mm钻头施工。同时该井身结构方案首次提出将须三、须二同时揭示,通过钻井液技术解决喷漏同存难题,降低须二段钻井难度的设想。该井身结构设计有利于提高深层水平井钻井成功率,同时也为川西深层直井、定向井井身结构设计提出了新的思路。     

阿曼油田创水平井钻井钻头新记录

阿曼石油开发公司（ＰＤＯ）和其工程合作者在阿曼北部的Ｓａｉｈ Ｒａｗｌ油田,经过不断地改进,连续两次创水平井钻头世界记录,该文主要介绍了其关键技术和取得这次成功的管理因素,提出了进一步缩短全井施工时间和预算成本的方法。     

彭水页岩气水平井钻井优化设计及现场应用

渝东南地区彭水区块前期钻井过程中表现出上部地层可钻性差,机械钻速低;二叠系、三叠系地层灰岩缝洞发育,地层漏失严重;志留系韩家店组以下地层倾角大,地层造斜能力强,井斜控制难等特点。通过对井身结构、钻井方式等的研究与优化设计以及在现场的应用,初步确定了该区块页岩气水平井钻井技术方案,为实施页岩气水平井开发奠定了基础。     

水平井井身结构设计探讨

对水平井井身结构设计中的２４４．５ｍｍ套管下深的确定原则、地层破裂压力及并眼波动压力等问题进行了讨论。认为水平井井身结构设计的关键在于确定２４４．５ｍｍ套管的下深，下至窗口不一定为最优的选择，水平井钻井的关键井段是大斜度并段，２４４．５ｍｍ套管的下深要兼顾水平井段和大斜度并段的钻进。地层破裂压力可近似采用直井数据。波动压力系数可按文中估算方法估算。     

元坝超深水平井井身结构设计与应用

元坝长兴组储层资源丰富,受复杂的地质因素制约,存在储层埋藏深、温度高、含H2S、多压力系统并存、复杂情况难以准确预测等特性,导致钻井周期长、裂缝钻遇率低、钻井成本高。针对超深水平井钻井难点,从已钻井遇到的复杂情况分析入手,综合考虑现有井身结构和钻井工艺,结合完井与储层改造要求,提出了两套满足139.7mm套管射孔完井的元坝超深水平井井身结构优化方案,经现场试验,满足了高效开发的需要,为国内外类似井开发提供了参考和借鉴。     

钻井施工过程中的井斜控制措施研究

为合理开发油气田,要求钻井在油层所构成的地下网与地面井网相符.而井斜超过标准,井眼偏离预定位置,不仅打乱地下井网,而且对钻井施工会造成严重影响.通过已钻井的调查分析发现,影响井斜的原因是多方面的,包括地质条件、钻具结构、钻井技术措施、操作技术、设备安装质量等.其中地质因素、下部钻具工作状态不合理,使钻头偏斜导致井斜是最...     

浅谈非常规钻井井身质量控制监督要点

中国油气资源日趋紧缺,对于煤、石油、天然气资源的需求不断攀升,能源压力日益增大。作为常规能源的重要补充,页岩油、页岩气等非常规能源的开发,成为缓解资源紧缺的一项重要举措,非常规钻井技术也得到了越来越广泛的应用。本文通过比较非常规钻井与常规钻井的不同点,结合胜利油田第一口页岩井渤页平1井的实施过程,总结分析了非常规钻井井身质量控制的事前、事中、事后监督要点,对非常规钻井监督工作提出了建议。     

涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术

针对涪陵焦石坝区块地质条件复杂、各向异性大,易导致发生井下故障、钻速慢、钻井周期长及成本居高不下的问题,在分析该区块页岩气钻井完井技术难点的基础上,进行了页岩气水平井钻井工程技术适应性评价,通过对丛式井布井方案、井身结构、井眼轨道设计、优快钻井技术、钻井液技术及页岩气层长水平段固井技术等进行优选及进一步优化,提出了涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术方案。该技术方案在焦页 1-2HF 井等17口井进行了现场实践及应用,初步形成了涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术。应用表明,该技术可显著提高机械钻速、缩短钻井周期,可为涪陵焦石坝区块页岩气规模开发提供技术支持。      

深井井身质量控制技术

对井身质量的超常规要求，极大地影响了钻井速度，为了快速安全完成小位移井的钻井施工，几年来通过不断摸索，不断完善，总结了一套适合小位称深进井身质量控制的配套工艺，包括井位优选技术，防斜打直技术，反应钻进技术，井眼轨迹监测技术等，大大解放钻井速度，经济效益显著。     

辽河稠油水平井井身结构设计方法

辽河油田稠油水平井井身结构设计原则与方法研究,经过几年工作,已基本掌握了稠油水平井结构设计的基本思想、影响井身结构设计的主要因素和设计稠油水平井井身结构的方法。通过辽河油田几口稠油水平井的钻井实践,表明该课题所论及的内容有较强的科学性及现实性,完全满足稠油热采水平井的需要,而达到国内较高水平。     

煤层气开采定向羽状水平井井身结构优化

井的总长度相同,不同方式的主支、分支排列会得到不同的开采效果,一般说来,在同样区域范围内,呈对称、发散状均匀分布的多个主支比单一主支开采的效果要好.当主支和分支排列方式相同时,考虑分支间距的影响,若从哪种井网井距方案能获得最高平均日产量或总产量来衡量,存在最佳的分支间距.对纵向非均质韵律性地层,羽状水平井垂向上的位置会影响开采的效果.对正韵律地层井的垂向位置在整个煤层的下部效果更好,对反韵律地层井的垂向位置在上部效果更好.