定向井坍塌压力上限对钻井安全密度窗口的影响

一般钻井安全密度窗口通过计算坍塌压力与破裂压力确定,钻井液密度过低会引起井壁坍塌。实际钻井情况反映,钻井液密度超过坍塌压力上限也会造成井壁坍塌。结合井壁成像测井,分析了高密度钻井液下的井周应力状态,建立了σ_z'＞σ_r'＞σ_θ'模式的坍塌压力上限计算模型,推导得出了直井的解析表达式与定向井的数值计算方法。结果显示:不论直井或定向井,对于强度低于某一临界值的地层,以传统的破裂压力作为安全密度窗口的上限将会低估井壁失稳风险;地层强度临界值的大小取决于主地应力、孔隙压力、有效应力系数。对定向井而言,坍塌压力上限随井斜角和方位角变化的敏感性较高,沿水平最小地应力方向钻进的井眼坍塌压力上限较高;随井斜角增大,坍塌压力上限与破裂压力值逐渐趋于接近。研究结果可防范高密度钻井液引起的井壁损伤和井塌现象。     

窄安全密度窗口地层钻井起下钻井底压力瞬态波动规律

窄安全密度窗口地层压力敏感,钻井起下钻作业引起井底压力波动,易诱发溢流、井漏等井下复杂。
文章以一维瞬态流动模型,考虑井筒液－固两相介质,建立了起下钻井底压力瞬态波动理论模型,并通过数值模拟
研究了影响钻井起下钻井底压力瞬态波动的主要因素。研究表明,起下钻速度、井深、钻井液密度、起下钻深度是
影响井底压力波动的主要因素。起下钻速度、钻井液密度越大,井深越深,起下钻深度越深,起下钻作业引起的井
底压力波动越剧烈,压力波峰值滞后越严重。起下钻作业时,尤其在起钻的早期和下钻后期,应尽量降低起下钻速
度,以降低井底压力波动,保障井底压力处在安全密度窗口之内。     

海上复杂断块油田合理注水压力研究

合理注水压力是海上注水开发复杂断块油田控制地质性溢油风险的关键参数,根据复杂断块油藏特点制定合理注水压力,对实现海上复杂断块油田安全高效开发意义重大。文中重新定义了复杂断块油田合理注水压力,综合考虑地层破裂压力和断层临界失稳压力,利用渗流力学理论及数值模拟技术,研究出与"通海底"断层不同距离、不同注采关系下注水井的合理注水压力为15.9~22.4 MPa,并根据研究结果提出了注水井井位设计建议。该研究在渤海蓬莱油田注水管理中取得了较好的应用效果,可以为海上其他复杂断块油田的安全注水管理提供参考。     

海上油田井口安全注水压力研究

注水井最大井口注水压力主要与地层破裂压力、井深、沿程压力损失和水嘴压力损失有关,若井下注水压力超过地层破裂压力则会造成地层出现微裂缝,影响注水作业安全。在总结分析分层注水压力影响因素的基础上,确定了井口安全注水压力计算方法,并针对海上油田常用的4种注水管柱形式,开发了井口安全注水压力计算软件,该软件的推广应用对于指导海上注水作业、保障注水安全具有重要意义。     

深水油气田钻井安全密度窗口计算方法

近年来深水油气勘探发展迅速,与陆上及浅海区域的钻井相比,深水上覆岩层压力较低,容易发生漏失。另外,深水浅层泥页岩也容易发生水化坍塌。因此,深水钻井中要求提供更精确的安全密度窗口,以防止发生复杂事故。通过借鉴陆上与浅海地区钻井中的井壁稳定性分析方法,结合深水钻井自身特点,得出了深水钻井安全密度窗口计算方法,其中上覆岩层压力利用密度积分方法计算,孔隙压力可以利用测井数据根据Eaton法进行计算。针对深水浅部地层的特殊性,建立了塑性区半径评价法用于浅部地层坍塌压力计算,并且认为深水钻井中漏失压力等于水平最小主应力,钻井中将漏失压力作为允许使用钻井液密度的上限。根据上述计算方法可以得出深水钻井的安全密度窗口,为钻井工程提供参考。     

实现窄密度窗口安全钻井的控压钻井系统工程

控压钻井是目前世界上最先进的钻井技术之一,能够对井底压力进行实时精确的控制、解决现场遇到的井下复杂钻井问题;理论研究与应用实践均表明,它可以有效解决国内外普遍遇到的窄密度窗口安全钻井难题。为了更好的掌握和运用该技术,从宏观角度将控压钻井看作为一项较复杂的系统工程,既要保证系统内任一组成部分能够正常运转,又要提高系统内各部分之间的协调能力,从而发挥其最大效率。为此,提出了控压钻井系统工程（MPDSE）的概念--控压钻井系统工程就是将系统工程理论应用到控压钻井技术中的一种研究方法,其主要内容是研究系统内部各组成部分的精确设计,系统分析各组成部分之间的相互关系和内部地位,优化处理各组成部分之间的相互制约性,实现系统的最优化;进而运用综合集成法分析了控压钻井系统的研究步骤;最后还对控压钻井系统的基本框架进行了初步设计。结论认为：应以系统工程的方法对控压钻井技术进行研究,并且框架内的任一部分都关乎整个系统能否成功应用。     

实现窄密度窗口安全钻井的控压钻井系统工程

本文针对实现窄密度窗口安全钻井的控压钻井系统工程进行探究,先对控压钻井系统工程进行初步介绍,然后再介绍窄密度窗口安全钻井控压钻井系统工程的实施步骤。     

冀东油田复杂地层安全高效钻井技术研究

南堡凹陷是冀东油田的主力生油区,其馆陶组底部普遍存在两种复杂地层：部分强烈蚀变的玄武岩地层和胶结性极差的底砾岩地层。玄武岩地层的井壁稳定性和快速钻进问题以及底砾岩地层的快速钻进和钻头安全使用问题是直接影响钻井安全、效率和成本的重要问题。针对这一系列钻井问题,在对冀东油田大量的钻井、地质资料的深入理解的基础上,通过深入分析,提出解决这些复杂问题的一些措施,并通过理论或实践验证了其有效性。     

莺琼盆地高温高压窄安全密度窗口钻井关键技术

南海莺琼盆地高温高压井安全密度窗口极窄,部分井甚至无窗口,钻进过程中溢流、井漏、喷漏同层等复杂情况频发,多口井被迫提前完钻甚至报废。为解决窄安全密度窗口引起的钻井问题,经过多年的实践与摸索,通过优化套管下深拓宽安全密度窗口、薄弱地层挤水泥提高地层承压能力、使用小尺寸钻具显著降低循环压耗、优选抗高温弹性堵漏材料对诱导裂缝进行堵漏、使用纳米防漏隔离液及锰矿粉高密度水泥浆应对窄安全密度窗口固井漏失与压稳问题,形成一套针对高温高压窄安全密度窗口的钻井技术及配套工艺,详细探讨了各项技术原理及现场应用效果。南海西部莺琼盆地十几口高温高压探井的应用结果表明,该技术有效应对了井底温度高达212 ℃、地层压力系数超过2.30、窄安全密度窗口仅为0.04等恶劣井况,钻井复杂情况发生率得到显著降低,为类似窄安全密度窗口钻井提供借鉴。     

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。      

建南地区克服窄安全密度窗口的钻井技术

为解决江汉油田建南地区严重的井漏问题与提高钻井堵漏成功率,特别是深井加重钻井液＂窄＂安全密度窗口的堵漏成功率及地层承压能力技术水平,提出优化井身结构、利用测漏仪准确测定漏层、在多个漏失层井中采取钻一层堵一层、根据地层裂缝大小来选择合适的堵漏材料、堵漏工艺上采用桥浆＋水泥堵漏并适当蹩压、采用高密度随钻堵漏浆钻进压力高而承压能力低的地层、固井前采用非渗透抗压处理剂提高承压等堵漏技术措施,以克服＂窄＂安全密度窗口的堵漏难题。现场实践证明采用上述措施,堵漏效果较好。     

海上油田复杂地层钻井液技术研究

海上油田的开采难度大,地下断层较多,地形结构比较复杂,为此,很多研发机构都在积极完善钻井液技术,提供更有效的方法提高海上油田的开采率。因此,针对海上油田复杂地层钻井液技术的研究进行简要分析。     

海上压力控制钻井施工关键技术

本文对海上压力控制钻井工作展开讨论,希望对相关问题有所帮助。     

深水高温高压气田窄压力窗口地层钻井安全概率区间

为了在钻前阶段对待钻井的风险概率进行定量评估,以南海西部莺琼盆地某高温高压气田古近系黄流组实测地层孔隙压力和破裂压力为样本,基于Mode-C模型建立地层孔隙压力、破裂压力当量密度的概率密度函数,进而确定不同方位、井斜角的定向井在窄窗口地层的钻井安全概率。研究结果表明:①该气田黄流组储层段地层孔隙压力、破裂压力当量密度频率分布形态均为左偏态,地层孔隙压力当量密度低于2.28 g/cm³的概率约为85%,破裂压力当量密度低于2.30 g/cm³的概率约为15%;②对于直井而言,采用常规钻井手段维持井底压力当量密度为2.25～2.35 g/cm³、波动幅度为0.1 g/cm³,有60%的概率能够实现安全钻井,若采用控压钻井技术将波动幅度控制在0.02 g/cm³以内,则有85%的概率能够实现安全钻井;③对于井斜角为45°的开发井,维持井底压力当量密度为2.23～2.33 g/cm³、波动幅度为0.1 g/cm³,则有45%的概率能够实现安全...     

海上压力控制钻井施工关键技术

本文对海上压力控制钻井技术的产生与应用进行了介绍,并对这项技术首次在我国海上油田应用所获得的创新性成果进行了阐述,对同类油田的勘探与钻井作业等具有相应的指导作用。     

深水高温高压气田窄压力窗口地层钻井安全概率区间

为了在钻前阶段对待钻井的风险概率进行定量评估,以南海西部莺琼盆地某高温高压气田古近系黄流组实测地层孔隙压力和破裂压力为样本,基于Mode-C模型建立地层孔隙压力、破裂压力当量密度的概率密度函数,进而确定不同方位、井斜角的定向井在窄窗口地层的钻井安全概率。研究结果表明：①该气田黄流组储层段地层孔隙压力、破裂压力当量密度频率分布形态均为左偏态,地层孔隙压力当量密度低于2.28 g/cm3的概率约为85%,破裂压力当量密度低于2.30 g/cm3的概率约为15%;②对于直井而言,采用常规钻井手段维持井底压力当量密度为2.25～2.35 g/cm3、波动幅度为0.1 g/cm3,有60%的概率能够实现安全钻井,若采用控压钻井技术将波动幅度控制在0.02 g/cm3以内,则有85%的概率能够实现安全钻井;③对于井斜角为45°的开发井,维持井底压力当量密度为2.23～2.33 g/cm3、波动幅度为0.1 g/cm3,则有45%的概率能够实现安全钻井,若采用控压钻井技术将波动幅度控制在0.02 g/cm3以内,则有75%的概率能实现安全钻井;④对于井斜角为90°的水平井,维持井底压力当量密度为2.18～2.28 g/cm3、波动幅度为0.1 g/cm3,则有30%的概率能够实现安全钻井,若采用控压钻井技术将波动幅度控制在0.02 g/cm3以内,则有55%的概率能够实现安全钻井;⑤所提出的方法仅适用于区域上的整体预测,并不适用于具体待钻单井的风险预测;⑥对具体单井而言,需要根据钻前地震、地质资料、邻井的钻井/测井/录井资料、目标井随钻测井/录井数据,采用中途VSP地层层速度反演技术及随钻前视技术,动态预测下部关键层深度和压力窗口,实时优化井身结构,调整套管下入深度,以实现钻井安全概率的大幅度提升。     

深水浅层钻井液安全密度窗口研究

深水浅层钻井液安全密度窗口窄,给深水浅层钻井设计和工程安全带来极大挑战。根据深水浅层地层特征,运用四参数流变模型进行了波动压力计算,在此基础上考虑深水浅层隔水管安全余量和浅层地质灾害安全余量建立了深水浅层钻井液安全密度窗口确定方法。以我国南海莺琼盆地YC1井为例,计算分析了深水浅层钻井液安全密度窗口变化规律,结果表明隔水管安全余量、浅层安全余量对深水浅层钻井液安全密度窗口影响较大。根据上述结果,提出了利用双梯度钻井技术(DGD)解决钻井液安全密度窗口窄的方法,可为深水钻井设计提供参考。     

海上气田压力衰竭储层长水平段安全钻井控制技术

南海西部海域东方某气田Y平台采取浅层大位移水平井模式开发莺歌海组二段浅部气藏,储层埋深在井深1300m左右,最大水平位移为3783 m,最高水垂比为2.73。该气田经过十几年的开采,储层存在一定程度压力衰竭。同时,Y平台水平段穿过断层,钻进期间漏失风险高。在前期的一些开发井作业中,储层段钻进时曾多次发生井漏等复杂情况。因此,针对以往开发难题和结合Y平台的地层特点,进一步改良屏蔽暂堵无固相钻井液体系,配套环空ECD实时监测与精细控制工艺,成功解决了该区域储层漏失难题。Y平台实施的5口井提效显著,φ215.9 mm水平井段平均机械钻速为77.27 m/h,创造了东方区域类似浅部气藏大位移水平井的作业纪录。储层保护效果好,测试产量超油藏配产25%。      

我国海上油田欠平衡钻井可行性研究

欠平衡钻井在国内外陆地油田已得到了广泛的推广和应用,可有效提高油气田开发效益。由于作业环境特殊,欠平衡钻井技术在海上油田的应用受到限制,但国外已有上百口井成功的先例。我国虽有利用旋转控制头等欠平衡钻井关键设备解决浅海钻井井漏问题的探索实践,但还没有实现真正意义上的“欠平衡钻井”。文中分析了在我国海上油田实施欠平衡钻井的可行性。针对渤海某油田具体实例,尝试进行了海上欠平衡钻井工艺设计。     

海上油田钻井学习曲线模型的建立

陆上油田钻井学习曲线模型仅考虑了井深的影响,对于海上油田复杂定向井井型不适用。通过分析研究钻井工期的影响因素,引入了定向井难度系数,对陆上油田钻井学习曲线进行了修正,并推荐了渤海及南海东部油田定向井难度系数对钻井工期影响的修正系数,建立了海上油田钻井学习曲线模型。算例分析表明,该模型预测精度高,可为海上油田钻井工期设计和进度安排以及钻井作业费用的精确预算提供参考依据。