肯基亚克油田高密度水平井钻井技术集成应用

肯基亚克盐下油田是中油股份在中亚市场上一个重要勘探区域,近年来,为了更好地开发盐下石炭系油藏,提高单井产量,加快油田的开发建设,开始实施大斜度井、水平井作业。但由于该区目的层深埋4300m以下的石炭系,地层压力系数1.84以上,钻井液密度高(1.95~2.0g/cm3),地质条件复杂,巨厚盐层卡钻、井喷、井漏、井壁失稳等,特别是更改为四层井身结构后,水平段小井眼高密度钻进,更增加了钻井施工难度,导致水平井钻井成功率较低,严重影响了肯基亚克油田的勘探开发速度。近5年通过在该区块5口不同类型井的钻探,其中2口水平井,1口定向井,2口直井,总进尺22993m,形成了一套比较成熟的以高压喷射、防斜快打、个性化PDC螺杆复合钻、钻头优选、涡轮+孕镶PDC、高密度水平井—小井眼井事故复杂预防等为主的高密度水平井钻井集成工艺技术应用。     

煤层气水平井井型结构分析及钻完井技术优化

水平井是实现煤层气高效开发的关键技术,为了优化水平井井型及配套钻井技术,提高煤层气井产量,基于煤层气排水降压采气的基本开发原理,提出了煤层气水平井井型和钻井工艺设计的基本原则,研究了各类煤层气水平井井型的优点和缺点,并针对高效水平井井型提出了配套钻井工艺优化方法。研究结果表明:水平井井型和钻井工艺优化应遵循便于排水降压、增加产气面积、力求井眼稳定和走低成本道路的原则; V型井、L型井与其他井型比,共用或取消排采直井,大幅降低了成本;从多分支井到单支井实现了套管、筛管完井,实现了水平井井眼支撑和重入,增强了稳定性,实现了增产措施应用;从多分支到单支压裂,保持了较大的产气面积; L型水平井是未来煤层气水平井的主要井型,但由于排采工艺不过关,常规地面抽采L型水平井不能大规模推广,V型水平井是目前最为高效、适宜排采的水平井井型,但采动区L型水平井不需要排水降压则是煤矿瓦斯抽采的有效技术,可以大规模推广。钻井工艺由三开变为二开,一开采用444.5 mm大钻头,水平井眼直径由139.7 mm增加至339.7 mm,提高了水平井日产气量。通过直斜段固井技术,实现了水平煤层段不固井和筛管、套管完井,为保护和改善水平段储层渗透率奠定了基础,该工艺技术在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘试验获得了较好的效果。     

宁东3-侧1井套管开窗侧钻定向工艺技术

随着油田勘探开发的进一步深入,报废井、停产井越来越多,套管开窗侧钻技术是挖掘老区潜力,实现油田二、三次采油的有效方法。使用该技术对有价值的报废井、停产井进行开窗侧钻,不仅能充分利用老井筒,降低钻井成本、提高经济效益,而且能有效完善开发井网,提高增产效果。介绍了宁东油田第一口φ139.7 mm套管开窗侧钻水平井的开窗、定向施工情况,为今后在宁东油田实施此类定向井、水平井打下了一定的基础。     

构造煤U型对接井水平段钻井技术

煤层气是一种非常规天然气资源,传统的煤层气开采方式为地面直井排水降压开采,但这种方式开采煤层气单井产量低、经济效益比较差。U型对接井是一种煤层气开采钻井技术,是由一口直井和一口水平井对接组成,水平井可以在煤层或煤层顶底板与直井连通,目前大多数水平井沿着煤层钻进。煤层气水平井是一种成本不是很高但增产效果非常好的技术,已经越来越多地应用于煤层气的开采。文中主要介绍U型对接井构造煤水平段钻井技术,此地煤层结构形成了局部的碎裂煤、碎粒煤和糜棱煤等构造分层,煤层稳定性较差。在该地质条件下U型对接井钻完井取得成功,对进一步丰富煤层气开发技术和推动高、中、低煤阶煤层气的全面开发,具有非常重要的意义。     

大庆油田探井水平井钻井关键技术研究

随着大庆油田的发展,受地质因素影响,产量下降明显,严重影响了油田的正常生产,勘探区域为了增加产量,保证经济效益,引入了长井段水平井钻井,它是目前最有效的开发方式,详细分析介绍了大庆油田的探井水平井钻井工艺,提出水平井钻井关键技术,并优化各个环节,为大庆油田的开发提供技术支持。     

水平井地质录井技术难点及保障措施分析

随着油田进入勘探开发中后期,为了提升开发效益,水平井应用越来越普遍。水平井井身结构及钻井工艺与直井差别较大,给地质录井工作带来了难题与挑战,为了提升录井工作质量,系统分析了水平井地质录井工作中的难点,提出了相应的技术保障措施,确保水平井准确入靶、提升油层钻遇率,为水平井钻井提供技术支撑。     

已探明区块水平井优快钻井技术研究

乐安油田草104块属于已探明区块,该区块已钻直井19口,普通定向井33口,在油藏地质及油藏工程分析的基础上,又部署了草104块中区27口水平井加密调整开发井网,通过草104-平5井和草104-平7井两口水平井的施工,总结出了该区块水平井优快钻井技术,并在草104-平9井等七口井的钻井施工中进行了推广,取得了良好的效果,不仅缩短了水平井的钻井周期,而且还大大降低了水平井的投资,这对于已探明区块的水平井钻井有一定的指导和借鉴意义.     

北布扎奇水平井井眼轨迹控制工艺——以NB6165-2H水平井为例

西部钻探定向井技术服务公司2011年12月在北布扎奇油田完成了一口三开浅层小井眼水平井,井号为NB6165-2H。重点从该井轨迹控制出发,分析了该井钻井技术难点,提出轨迹控制方案,并阐述了如何提高轨迹控制精度和实施轨迹控制方案,对于成功实施该类水平井有指导意义。     

水平井迅速发展的十年

水平油井是指从地面开孔,在预定垂深将井眼顶角钻到90°左右,并在相当长的井段(目的层)能保持这一顶角的井。因此水平井井身剖面通常包括直井段、造斜段、水平段,它是定向井发展的更高级阶段。石油工业中,按垂直井造斜至水平的方法,水平井分为以下三类: 1·短曲率半径水平井(亦称径向水平井),造斜段的造斜率一般为1.5—3°/0.3m(曲率半径为6—12m)。 2.中曲率半径水平井,造斜段的造斜率一般为8—20°/30m(曲率半径86—215m)。 3.长曲率半径水平井,造斜段的造斜率为<8°/30m。与直井、斜井、倾斜定向井比较,水平钻入油层作为一种增加石油产量的有希望的方     

大斜度定向井钻井设计优化及应用实践

大斜度定向井技术具有可以钻穿更长的页岩气储层段、较大范围地探明和控制含气面积、大幅提高单井产气量等优点。在前期直井预探井工作的基础上,通过对井身结构、井眼轨迹、钻具组合、钻柱力学、钻井液、固井等技术的优化设计,优选出符合高陡构造区页岩气勘探的大斜度定向井钻井工程设计方案,建立了工区的地层压力剖面和钻头选型方案,在直井段采用防斜打直、造斜段开展复合钻井、目的层段引用旋转导向钻井、油基钻井液等技术,成功地钻成2口页岩气大斜度定向井,缩短钻井周期,提高钻井效率,实现了优快钻井,主力页岩储层钻遇率100%,形成一套页岩气高效开发的钻井技术体系,可为今后其他地区页岩气、煤层气的勘探开发提供借鉴。     

玉门油田山前构造水平井钻井液技术

玉门油田为了实现双百油田目标,在玉门油田柳沟庄构造实施水平井钻井,目的在于提高单井产量。钻井液为保障工程的安全钻井,确立了该区块成熟的阳离子混油钻井液体系,重点研究了定向井水平井的井眼净化、井壁稳定和润滑减阻技术,在鸭西平1井和柳平1井的应用,有效地预防了井下复杂和事故的发生,圆满完成了玉门山前构造深井水平井钻井施工任务。     

直井段偏移对后期定向钻井作业的影响探讨

直井段钻井的质量会对后续定向井作业施工形成严重影响,但是目前在定向井钻井施工作业进行造斜、轨迹控制的过程中直井段井身质量的影响还没有得到重视。我国针对定向井以及水平井钻井施工作业过程都是按照常规直井钻井施工标准要求来进行直井段施工,针对直井段的位移、井斜、方位等因素对整个钻井施工过程中的影响并没有进行充分考虑,这样就会对定向井钻井作业产生巨大影响,甚至会对油田整体的开发布局产生负面影响。     

水平井钻井技术进展研究

水平井钻井技术被认为是石油钻井工程领域中最重要的创新技术之一。从20世纪80年代开始，水平井的钻井数量大幅度增加，在美洲和欧洲的各大油田得到了广泛应用。从2000年开始，为了进一步开发致密油、页岩油、页岩气等非常规油藏，水平井钻井已经成为主要的勘探开发方式。从套管钻井技术、旋转导向钻井技术和长水平段钻井技术等方面讨论了水平井钻井技术取得的进展。     

钻井工程中井漏的预防及堵漏技术分析

随着我国社会经济的快速发展,对石油资源的需求量不断增加,亟需加大对石油资源的勘探开发力度。钻井在石油勘探开发中发挥重要作用,伴随着长水平段水平井、多分支井、丛式井等复杂井型的应用越来越普遍,钻井施工工艺越来越复杂,容易出现井漏等工程事故,危及钻井施工安全。为了降低井漏造成的危害,对井漏发生的条件及诱发井漏的原因进行了分析,探讨了钻井施工过程中的堵漏防漏技术,为钻井施工安全提供技术保障。     

直井段偏移对后期定向钻井作业的影响分析

在定向井、水平井钻井过程中,直井段井身质量的控制对后期定向造斜与轨迹控制的影响往往被忽视,国内对定向井、水平井直井段井身质量要求基本是以常规直井的标准为依据,没有重视到直井段位移、井斜和方位对定向施工的影响。对于定向井、水平井来说,直井段偏移不仅对后期轨迹控制、定向施工和完井作业带来危害,同时给油田后续开发中井位的部署带来不利影响,对于平台丛式井直井段偏移可能造成井眼相碰,因此,定向井、水平井直井段控制的好与坏,将会给定向井、水平井的钻(完)井带来很大影响。本文统计分析近年完成的定向井、水平井直井段偏移情况和影响,简述直井段偏移的形成原因,对直井段不同类型偏移造成的影响进行了分析并提出了应对方案。     

煤层气U型水平井定向井远端连通钻井工艺研究

针对煤层气U型水平井与定向井远端连通工艺不完善、对接难度大、煤层洞穴坍塌等难题,开展了钻井工艺研究。在P15试验井组中,采用镶嵌暂堵钻井液、地质导向控制等关键技术钻井,并创新使用外管屏蔽、内管作业的屏蔽洞穴技术处理洞穴。实践表明,这一系列技术可以保障水平井与定向井远端连通,但洞穴内作业需提前建立屏蔽,P15井组完成水平段进尺724 m,煤层进尺668 m,煤层钻遇率92.3%,水平井在1 242.5 m处与定向井成功实现一次远端连通,屏蔽洞穴技术建立了捞砂作业和后期排采的新通道,完成了洞穴捞砂,解决了煤层气井洞穴坍塌的技术难题,完善了煤层气水平井定向井连通工艺,为煤层气的低成本高效开发提供了新途径。     

提高砂岩油藏水平井钻井速度技术实践

新123-平80井是一口位于采油九厂新肇油田的开发水平井,用于开发PI5层。本井原设计采用单弧剖面,全角变化率为8.47°/30m。在现场施工时采用井眼轨道优化技术,利用计算机软件将设计轨道优化为直井段-第一增斜段-稳斜段-第二增斜段-探油顶及着陆段-水平段七段制轨道剖面,将全角变化率优化至(7°~8°)/30m,采用1.25°单弯螺杆LWD测量系统配合施工,自定向造斜开始下入倒装钻具组合,利用定向钻进和复合钻进相结合的方式,实现了一趟钻施工,提高了造斜段和水平段的机械钻速,缩短了钻井周期,节约了钻井综合成本。该井的成功实施为以后此类水平井施工提供了有益的借鉴,同时积累了宝贵经验,对缩短大庆油田水平井钻井周期及推广水平井技术的应用具有重要的指导意义。     

元页HF-1页岩气水平井钻井关键技术

元页HF-1井是中石化部署在川东北元坝区块的第一口页岩气预探水平井。通过分析该井的工程地质难点,优化了三开次井身结构,优选出合理的钻井方式、钻井液体系和配套工艺措施,形成了一套适合该区块的页岩气水平井钻井技术方案。该井成功钻达目的层,完钻井深4982 m,水平位移1421.73 m,钻井周期168.88 d,平均机械钻速3.07 m/h,三开井径扩大率仅为4.82%,取得良好的应用效果,为元坝区块页岩气的勘探开发提供了技术支撑。     

95区浅层定向井钻井技术

为使95区地面受限制,采用常规钻井技术无法实现开发的浅层油井得到高效开发,研究应用了采用直井10B钻机进行定向井开发的尝试,并取得了显著效果。结合油层特点,分析了浅层水平井钻井完井难点,提出了解决措施和对策,并着重论述了现场3口定向井应用情况及效果,得出了几点结论和认识。     

延川南煤层气V型水平井组钻井关键技术研究

煤层气V型水平井组是一种新型的水平连通井组。该井组是由两口水平井与一口直井组成,并实现远端连通,完井后由两口水平井提供泄流通道,直井进行排采生产。其钻井工艺主要包括井身结构优化技术、井眼轨迹优化设计与控制技术、水平井与洞穴井对接技术、煤层造洞穴技术、固完井技术等。本文系统地论述了煤层气V型水平井钻井工艺的关键技术要点,并在华东分公司实施的延5-V1型井组中得到成功的应用,为未来延川南煤层气的高效勘探开发提供了技术参考。