川西地区深井非常规井身结构设计与实践——以九龙山构造龙004-X1井为例

位于四川盆地西北部的九龙山构造属于多产层超高压气藏,地质条件复杂,深井钻进过程中,三叠系雷口坡组—嘉陵江组地层缩径卡钻、嘉二段盐水侵、飞仙关组—吴家坪组漏喷同存等故障频发,严重影响了深部井段的钻井安全、加长了钻井周期。为此,通过总结九龙山构造深井钻井施工的特点与难点,以及已钻井常规井身结构不足的原因,结合建立的地层三压力剖面上存在的必封点位置,进而提出了一套深井非常规井身结构优化设计方案,即在深部井段提供3层套管层次,以满足分隔深部窄密度窗口井段地层的要求且可灵活调整,同时下部井段的固井环空间隙能够保证注水泥的基本要求。该设计方案在龙004-X1井实践获得成功,平均机械钻速达到了1.89 m/h,钻井周期缩短至418 d,同比邻井事故复杂损失时间降低了2 589 h,满足了该区深井安全快速钻井的需要,为该区开发二叠系超高压气藏积累了宝贵的经验。     

非常规超深井井身结构在LG61井的应用

四川盆地北部LG西区地质情况复杂,以二叠系为目的层的井深度一般都在6000m以上,地层压力高,钻井液密度均在2.00g/cm3以上,喷漏显示频繁。为了解决这一难题,提出LG61井采用非常规的超深井6开制井身结构,LG61井设计井深6690m。主要采用了如下的钻井工艺技术措施:①小井眼采用特殊小接头88.9mm钻杆,以提高强度;②在小井眼井段,采用了PDC钻头,保持适当的钻压和转速,严格控制扭矩;③在确保井控安全的前提下,尽量降低钻井液密度;④219.1mm、168.3mm、114.3mm套管均采用高强度耐腐蚀无接箍套管(尾管悬挂),小间隙防气窜固井技术;模拟套管刚度特殊通井,经比较套管与钻柱刚度与外形尺寸,摸索出一套非常规井身结构的通井钻具组合,确保套管在小间隙情况下,顺利下至预定井深。该套成功的钻井技术为同类非常规超深井井身结构的设计和施工提供了借供了借鉴与参考。     

龙16井高温高压小井眼尾管固井技术

龙16井是四川盆地川北低平褶皱带九龙山构造上的一口重点预探井,原设计四开四完井身结构,213mm井眼钻至下二叠系志留系完钻。钻井过程中由于地质条件复杂,认识程度有限,纵向上分布多套产层并具有超高压特点,地层裂缝发育,多次出现涌漏同存复杂情况,被迫提前在飞仙关地层下入177.8mm套管固井以封隔上部复杂井段。为科学评价九龙山构造二叠系深部主要目的层和为油气开发创造条件,采用149.2mm钻头钻至5988.00m茅口组地层完钻并进行了尾管固井作业。固井作业前井下条件十分复杂,钻井液密度高达2.34g/cm3仍有强烈的油气显示,井温达139.6℃,该井固井集中体现了典型高温高压深井小井眼尾管固井的重大技术难点,该井的施工成功和各项配套工程技术措施的综合应用,为高温高压深井固井作业积累了可贵的经验。     

准噶尔盆地南缘下组合超深井非常规井身结构应用

准噶尔盆地南缘呼图壁背斜中、上组合存在多套压力系统,下组合压力系统不明,井身结构设计难度大;储气库建设增加了钻完井难度。为了确保大丰1井实现勘探下组合的目的,利用地震资料进行地层压力预测并结合区域钻井情况,井身结构存在4个必封点及1个风险点,首次在新疆油田设计了非常规井身结构。为了降低钻完井难度,将井位移出储气库库区通过钻定向井的方法实现地质目标。实钻表明,非常规井身结构能够满足南缘超深井及复杂多压力系统下的安全钻井要求,对新疆油田复杂深井超深井的油气勘探具有重要的意义。     

川东北复杂深井井身结构优化研究

川东北地质条件复杂,地层高陡,深井高温高压高含硫、同一裸眼段多套压力共存且压力跨度大等成为了该地区地质构造的普遍特征。目前常规钻头一套管程序和井身结构设计方法难以适应川东北深井的复杂地质环境,如何优化复杂地质条件下深井井身结构是钻井工程所面临的突出问题。为此,在分析国内外深井套管程序应用特点和川东北地质特征钻井技术难点的基础上,根据钻头、套管生产现状,结合现场实践的应用,优化了川东北海相复杂深井井身结构。     

塔河油田及周缘超深井井身结构优化设计

随着塔河油田及周缘勘探开发的深入及勘探领域的外扩,油藏埋深不断增加,原有井身结构开始显现出其局限性,并影响钻井提速和钻井安全。为解决这一问题,根据具体地层情况,结合"自下而上"和"自上而下"井身结构设计方法,根据地层压力分布情况和必封点确定表层套管、技术套管和油层套管的直径和下深,将四开井身结构简化为三开井身结构,将φ177.8 mm套管优化为φ193.7 mm套管,形成了适合塔河油田主体非盐区等地质条件相对简单区块超深井高效钻井的φ193.7 mm套管直下三开井身结构;采用φ265.1 mm或φ206.4 mm套管封隔盐膏层,形成了适合塔河油田主体盐体分布区超深盐层井优快钻井的"长裸眼穿盐"和"专封盐膏层"井身结构;采用φ273.1 mm(φ311.1 mm)、φ206.4 mm(φ241.3 mm或φ215.9 mm)等非常规套管-井眼尺寸,形成了适合地质条件复杂区块超深井安全钻井的井身结构。通过简化井身结构、优化套管直径及下深,实现了地质条件相对简单区块的钻井提速、提效目的;通过优化非常规井身结构,确保了在地质条件复杂区块的安全钻进。      

吐哈油田深井钻井技术研究与实践

为了解决吐哈油田深井钻井遇到的大段泥页岩和煤系地层井眼失稳、大尺寸井眼钻井速度慢、多套储层的系统保护及长封固段非标准间隙的固井质量四大技术难题，进行了吐哈油田深井钻井配套技术的研究。从加深四项基础研究入手，建立了“地层造斜特性、钻井岩石力学特性、‘三压力’、泥页岩矿物组份和理化性能”四个基础剖面；在此基础上进行了“井眼力学稳定性评估技术、钻井岩石力学特性预测与钻头选型技术、‘三压力’剖面优化井身结构技术、深井聚合物钻井液技术、大段泥页岩和煤系地层安全钻井技术、３１１大尺寸井眼快速钻井技术、多套储层系统保护技术、低压易漏及长封固段非标准间隙固井技术、深井事故预防和处理技术、深井钻井装备的完善配套技术”的应用研究。初步形成了一套具有吐哈特色的深井钻井配套技术，极大地促进了油田钻井整体水平的提高。     

超高压气井井身结构设计技术

超高压气田在我国分布较为广泛,其主力产层因沉积环境一般埋藏较深,最深达到8 000 m以上,地层复杂,往往存在喷、漏、塌以及含H₂S等复杂情况,超高压气井钻井工程井身结构设计非常困难。为解决超高压气井井身结构设计主要存在的“深井或超深井,套管管材应力水平高,在含H₂S条件下安全余量小”的问题。提出超高压气井井身结构设计技术应根据地层压力系统和井下复杂情况来确定必封点,增大完井尺寸和提高上部大尺寸套管的强度,井身结构采用自下而上和自上而下相结合的方法进行设计;进行深部井眼钻具强度校核和水力参数计算时,应结合钻机选型和钻井工艺技术,对套管选型和强度校核以及套管安全下入技术进行评估。     

顺北油气田超深井井身结构系列优化及应用

随着顺北油气田勘探开发的不断深入,油藏埋深不断增加,原有井身结构逐步出现局限,并影响钻井速度与安全。为解决这一问题,依据地层特征,采用了“自上而下”或“自下而上”井身结构设计方法,根据地层压力分布与必封点位置确定各层套管下深及尺寸。针对相对简单区域,简化四级井身结构为?193.7 mm套管直下三级井身结构;针对含侵入体区域,考虑定向需求,优化六级井身结构为四级井身结构,并将?120.6 mm井眼优化为?143.9 mm井眼;针对古生界地层含盐水层、高压气层以及压力体系复杂区域,采用?184.2 mm、?206.4 mm、?219.1 mm非常规套管以及优化封隔位置,形成了适用于复杂地层的井身结构。通过简化井身结构与优化复杂区域的井身结构,实现了钻井提速、提效目的,确保了安全钻进。     

超深井新港1井钻井技术实践与认识.

新港1井是一口定向超深探井,设计井深6 700 m,由于井深且存在多套压力系统,井身结构设计难度大;该井主要目的层埋藏深、地层岩性坚硬,机械钻速低;东营组、沙河街组存在大套玄武岩,易垮易漏;三开裸眼段长达2 380 m,上下温差大,固井质量难以保障;井底温度高,对钻井液性能要求高;造斜、稳斜段岩性复杂,井眼轨迹控制难度大。针对这些钻井难点,从井身结构优化设计、抗高温钻井液体系优选、超深井井眼轨迹控制、超深井固井、提高钻井速度、安全优质施工等方面做了大量工作,高质量完成了钻探任务,为大港油田超深井钻探技术积累了成功经验。     

非常规井身结构在准噶尔南缘超深井的应用

准噶尔盆地南缘地区发育山前冲断带,属山前高陡构造。该地区预探储层埋藏深度大,最大埋藏深度达到7 400 m。常规的井身结构在南缘地区超深及复杂地质条件的影响下存在诸多问题,如不能完全封堵不同压力层系、无法安全钻达深部目的层,非常规井身结构有效地解决了这些难题。针对南缘地质特点,考虑非常规井身结构的优势,DF1井采用套管程序:508 mm×365.1 mm×273.1 mm×206.4 mm×139.7 mm的五开非常规井身结构,同时四开井段进行定向造斜。分析了DF1井非常规井身结构应用中遇到的工程问题,同时对DF1井非常规井身结构的使用效果进行了总结分析。总结认为,DF1井采用非常规井身结构一定程度上克服了复杂地质条件,实现不同压力层系的分隔封堵,获得了较高的机械钻速;该井在加深过程中出现严重复杂,主要原因是套管破损;DF1为新疆油田超深井非常规井身结构的设计与应用提供了宝贵经验。     

塔深1井非常规系列尾管悬挂器的设计与应用

塔深1井井深8408m，是亚洲第一垂直深井。该井井下条件复杂，Ф273．1mm、Ф206．4mm、Ф139．7mm三层套管固井都存在封固段长、环空静液柱压力大、施工泵压高、上下温差大、环空间隙小等难题，加之该井采用了非常规系列井身结构，需要应用特殊扣形的非常规系列尾管悬挂器，且要求适应小间隙条件、悬挂负荷大、抗温能力强。为此，研发了新型非常规系列尾管悬挂器，并改进固井工艺、优化固井设计、细化固井操作，保证了该井三层尾管固井施工的顺利完成，且固井质量合格，初步形成了适合塔河油田长封固段小间隙超深井的尾管固井技术，同时把我国特殊固井工具的研制和应用水平提升到了一个新的高度。     

川东北元坝区块井身结构优化设计

元坝区块是中国石化在川东北地区的重点勘探区块,由于气藏埋藏深,地质条件复杂,其钻井难度与风险极高。根据元坝区块的地质特点,针对目前井身结构存在的表层套管不能将低承压地层封固以及技术套管不能将高压层位完全封固的问题,对套管下深和套管尺寸进行优化,提出了非常规井身结构和水平井井身结构设计的优化方案,并对不同井身结构的特点进行了分析总结,认为非常规井身结构的大尺寸钻头进尺相对较小,有利于提高机械钻速,而水平井井身结构能提高元坝区块的单井产能。     

西部地区深井井身结构设计技术探讨

科学合理地确定井身结构及钻井液密度是深井超深井钻井的关键环节之一，其基础是准确建立地层孔隙压力、地应力、破裂压力、坍塌压力的钻前预测剖面。分析了西部地区目前深井井身结构的缺点和进行井身结构应考虑的问题，介绍了深探井井身结构的设计方法，并针对西部复杂地区的地层特点，建议采用3种增加技术套管的井身结构方案。塔河油田钻井实践表明，采用这3种井身结构方案后，深井机械钻速得到提高，钻井周期缩短，而且降低了钻井成本。     

顺北油气田超深井井身结构优化设计

随着顺北油气田勘探开发的不断深入,原有井身结构开始显现出钻井风险大、效率低等问题,亟需优化井身结构。为此,利用已钻井的测井资料,利用Drillworks 软件计算了地层的孔隙压力、破裂压力和坍塌压力,并结合已钻井的钻井资料和岩石力学试验结果对计算结果进行修正,得到了顺北油气田地层的三压力剖面,根据地层三压力剖面确定了地质工程必封点。根据地质工程必封点,综合考虑钻井技术水平和钻井完井要求,设计了5种井身结构,通过预测5种井身结构的钻井周期、钻井成本,对比优缺点,选用了四开非常规井身结构。顺北油气田超深井采用四开非常规井身结构后,机械钻速提高30%～40%,钻井周期缩短33～45 d,均顺利钻至目的层。这表明,顺北油气田采用优化后的井身结构,提高了钻井效率,降低了钻井风险。      

长封固段大温差固井技术研究与实践

当前油气勘探开发对象日趋复杂,深井超深井钻井数量增多,长裸眼、大温差、多套压力系统并存井给固井安全施工及质量保障带来严峻挑战,固井中易出现的超缓凝、固井质量差等问题,影响了深层油气资源的安全高效开发。针对深井长封固段大温差固井技术难题,研究水泥水化机理,结合水泥外加剂分子结构设计,开发出了适用于大温差条件固井的水泥浆降失水剂及缓凝剂,设计了适合不同温差范围的水泥浆体系。通过大温差水泥浆体系、高效冲洗隔离液、提高顶替效率、平衡压力固井、套管安全下入等方面先进适用技术的集成,形成了大温差固井配套工艺技术,在塔里木、西南、长庆、华北等油气田及海外中亚地区成功应用1100多口井,为简化井身结构、降低成本、提高固井质量提供了技术保障。随着勘探开发向深层和复杂地层的深入,大温差长封固段固井技术优势突出,应用前景广阔。     

顺北5号断裂带南部压力剖面建立及井身结构优化

顺北5号断裂带南部受断裂构造运动影响,钻井过程中普遍存在恶性漏失、钻井效率低等问题。为此,基于邻井成像测井资料和钻井资料,建立了漏失压力计算模型,得到了顺北5号断裂带南部地层的四压力（孔隙压力、破裂压力、坍塌压力和漏失压力）剖面;根据四压力剖面和钻井技术难点优化井身结构,将侵入体未发育区域原有的五开井身结构优化为四开井身结构,并减小井眼尺寸,缩短了钻井周期;针对侵入体发育区域,设计了地层承压能力强的非常规四开井身结构和缩小井眼尺寸的常规五开专封井身结构,提高了井壁稳定性。现场试验表明:所建漏失压力计算模型的预测准确性较高;应用常规五开专封井身结构后,复杂情况处理时效平均缩短 27.8?d,钻井周期平均缩短14.6%。研究和现场试验表明,顺北5号断裂带南部采用优化后的井身结构能够解决钻井过程井漏和钻井效率低的问题,可为复杂地层超深井井身结构设计提供技术借鉴。      

川西地区超深井钻井完井技术现状及攻关方向

川西地区油气资源丰富,但超深层海相碳酸盐岩地质条件复杂,钻井过程中面临纵向上压力系统多、井漏频发、井壁失稳垮塌、部分地层可钻性差、钻井风险高及钻井周期长等技术难点。通过近几年的技术攻关,研究形成了适用于川西地区的超深井钻井完井技术,主要包括超深井井身结构优化技术、钻井提速关键技术、防漏堵漏技术、高压低渗气层控压钻井技术、抗高温强封堵油基钻井液技术、超深高钢级套管开窗技术、控压平衡法固井技术和超深短尾管固井技术等,创造了多项钻井工程纪录,支撑了川西地区超深层油气资源的勘探开发。但目前仍然面临风险区域地质认识不足,恶性井漏治理难度大、部分难钻地层提速不理想和漏垮同存地层安全钻井配套技术不完善等技术难点,因此,提出下一步需在井身结构对策研究、钻井提速新技术新工艺试验、高效堵漏技术研究和地质工程一体化等方向进行技术攻关,以推动川西地区超深井钻井完井技术快速发展,实现川西地区深层油气资源的经济有效勘探开发。     

塔河油田深层侧钻水平井膨胀套管钻井完井技术

塔河油田奥陶系储层侧钻水平井受老井井身结构、地层及地质避水要求等的限制,需要提高造斜点至上部石炭系泥岩段地层,而该地层与奥陶系储层为2套不同的压力系统,因此如何有效封堵石炭系易塌地层,是高效开发该地区奥陶系剩余油的关键。采用膨胀套管充当技术套管封堵钻井复杂地层,通过优化井身结构及后续的钻井工艺,为解决塔河油田深层侧钻水平井钻井、完井难点提供了一套全新的方案。针对塔河油田φ177.8 mm套管深层开窗侧钻井的钻井、完井难点,通过深入分析研究膨胀套管管材和膨胀螺纹等关键问题,完善了深井膨胀套管的施工工艺和实施程序,探索出一套塔河油田深层侧钻水平井膨胀套管钻井完井技术。该技术在塔河油田现场试验3口井,开窗层位均位于石炭系地层,开窗点深于5 100 m,侧钻后在斜井段成功封堵裸眼复杂地层,实现了国产膨胀套管首次在裸眼定向井段的封堵应用,为钻井、完井中封堵复杂地层提供了新的技术手段。      

非常规井身结构中套管选用技术研究

在南海的高温高压深探井中,为了封隔开不同压力系数的地层需要使用非常规井身结构的套管．选择合适的套管尺寸系列需要考虑多种因素。以该地区的乐东22-1-7井为例,简单介绍了该井预测的压力温度剖面,初步设计了8个非常规井身结构预选方案．通过环空水力学计算和套管强度校核．最后确定了1个下8层套管的实施方案．详细介绍了采用该井身结构时的钻井配套施工技术。乐东22—1-7钻井实践证明该非常规井身结构可行。