缅甸M区块推覆构造复杂地层钻井工程实践

缅甸M区块属于三次推覆体构造,在钻井过程中存在着井壁坍塌严重、地层孔隙压力高达2.38 g/cm3、软泥岩缩径严重等技术难题。以RM19-3-1井为实例,从地层孔隙压力预测,井身结构优化设计,新型钻井工具、配套钻井设备研制等方面入手,开展了提高推覆构造地层机械钻速机理研究,通过采取浅部油气层井控技术措施、推覆体地层防塌技术措施、软泥岩钻井工艺、高密度钻井液工艺、高密度水泥浆固井工艺、井斜控制技术措施、加重剂回收工艺等措施,使RM19-3-1井的机械钻速比同类井提高了20个百分点。推覆体构造钻井工程实践表明,地层压力预测、井身结构、钻井工具和钻井液等是制约钻井速度的主要因素,该研究为以后在这种多次推覆构造复杂地层进行钻井施工提供了较好的借鉴。     

鄂东致密气小井眼水平井优快钻井技术

鄂尔多斯盆地东缘致密气藏水平井普遍水平段较长,且钻进中存在平均机械钻速低、井壁稳定性差、易塌易漏等问题.通过分析地层特点、老井钻井相关资料,开展了提高地层三压力预测精度与井身结构优化、高效钻进钻具组合优化、钻井液分段优化等优化分析,解决了小井眼水平段机械钻速慢,钻井质量不佳的难题,形成了鄂东致密气小井眼水平井优快钻井技...     

玉北地区深井快速钻井技术

玉北地区是中国石化西部地区的重点勘探开发区域,玉北1井在奥陶系鹰山组地层钻遇良好油气显示,但该地区古近系膏岩层易蠕变缩径、二叠系火成岩地层易垮塌掉块、古生界地层可钻性差,导致钻井过程中复杂情况多、机械钻速低、钻井周期长。为此,通过处理分析测井资料和岩心三轴应力测试数据,建立了玉北地区地层压力剖面和地层可钻性剖面。利用地层压力剖面对井身结构进行了优化,利用地层可钻性剖面优选了钻头,利用优选出的PDC钻头与螺杆钻具配合进行了复合钻井试验。根据不同地层的特性和失稳机理,优选出了强抑制性聚磺钻井液和强抑制非渗透钻井液2种防塌钻井液。钻井实践表明,采用优化后的井身结构,利用优选出的PDC钻头与螺杆钻具配合进行复合钻井,使用优选出的防塌钻井液,钻井过程顺利,没有出现缩径、阻卡和垮塌掉块等复杂情况,平均机械钻速提高了22.6%～28.6%,单井钻井周期缩短了47.00～90.78 d。      

超高密度油基钻井液技术在霍11井的应用

准噶尔盆地南缘霍11井三开井段安集海河组地层以泥岩为主,在钻井过程中因泥岩水化膨胀、分散造浆而造成高密度钻井液维护处理困难、井壁垮塌、卡钻等井下故障,为此设计应用了高密度油基钻井液。根据安集海河组地层的特点、油基钻井液的实践及钻井要求,确定了高密度油基钻井液配方,并对其流变性、稳定性及抗污染性能进行了评价,结果表明,流变性、稳定性及抗污染性能达到设计要求。霍11井三开井段钻进安集海河组地层过程中,采用高密度油基钻井液未发生井下复杂。与邻井相比,三开井段平均机械钻速提高6倍以上,钻井周期缩短100天以上。使用高密度油基钻井液可以解决安集海河组地层钻井过程中存在的卡钻、井漏等井下复杂,并能提高机械钻速,降低钻井成本。     

高温高压钻井关键技术发展现状及展望

随着我国对深层油气资源需求的不断增长,在勘探开发过程中,高温高压地层变的越来越常见,给钻井带来了诸多困难与挑战.高温高压钻井除了要面临高温高压的挑战,还要克服地层压力预测难、井身结构复杂、井控难、钻井液流变性差、机械钻速低、井下工具适应性差等一系列的问题.通过对国内外高温高压钻井技术文献的整理,从地层压力预测、井身结构...     

冀中坳陷深潜山内幕井防漏、防塌钻井技术

分析了华北油田冀中坳陷深潜山的钻探难题,即井壁垮塌、卡钻、漏失、机械钻速慢、井斜等.塌漏并存问题可采用优化井身结构、对漏层专层专打、利用低密度白油包水钻井液体系进行欠平衡钻井等方法解决.针对不同漏失类型制定了相应的堵漏措施,并在现场得到了成功应用.针对潜山寒武系泥岩和第三系地层的特点,可采用低密度水包油钻井液、高密度油包水钻井液和抑制性较强的聚硅氟钻井液体系钻进.为同类地层钻探提供了参考.     

准噶尔盆地火成岩钻井提速难点与技术对策

针对准噶尔盆地火成岩地层钻井现状、地层特点以及钻井技术难点,开展了气体钻井、欠平衡/控压钻井、复合钻井、自动垂直钻井、井下减振增压破岩工具以及随钻封堵钻井液等多项提速技术适应性分析。分析结果表明,欠平衡/控压钻井技术通过精确控制井眼环空的钻井液柱压力剖面,能减少钻进过程中的岩屑压持效应以及起下钻期间环空循环压耗消失的影响,有利于火成岩地层的井壁稳定并提高机械钻速;气体钻井是解决火成岩地层机械钻速慢、井漏情况复杂的首选技术。建议针对不同火成岩区块开展井壁失稳机理研究,并尝试高效钻头配合井下减振增压破岩工具以提高火成岩地层机械钻速,进一步探索有效解决火成岩地层钻井提速难点的技术手段。     

准噶尔盆地南缘H101井高密度油基钻井液技术

准噶尔盆地南缘H101井三开井段安集海河组地层以泥岩为主,在钻井过程中因泥岩水化膨胀、分散造浆而造成高密度钻井液维护处理困难、井壁垮塌、卡钻等井下故障,为此设计应用了高密度油基钻井液。根据安集海河组地层的特点、油基钻井液的实践及钻井要求,确定了高密度油基钻井液配方,并对其流变性、稳定性及抗污染性能进行了评价,结果表明,流变性、稳定性及抗污染性能达到设计要求。H101井三开井段钻进安集海河组地层过程中,高密度油基钻井液的密度最高达2.46 kg/L,除出现几次阻卡现象外,未发生其他井下故障。与邻井相比,三开井段平均机械钻速提高6倍以上,钻井周期缩短100 d以上。这表明,使用高密度油基钻井液可以解决安集海河组地层钻井过程中存在的卡钻、井漏等井下故障,并能提高机械钻速,降低钻井成本。      

高压气井CX488井天然气欠平衡压力钻井技术

新场构造沙溪庙组地层压力梯度高达0．015～O．018MPa／m，采用微超平衡压力钻井，在高密度钻井液条件下钻进，不但机械钻速低，还不利于发现和保护油气层。为此，在制定了详尽的完井方案、带压起下钻技术措施、岩屑分离方案和相关的应急措施后，CX488井在钻进沙溪庙组产层段时试验应用了天然气欠平衡压力钻井技术。试验结果表明，在高压地层采用天然气钻井技术可以大幅提高钻井速度，该井平均机械钻速达11．46m／h，与邻井相比机械钻速提高1倍以上。该技术在高压气井CX488井的成功应用为在高压地层应用气体钻井技术积累了经验。     

准噶尔盆地达巴松凸起超深井安全快速钻井技术

准噶尔盆地达巴松凸起二叠系风城组和石炭系勘探程度低,超深井达探1井完钻井深6 226 m,井底压力高达125 MPa,温度高达150℃。由于近2 000 m的目的层未钻揭,钻井将面临地层压力系统复杂、深部地层钻速低、风城组盐膏层污染钻井液、长裸眼井壁失稳等难题。需要开展超深井高效钻井的配套技术攻关。包括:利用测井和地震数据精细预测地层压力;分析井筒复杂规律优化井身结构;评价岩石力学特性,优选高效钻头;开展钻井提速工具试验;多元协同和复合盐强化高密度钻井液抑制性及抗污染能力。通过现场试验,达探1井平均机械钻速为3.61m/h,较邻井提高35.5%,钻井周期仅162 d,全井复杂事故率为零,创造了准噶尔盆地超深井高效钻井的新纪录。     

希望油田钻井技术研究及应用

希望油田要钻遇泥岩、盐岩和膏岩等复杂层段,探井采用3层套管的井身结构,钻井成本较高,钻井周期较长。为降低钻井成本和加快产能建设速度,决定利用开发井的钻井技术来进行开发。该油田具有正常地层压力系统,破裂压力梯度高,但是存在泥岩、盐岩和膏岩层段的井壁稳定和保护油层2个技术难题。选用两性离子聚合物钻井液,并保持钻井液中大分子含量达到合理值等技术措施,保证井壁的稳定;采用屏蔽暂堵技术保护油层。将井身结构优化技术和钻井液技术结合起来形成开发井的钻井技术,将井身结构由3层套管优化为2层。现场应用结果表明:钻井施工顺利,钻井周期缩短,钻井成本降低,油井产量高,经济和社会效益明显。     

英科1井超高压地层压力预测技术研究

英科1井是1口井深6406m,含有多层高压盐水层,地层压力高达140~150MPa的超高压科学探索井。该井位于塔里木盆地西南部的英吉沙背斜构造上,地层条件相当复杂,属于山前构造带,也应力异常,用常规地层压力预测方法预测的精度低。本文就地应力异常对地层压力预测的影响进行了修正,运用修正的dc指数法提高了英科1井地层压力预测的精度。同时,通过对PDC钻头钻速模式的试验研究,证明PDC钻头的资料可以用来进行地层压力预测。根据预测结果,及时、合理地调整钻井液密度,比较顺利地钻过了近百层高压盐水层和膏泥岩地层,减少了井下复杂情况和事故的发生。在该构造上第一次成功地完成了1口超高压深井。     

川东天东区块侏罗系地层高压喷射钻井技术

针对川东天东区块上部侏罗系砂泥岩地层机械钻速不高的钻井难题,开展了高压喷射钻井现场试验。选择侏罗系为主要试验地层,三叠系须家河组为探索试验地层,应用HJT537GK、HJT617G型钻头,配备全新钻铤和钻杆,采用三强结构聚合物无固相钻井液体系,强化钻井参数,分为第一、第二阶段主要试验和第三阶段探索试验,在天东区块进行了高压喷射钻井试验。试验中最高泵压达到31 MPa,平均机械钻速7.45 m/h,与应用常规钻井技术的邻井相比,相同地层钻速提高80%,钻井周期平均缩短3~4 d。      

可降解甲酸盐钻井液的研究与应用

大邑构造位于四川盆地龙门山冲断推覆构造带,主力气藏为须家河组二段,是一个低孔、低渗、常压、非均质极强、裂缝发育的致密砂岩储集层,并含有泥页岩夹层,储层保护工作难度大。针对常规钻井液固相多、抑制性差等特点,室内通过配方优化,研制出一套满足须二储层钻井施工及储层保护的甲酸盐无固相钻井液体系。经过性能评价,该体系具有优良的固相容纳能力和润滑能力,抗温达130℃,降解恢复率达94.49%。在DY6井、DY5井进行了现场应用,结果表明,可降解甲酸盐钻井液具有较好的气层保护性能,解决了井壁稳定问题,适合小井眼钻井,是适合大邑构造须家河组二段储层保护的一项新技术。     

煤储层的应力敏感性理论研究

以用岩石力学来定量分析应力敏感性的思路作为切入点，利用煤岩的弹塑性本构方程，推导出了地层压力变化与割理宽度变化的关系式以及应力集中与割理宽度变化的关系式。并讨论了它们在欠平衡压力钻井和过平衡压力钻井中的应用情况。并以割理宽度为桥梁，分析了孔隙压力变化和应力集中两者与储层渗透率的关系。最后通过实例，分析了整套理论在实际中的应用情况。得到的结论是：应力集中会导致储层渗透率下降；压力敏感性试验中，渗透率的部分恢复主要是由于裂隙充填物结构破坏引起的，而不是由于煤产生的塑性变化引起的；欠平衡压力钻井会导致渗透率下降；过平衡压力钻井中，若过压值太大，煤层割理宽度会增加，使得井壁稳定性变差。     

莺歌海盆地超高温高压井挤水泥承压堵漏技术

南海西部莺歌海盆地X构造具有超高温高压地质特征,最高地层温度204 ℃,最大地层压力系数2.19,但地层承压能力低,安全密度窗口窄,钻井过程中极易发生井漏等复杂情况,严重影响钻井安全。为提高地层承压能力,保证超高温高压井段钻井安全,设计了“前置液+抗高温水泥浆”注挤水泥浆体系,通过优化堵漏水泥浆配方,提高了堵漏水泥浆的耐温性能,增强了其封固性能;采用“试挤清洗液+注挤水泥浆”间歇式注挤水泥浆工艺,并利用Drillbench软件模拟分析了井筒温度场,根据井筒温度场精准控制注挤水泥时的水泥浆用量及胶凝时间,提高了堵漏效果。现场应用结果表明,X构造应用挤水泥承压堵漏技术,提高了地层承压能力,扩大了安全密度窗口,为后续超高温高压井段安全顺利钻进提供了重要条件。超高温高压井挤水泥承压堵漏技术可以满足莺歌海盆地X构造安全钻井的需求,并可为类似超高温高压井钻井提供借鉴。      

大尺寸井眼钻井工艺在渤海油田某探井中的应用和突破

经过三压力研究和实钻邻区资料证实渤海油田某区块中深部地层存在高温高压。在该区块某探井实际钻探中,地层压力系数1.3,最高达1.65,井底温度高达178℃,根据地层压力及地质特征进行井身结构优化,ф444.5 mm大尺寸井眼钻进至馆陶组顶部垂深2 700 m,才能减轻中深部高温高压地层的钻探风险,在渤海地区,ф444.5 mm大尺寸井眼钻进至2 700 m尚属首次,通过钻具组合优化与轨迹控制、海水/膨润土浆钻进、优化水泥浆体系和浆柱结构等技术,使得该井大尺寸井眼钻探过程中,在防斜打快、钻井液工艺及固井技术等方面均取得了突破,为钻开高温高压井段,进行地质评价提供了有力保障。     

塔里木盆地山前复杂带钻井地层压力预测

地层压力的准确预测是钻井井身结构、泥浆性能和钻井参数设计的直接依据,其对优质高效安全钻井,减少井下复杂情况,保护油气层、固井、完井等意义重大。由于地质、地震资料及认识的局限性,难以对塔里木盆地山前探井准确预测钻前地层压力,从而影响钻井工程顺利实施。首先在地震资料钻前压力预测的基础上,及时利用中途测井资料,修正压力预测模型,调整模型参数,然后重新标定过井地震资料,建立地震与测井信息之间的非线性映射关系,预测未钻地层岩石物理信息,进而预测得到地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力等,为下步钻进参数优化调整提供参考依据。     

海古101高含硫井钻井工程设计难点与对策

针对海古101井钻井工程设计过程中遇到潜山油气藏硫化氢含量高、地层压力系数低、地层埋藏深且温度高、工具不配套及技术措施不适应等问题,以钻井工程设计为主线,对该井井身结构、井眼轨迹进行了优化设计,对PDC钻头进行了优选,钻具组合采用复合钻具进行钻进,并根据实际情况选择了相应级别的防硫井口装置、套管及主要配件,满足了高含硫钻井施工安全、快捷的要求。该井的安全顺利完钻,获得了许多高含硫井钻井的宝贵经验。