苏里格气田大位移水平井钻井液技术

苏里格气田安定组、直罗组、石千峰组和石盒子组泥岩地层易发生严重井壁垮塌,且因水平位移大、水平段长、井眼小易导致井眼清洁与润滑问题。针对苏里格气田的地质构造、岩层特性和水平井的井身结构特点进行了研究,对石盒子泥岩地层取样做了全岩矿物分析和黏土矿物分析,找出了影响井壁稳定的原因。针对苏里格地区地质特点、井身结构及保护油气层的要求,系统地分析了水平气井施工的钻井液技术难点,提出分地层采用不同的钻井液体系,并对钻井液处理方法与钻井施工的技术措施进行了阐述。4口高难度水平井的安全施工表明,苏里格气田大位移水平井钻井液技术能满足该地区大位移水平井施工的需要,可为高效开发苏里格气田钻井施工提供支持。     

苏里格气田苏59区块二开结构水平井钻井液技术

针对苏59区块二开结构水平井钻井施工中出现石盒子组盒8以及山西组山1泥页岩地层易垮塌、井底温度高及裸眼段浸泡时间长井壁稳定性问题突出等技术难题,通过使用交联剂（WXCD-2）,配合杀菌剂（CJSJ-3）,将钻井液抗温能力逐步提升到130℃,解决了该区块钻井液体系抗温能力不足,高温增稠的问题;引入封堵防塌剂（FT-401）,提高了钻井液体系对地层微裂缝的封堵能力,满足了深水平井井壁防塌要求。2023年该区块施工11口二开结构水平井钻遇泥岩井壁稳定,起下钻及下完井管串顺利。     

苏里格气田水平井快速钻井技术

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧,属于大型陆相砂岩岩性圈闭气藏,是我国迄今为止已发现的开发难度最大的低渗透率、低压力、低丰度的“三低”大型气田。气田开发模式历经直井、定向井再到水平井,但钻井周期长、建井综合成本高一直严重制约着该气田的经济有效开发。为此,中国石油长庆油田公司针对如何提高钻井速度、降低钻井成本等一系列难题,开展了多年的探索、攻关与实践,最终形成了以井身结构优化、PDC钻头个性化设计、井眼轨迹优化与控制,以及钻井液体系优化［斜井段应用复合盐钻井液、水平段应用无土相暂堵钻（完）井液］等为核心的水平井快速钻井配套技术。2010年至今,该技术已经在该气田240余口水平井上规模推广应用,平均钻井周期由以前的90.2 d缩短至67.1 d,平均砂层钻遇率达到了81%,取得了显著的技术经济效益,成为苏里格气田经济有效开发的主体技术之一。     

苏里格气田水平井整体开发钻井技术

为有效开发苏里格气田低孔、低渗、低产的气藏,引进了水平井整体开发的新模式并进行了相关技术研究和应用。从水平井的设计着手,对该技术的井身结构、钻具组合、导向钻井技术、PDC钻头个性化设计及推广应用、钻井液技术、摩阻扭矩控制技术、油气层保护技术等关键要素进行了研究,同时进行了6口井的现场试验。试验结果表明,试验井产量是普通定向井或直井的3倍多,能极大地提高油藏的动用程度,提高油气藏开发利用率和采收率。水平井整体开发的成功实施为苏里格气田提高油气藏综合开发效益提供了一套全新的技术路线,也为今后该技术的推广应用积累了丰富的经验。     

BH-NAT钻井液在苏20-17-16H井的应用

通过BH-NAT钻井液首次在苏里格气田苏20-17-16H井的成功应用,解决了二开定向井段易发生严重漏失以及水平段钻遇大段泥岩易垮塌问题,满足了敏感储层和环境保护要求严格的井的施工.现场应用表明,该钻井液配方简单、维护方便、选用处理剂品种少,体系抑制防塌性较强,应用过程无需使用磺化类及分散性处理剂,可控成本潜力大;抗污染能力较好,使用过程无气泡,不黏糊振动筛,不存在跑浆问题,净化设备的使用情况优于同区块其它钻井液体系;钻井液携砂及润滑性良好,岩屑代表性好;对于该区块施工的水平井,二开采用φ215.9 mm钻头,可以提高机械钻速,降低钻井综合成本.     

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。     

水平井钻井液的特殊要求及国内简况

水平井和大斜度井对于钻井完井液在摩阻控制、井眼净化、井壁稳定、防漏堵漏以及保护储层等五个方面有着特殊要求.我国水平井所用钻井液类型以水基体系为主,但其组分中都混有3～60%不等的油类,并配合以微珠、SN-1、FRH、SR-8501等有效的润滑剂,较好地解决了降摩阻等难题,并从钻井液工艺着手,解决井眼净化、防漏等问题,但有待于进一步研究.     

苏里格气田致密气藏水平井优快钻井技术

苏里格气田致密气藏水平井钻井时存在机械钻速低、地层井漏坍塌漏并存、钻井周期长等问题。为此,在分析钻遇地层情况和钻井技术难点的基础上,开展了"工厂化"水平井钻井模式优化、"高效PDC钻头+大功率螺杆"激进参数钻井技术、不同偏移距井眼轨迹控制模式优化和强抑制低密度CQSP-4防塌钻井液分段优化等研究,形成了苏里格气田致密气藏水平井优快钻井技术。2019年苏里格气田应用致密气藏水平井优快钻井技术完钻56口井,平均机械钻速12.76 m/h,钻井周期39.12 d,建井周期52.20 d,较2018年平均机械钻速提高了23.16%,钻井周期缩短了23.71%,建井周期缩短了16.02%。研究与应用表明,苏里格气田致密气藏水平井钻井关键技术提速效果显著,为苏里格气田致密气藏高效开发提供了技术支撑。     

苏里格气田水平井快速钻井技术研究与应用

高钻井成本与低产出之间的矛盾一直制约着苏里格气田的有效开发。分析了苏里格气田水平井快速钻井配套技术,通过对井身结构优化、上直段防斜打快、导向PDC钻头个性优化、长半径水平井剖面优化、大斜度探顶入窗轨迹控制和分段钻井液体系优化与技术集成,钻井速度明显提高。2009年以来,累计在80口井进行应用．平均钻井周期由74．36d缩短至45．87d,最短钻井周期为23．25d,最长水平段达到了2606m。     

强絮凝钻井液在苏里格气田的试验应用

随着国家环境保护工作的进一步深入,地面泥浆池进行钻井液净化处理的方式将会被彻底取消,这就要求钻井液必须进行罐式循环。为提高罐式循环的钻井液净化效果、维持良好的钻井液性能参数,保障井下施工安全顺利,研制出了适合苏里格气田钻井现场用快速絮凝的强絮凝处理剂,并确定了强絮凝剂钻井液的配方。室内实验表明,在20 s的时间内,该钻井液能快速对浓度为100 kg/m3的膨润土浆进行有效絮凝沉降,使固液分离、实现净化目的,满足了钻井现场罐式循环钻井液净化的需要。该钻井液在S47-8-66H2井进行了现场试验应用,试验井段长1800 m,平均机械钻速为27.42 m/h,与2014年苏里格水平井直井段平均机械钻速23.00 m/h相比,提高了19.22%;该钻井液在罐式循环中成功地实现了良好净化,为苏里格气田钻井现场岩屑不落地的环境保护工作提供了很好的借鉴作用。      

水平井裸眼分段压裂工艺在S20-17-15H井上的应用

水平井压裂工艺技术作为提高低渗气层的技术措施,在苏里格地区逐步应用,以S20-17-15H井为例,针对苏里格储层特点,分析了水平井裸眼分段压裂改造的技术难点及采取的技术措施,从裂缝分段优化、压裂液体系及支撑剂的选型、压裂规模等详细阐述了应用情况,为下步苏里格地区水平井压裂改造提供参考数据。     

苏里格气田苏20区块气水分布规律

苏里格气田苏20区块储层非均质性强,气藏气水分布的复杂性严重影响了气田产能建设效果,且随着勘探开发的不断深入,井位部署逐渐由富气区向外扩展,新完钻井投产后效果差,产水严重。因此开展气水分布规律研究已成为提高该区块产建效果的基础。在区域水化学分析、测井气水层识别、区域地质背景综合分析的基础上,对苏20区块气水的分布规律进行综合研究后认为:①气藏气水关系复杂,无统一的气水界面;②研究区垂向上表现为下气上水,下二叠统山1段基本不含水,从下二叠统盒8下亚段2层→盒8下亚段1层→盒8上亚段的地层水逐步增多;③从成藏要素分析,表明苏20区块富水与其生烃强度、构造位置和天然气的运移密切相关;④地层水根据其成因差异可以分为低部位滞留水、透镜状滞留水、孤立透镜体水3种类型,研究区内主要为透镜状滞留水类型。     

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为提高整体开发效率，在长庆气田苏里格区块应用了水平井钻井技术。文章根据两口水平井的施工情况，总结了适合苏里格气田的水平井的井身结构、轨迹控制以及气层屏蔽保护方面的工艺技术，找出了水平井开发技术的创新点和存在问题，为以后高效开发低渗透油气田提供技术依据。     

苏里格气田苏2O区块气水分布规律

苏里格气田苏20区块储层非均质性强,气藏气水分布的复杂性严重影响了气田产能建设效果,且随着勘探开发的不断深入.井位部署逐渐由富气区向外扩展,新完钻井投产后效果差,产水严重.因此开展气水分布规律研究已成为提高该区块产建效果的基础.在区域水化学分析、测井气水层识别、区域地质背景综合分析的基础上,对苏20区块气水的分布规律进行综合研究后认为:①气藏气水关系复杂,无统一的气水界面;②研究区垂向上表现为下气上水,下二叠统山1段基本不含水,从下二叠统盒8下亚段2层→盒8下亚段1层→盒8上亚段的地层水逐步增多;③从成藏要素分析,表明苏20区块富水与其生烃强度、构造位置和天然气的运移密切相关;④地层水根据其成因差异可以分为低部位滞留水、透镜状滞留水、孤立透镜体水3种类型,研究区内主要为透镜状滞留水类型.     

低渗透气田水平井钻井(完井)液技术

针对低渗透气田平井钻井过程中的井壁稳定、钻头泥包、及保护储层技术难题,室内研发了用于斜井段的双钾盐聚合物钻井液体系和用于长水平段配合裸眼完井工艺特点的无粘土低伤害暂堵钻井(完井)液体系,并在长北气田20余口分支水平井成功应用.结果表明,斜井段易塌层平均井径扩大率低于20%,244 mm技术套管均安全顺利下达窗口,这种尺寸套管及其下深在长庆油田尚属首次.水平段安全顺利钻过2 245 m水平段分支,裸眼完井并直接气举投产,获得无阻流量超过200×104 m3/D的单井高产,创造了长庆气田新纪录,保护储层效果明显.     

川渝东部气田复杂深井水平井钻井液工艺技术

川渝东部气田的地质倾角大、多压力系统并存、压力系数高、天然气中含高浓度硫化氢.针对该地区的地层特点,天东97X井采用高抗硫聚合醇-钾聚磺钻井液钻井.现场应用结果表明,该钻井液性能稳定,具有一定的防塌性、剪切稀释性和润滑防卡性能,并且具有悬浮携岩能力和抑制造浆能力强、高温稳定性好等特点,较好地解决了该井岩屑床的形成、微裂缝发育地层的防塌和大斜度井中起下钻摩阻大时的防卡难题,满足了该气田复杂水平深井钻井需要.     

普光气田超深水平井钻井液工艺技术

普光气田地处大巴山区,地貌复杂,开发难度极大.该地区经过定向井施工实践后,为进一步提高采收效率,布置了一批超深水平井.三开定向及水平段地层极不稳定,易发生坍塌和漏失,尤其是产层的防漏堵漏问题突出,对钻井液工艺技术要求高.为了顺利施工,选用聚合醇-聚磺钻井液,并在钻井过程中,采取了防盐膏层溶解及塑性变形技术,预防岩屑床形成及其破坏技术、防塌工艺技术、润滑防卡工艺技术及H2S防护技术.该套钻井液工艺技术具有抑制性强、防塌效果好、高温稳定性强、维护周期长、流变性和润滑性好、井径规则、携岩能力强的特点,加上钻井液的固相控制好,膨润土和固相含量均被控制在设计低限,钻井液的剪切稀释性强、触变性好,从而保证了井眼清洁、起下钻及完井作业的顺利进行.     

苏里格气田欠平衡及小井眼钻井技术

针对苏里格气田所处特殊地理位置,为实现低成本、有效开发的目的,因地制宜地开展了井身结构优化、天然气欠平衡钻井和小井眼泥浆钻井技术等试验研究,取得了较好的阶段性成果,为继续深入开发该气田提供了有益的参考.     

苏里格气田水平井段内精细分簇压裂技术研究与应用

暂堵压裂作为一项实现封堵老缝、造新缝、增大泄流面积的关键技术,已成为长庆油田老井稳产、新井提产的主体技术,具有效率高、成本低、见效快等技术优势。借鉴油井直井、定向井暂堵转向压裂的技术优势,结合长庆苏里格气田水平井固井完井桥塞分段压裂工艺技术特点,开发一种满足长庆苏里格气田储层特点及工艺需求的自降解暂堵剂,形成水平井段内无工具精细分簇改造技术。通过对段内已改造簇的人工裂缝及缝口进行封堵,使井筒升压,开启新簇裂缝,且在新簇的改造过程中,暂堵材料必须保证足够的强度对已改造簇持续封堵,待单段改造结束后暂堵材料开始自降解,提高了簇的开启和改造程度,实现簇间暂堵无工具精细化改造的目的。该技术现场试验效果显著,测试无阻流量是常规直井、定向井的９倍左右,是水平井平均无阻流量的 ２倍以上,单井产量明显提高。