龙岗地区复杂压力层系下非常规井身结构设计与应用

在龙岗地区的油气勘探开发过程中,传统的5层井身结构设计无法安全应对三高（高温、高压、高含硫化氢）、多压力层系和压力不确定性强等地质风险。以地层情况和相关压力信息为依据,结合现场实际,对油管、生产套管和完井管柱的设计,地层压力体系和必封点的分析,6层套管层次的优化以及小间隙下抽吸压力和激动压力的校核等问题进行了深入的研究,并据此设计了龙岗西部超深井和复杂压力层系下的非常规井身结构方案。从2008年至今,该方案先后在龙岗61井、龙岗62井、龙岗63井和龙岗68井成功实施,从而进一步提高了龙岗地区在钻完井过程中对地质风险的预防和控制能力。非常规井身结构设计适应了超深井以及复杂多压力层系下三高气井的生产要求,为四川盆地油气勘探提供了可靠的钻井安全保障,在川渝等复杂地区的勘探开发中将会得到进一步推广和应用。     

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。     

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。      

川渝地区超深井钻完井技术新进展

中国石油川渝地区勘探开发已由上二叠统—三叠系向更深的下二叠统—震旦系转移,区域向川中古隆起外围、川西下二叠统、川东寒武系进行战略拓展,地质条件愈加复杂,超深井的多压力系统、可钻性差、超高压超高温、高含硫等难题给钻完井工程带来巨大挑战。通过技术攻关,形成了集井身结构优化、个性化钻头、优质钻完井液、深井水平井钻井、精细控压钻井、特殊取心等技术为一体的超深井钻完井技术,为安岳气田龙王庙组资源快速转化、二叠系和泥盆系资源重大发现提供了强有力的技术支持,加速了川渝地区深层油气藏勘探开发进程。     

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。     

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。     

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。      

渤海渤中区域深井井身结构优化

深井钻井需要考虑对不同压力层系和复杂地层封隔,井身结构是确保钻井作业优快钻达目的层的重要影响因素。以渤中区块深井为例分析了井身结构优化设计过程,通过渤中区域深层地质分析和随钻测井实时数据,基于多源数据融合技术对钻前压力预测模型不断实时更新,得到较为精确的钻前孔隙压力,再根据地质特点、井控、三压力剖面等因素对井身结构进行优化设计,通过减少技术套管的层数、优化套管下深,将原六开井身结构优化为五开,形成一套适合该区域的井身结构。该技术可以在保证钻井安全的前提下,有效地规避作业中可能出现的复杂事故,以达到缩短钻井周期和提高机械钻速的目的,也可以为后续海上深层钻井作业井身结构设计提供参考。     

四川盆地深层碳酸盐岩钻完井技术实践与展望

四川盆地的油气资源勘探开发正在向着更深的层位进军,深层碳酸盐岩气藏深井超深井的多压力系统、可钻性差、超高压超高温、高含硫等诸多难题给钻完井工程带来了巨大的挑战。为了保障该盆地深层碳酸盐岩油气资源勘探开发的顺利进行,立足现场实践与技术攻关相结合的总体思路,"十三五"期间安全快速地完成了诸如双鱼石构造双鱼X133井等一批井深8 000 m左右的超深井,深井超深井钻完井配套技术试验攻关取得了重要进展。获得的成果包括:①非标准井身结构优化,配合精细控压、承压堵漏等技术的应用,奠定了优快钻进、安全钻达地质目标的基础;②全面优选推广使用高效、个性化PDC钻头,有效地提高了难钻地层平均机械钻速;③研发应用的抗200℃高温、抗复合盐水等钻井液及主动承压堵漏技术,有效地减少了高温、高压盐水、井漏等复杂地层钻进的井下复杂情况;④精细控压钻井及精细控压固井技术应用于窄密度窗口、多压力系统、压力敏感性地层,平均钻完井液漏失量下降90%以上,复杂处理时间缩短85%以上,固井质量合格率提高20%以上;⑤集成应用的气体钻井等提速技术和工具,使得钻井周期和成本均大幅度缩减。结论认为,该试验攻关成果已基本支撑了四川盆地...     

准噶尔盆地南缘下组合超深井钻井技术研究与应用

准噶尔盆地南缘下组合勘探程度低,针对井身结构设计难度大,钻井液体系不完善,钻井提速难度大等难点,为了确保独山1井的顺利实施,利用地震资料建立了地层压力剖面并结合地层情况,确定了四开备五开的井身结构方案;通过室内试验研究,形成了抗高温高密度钻井液体系;利用测井资料建立岩石力学特性剖面,优选出高效钻头序列。实钻结果表明,独山子背斜纵向上存在多套异常高压地层;抗高温高密度钻井液体系能够满足下组合安全钻井的需要;PDC钻头提速显著,全井平均机械钻速达到2.28m/h。独山1井的钻探为准噶尔盆地南缘下组合的勘探积累了宝贵的经验。     

塔河油田钻井完井技术进步与展望

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏具有油藏埋藏深、温度高、压力高和普遍含H₂S等特点,钻井过程中存在井漏、缩径、井塌、钻井周期长和井控风险大等技术难题,为此开展了钻井完井技术攻关与实践,历经安全成井、优快钻井和高效钻井等3个技术阶段,形成了以井身结构优化和优快钻井技术为核心的深井超深井钻井完井技术,为塔河油田快速上产提供了有力支持,也促进了中国石化深井超深井钻井完井技术的进步。近年来,随着塔河油田勘探开发转向深层和外围,钻井完井的难度更大,更加需要以深部油气藏效益开发和超深井安全高效钻井为核心开展技术攻关与试验,以满足深部油气藏高效开发的需求,并推动中国石化超深井钻井完井技术持续进步。      

中国石油深井、超深井和水平井钻完井技术进展与挑战

深层、超深层和非常规成为我国油气勘探开发的重要增储上产领域,“十三五”以来,工程技术围绕“五油三气”六大盆地勘探开发重点和高温高压、窄密度窗口等钻井提速难点,通过持续攻关,取得了一大批技术成果。深井、超深井、非常规水平井钻完井关键技术快速发展,形成了以非常用井身结构优化、安全高效优快钻井、抗高温钻井液、精细控压钻完井、膨胀管等为核心的关键技术,成功实施了一批标志性超深井的钻探作业。研制了大功率顶驱、一体化地质导向系统、绿色经济储层改造等装备工具,研发了耐高温高性能井筒工作液、高效防漏堵漏材料等核心助剂,加快了非常规油气资源的低成本、规模效益开发。深井钻深能力突破9000m,水平井水平段长度突破5000m,一趟钻进尺最长3700m,部分指标比肩北美,助推了塔里木富满、四川双鱼石、大庆古龙等大型油气田的发现与开发,为提高油气资源开发力度和效益提供有力的工程技术支撑。随着油气勘探开发不断推进,钻井面临的工程地质风险、新的挑战仍然不断出现,还需进一步开展地层压力精确预测、井身结构优化拓展、井眼轨迹控制、抗高温工作液体系、高效破岩与提速工具、地质工程一体化等攻关研究,以实现钻井关键技术与装备的不...     

准噶尔盆地南缘冲断带——呼探1井超深井钻井方案优化

呼探1井是中石油股份公司2019年在在准噶尔盆地南缘山前部署的一口重点风险探井,勘探意义十分重大。该井设计井深7 280 m,存在井身质量控制困难、钻井提速难度大、喷漏风险并存、钻井液和水泥浆性能维护难度大、固井质量难以保证等钻井技术难点。为此,根据该井所钻遇地层的特点,充分考虑预探井风险,在保证钻井安全的前提下,兼顾井身质量、效率、经济等因素,剖析邻井资料,与地质紧密结合,充分考虑钻井存在的风险,确定了五开井身结构,采用主动防斜技术、PDC钻头及辅助工具试验的强化、钻具组合采用"螺杆+MWD+PDC钻头"复合钻井技术,提高钻井速度;优化完善钻井液体系,采用油基钻井液体系以有效应对钻井过程中可能存在的各种复杂情况;针对固井难点,提出四开随钻扩眼,以提高窄环空间隙的顶替效率,五开采用抗高温的水泥浆体系以确保固井质量,为今后超深井设计提供理论参考。     

元坝地区超深井井身结构优化及应用

元坝地区钻井存在地质条件复杂、钻井难度大、不确定因素多等难点,井漏和溢流的频发层位集中在自流井组和上沙溪庙组。针对该地区前期井身结构存在表层套管和技术套管下深浅、裸眼段地层相互制约等问题,进行了超深井井身结构优化设计,优化了套管层次,选择了合理的必封点,增大了一开、二开和三开套管下深,增加了下部地层套管尺寸。优化后的井身结构不但能够有效封隔复杂层位,而且为空气钻井等新技术的应用和后期产层的高效开发创造了有利条件。现场应用表明,井漏由原来的平均每井4.4次减至1.9次,溢流由平均每井1.6次减至0.4次,空气钻井平均进尺增加51.26%,平均钻速提高64.3%。井身结构优化后,钻速提高,钻井周期缩短,满足了元坝地区超深井安全高效钻井的要求。      

强化现场跟踪 把控钻井动态 助推南缘勘探新发现

正准噶尔盆地南缘地区地质条件复杂,钻井难度大。自2003年钻探下组合开始,钻井科研人员始终在南缘超深井钻井技术中寻求突破,先后上钻的高泉1井、独山1井、大丰1井相继失利后,对超深井钻井技术提出了更高的要求。新疆油田公司工程技术研究院钻井工程所科研人员始终秉持着"山无最高,路无尽头"的科研精神,坚     

克拉苏构造带博孜1区块复杂超深井钻井完井关键技术

克拉苏构造带博孜1区块复杂超深井钻井完井存在上部巨厚砾岩层钻速低、钻井周期长、固井质量差、钻井安全风险高等技术难点.为解决这些技术难点,结合区域地质特征,通过理论分析优化了井身结构,优选了系列钻井提速技术、提出了组合式盐底卡层技术,制定了一系列防漏堵漏技术措施和固井技术措施,形成了克拉苏构造博孜1区块超深井钻井完井关键...     

塔深1井非常规套管下入技术

塔深1井设计井深8000 m,且所钻油藏岩性复杂,为确保该井顺利完钻,决定在?311.15 mm井眼下入?273.05 mm套管,为钻遇不可预见的复杂情况预留井径。刚度大、间隙小、重量大是该套管串下入的难点。通过优化设计钻井施工方案,优选钻具组合,使用随钻监测工具以及应用各种安全防护措施,保证了井眼畅通,减小了套管串在下入过程中的遇阻力,增加了设备安全系数,最终将该层套管安全顺利下送到位,实现了通过下非常规套管技术增加一级井身结构的设计,为后续深部地层可能钻遇的复杂情况预留了调整空间,为安全顺利地完井奠定了坚实的基础。该技术的成功应用也为其他超深井增加井身结构的级别提供了经验。     

元坝地区复杂深井新型井身结构与应用

针对元坝地区传统井身结构方案井控能力差、机械钻速低、事故复杂时效高以及钻井风险大的不足,在对比分析国内外深井井身结构特点的基础上,研究了突破元坝地区复杂深井钻井瓶颈的井身结构系列。形成了元坝地区复杂地质条件下套管下深的确定方法,提出了适用于元坝地区复杂地质特征的新型井身结构系列——"508mm-406.4mm-298.4mm-219.1mm-168.3mm-120.6mm-裸眼"。元坝22井应用表明,新型井身结构系列达到了预期设计目的,钻井事故与复杂时效降低53.15%,钻井周期缩短20.91%。新型井身结构系列有助于增强元坝地区复杂深井的钻探能力,缩短钻井周期,也为我国深井超深井套管尺寸选择提供更多余地,是我国复杂深井井身结构系列的重要补充和发展,对提升我国复杂深井钻井技术水平获得更好经济效益具有十分重要的现实意义。     

川西地区复杂超深井钻井技术

四川盆地川西北地区超深井普遍存在多压力系统,多套管必封点,大尺寸井眼长,局部地层可钻性差、研磨性强,深部地层高温、高压、高含硫和窄安全密度窗口等技术难点,井下易发生溢、漏、垮、卡多种复杂及故障,钻井速度慢,整体钻井周期长,严重影响深层高产气藏的效益化勘探开发。研究人员通过开展井身结构优化与高效承压堵漏技术的研究攻关,拓展形成适用于四川盆地川西地区超深井钻井的非标井身结构1套,发展出以“个性化钻头+长寿命井下工具+优质钻井液体系+精细控压钻井”为核心的超深井钻井提速提效综合技术,建立了川庆钻井工程技术信息一体化系统,实现了川西北地区复杂超深井钻井速度成倍提高,井下复杂和故障得到有效控制,钻井周期大幅缩短,大大加快了四川油气田川西地区深层气藏的整体勘探开发进程,对国内其他类似地区深井超深井钻井具有良好的借鉴意义。     

深层海相气井井身结构优化及应用

针对于南方海相深层油气钻探过程中储层埋藏深、压力高、钻井难度大的特点,对国内外井身结构应用进行了分析,结合深井井身结构设计方法,重点讨论了井身结构的优化思路及应用效果,优化了井身结构的套管尺寸及增加套管层次,达到提高综合钻井速度,加快勘探步伐的效果。