准噶尔盆地南缘霍尔果斯背斜精细控压钻井技术应用探讨

霍尔果斯背斜山前构造古近系地层具有构造高陡、地层破碎、水敏性强等难点,通过优化井身结构、采用油基钻井液及Power-V垂钻系统有效解决了上述难点,但针对紫泥泉子组地层钻井液安全密度窗口窄的难题,未有解决方法。针对紫泥泉子组地层钻井液安全密度窗口分析,提出采用精细控压钻井技术,有效控制井底压力在安全钻井作业窗口范围,有效解决南缘霍尔果斯背斜紫泥泉子组地层"漏涌"窄密度窗口的难题,并初步提出了相应的控压钻井技术方案。     

四川气田GM区块地层三压力剖面建立及应用

地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力剖面是钻井井身结构优化设计及安全钻井液密度窗口确定的基础。利用测井方法计算三压力剖面,结合现场实测三压力数据,建立了GM区块地层三压力剖面;在充分认识三压力剖面特征基础上,开展了GM区块井身结构优化及安全钻井液密度窗口制定。研究提出,该区针对须二目的层的钻井具备三开制井身结构优化条件,同时指出前期钻井以地层孔隙压力为依据制定钻井液密度存在不合理处,推荐J3p-T3x5段地层采用微超地层坍塌压力设计钻井液密度较为合理,T3x4段以深地层采用微超地层孔隙压力设计钻井液密度较为合理。研究结果为GM区块钻井工程设计及现场施工提供了科学依据,经现场应用,提高了钻井效率、降低了钻井成本,取得良好经济效益。图2表1参10     

四川盆地泸州区块深层页岩气水平井钻井关键技术

四川盆地泸州区块深层页岩气水平井钻井周期长、机械钻速低、钻具振动大,特殊岩性地层可钻性差、水平段井眼易失稳、地层温度高,且摩阻扭矩大、卡钻风险高。为保证作业安全,降低钻井成本,开展了水平井井身结构优化、水平段井眼轨道优化及轨迹控制等技术研究,推荐了激进钻井方式的最优参数,优选了特殊岩性地层减振提速和高效破岩技术;结合地面降温设备先导试验,优选了钻井液体系,并优化了钻井液性能参数,最终形成了泸州区块深层页岩气水平井安全高效钻井关键技术。该技术在泸州区块 4 口井中进行了试验,试验井平均井深5 601 m,水平段长1 884 m,钻井周期平均缩短14.5%,未发生井下故障。研究结果表明,该技术满足泸州区块安全高效钻井和推广应用要求。      

五宝场地区快速钻井综合技术研究

川东北五宝场地区钻探工作始于1996年，完钻4口井（渡5、渡21、渡22、渡23井），其中获得工业性气产能的有2口井（渡5、渡21井），但沙溪庙组气藏基本处于未开发状况。五宝场构造地层倾角小、浅气层井地层较复杂、地层孔隙压力、地层破裂压力、地层坍塌压力剖面不全、钻井液密度窗口窄，且该区所钻的定向浅层气井靶区方位较窄、井斜控制难度较大，特别是产层，漏失后可能出现井涌或井喷，严重影响了建井周期。为此，在该区后续钻井过程中，通过优化钻井参数、优选钻井液体系、合理选用钻头、优化井身结构设计以及系列综合钻井技术调整，机械钻速由原来的1.57 m/h提高到了7.43 m/h。建议在该区浅井定向钻井中，采用双扶正器组合，不仅能安全钻达靶区，同时可大大提高机械钻速。     

南堡13-1706大位移井钻井技术

冀东油田南堡滩海油田受端岛面积限制,需要部署水平位移大于3 000 m的大位移井开发。针对大位移井钻井施工中存在摩阻扭矩大、轨迹控制难、循环泵压高、井眼清洁难度大、长裸眼井壁失稳、深部井段定向托压等技术难题,开展了人工端岛大位移井钻完井技术研究。通过对井眼轨道优化设计、装备升级改造,提升大位移井井眼延伸极限,利用Landmark软件对摩阻扭矩、钻井参数进行分析,研究了KCl抗高温钻井液复配新型固壁剂和封堵剂强化钻井液封堵能力及套管安全下入技术。采用井眼轨迹控制、降摩减扭、优化钻井液、套管安全下入等常规技术的优化和集成应用,成功实施了大位移井南堡13-1706井。该井完钻井深6 387 m,最大井斜83°,水平位移4 941 m,为水平位移大于4 500 m的大位移井钻井实践积累了经验,为加快南堡滩海中深层油藏的勘探开发提供了技术支持。     

巴西 BM-C-33 区块深水优快钻井技术研究与应用

BM-C-33区块位于巴西Campos盆地,水深2600~3000m,钻井设备要求高;盐膏层厚度200~2000m,井身结构复杂;石英含量高导致硬地层机械钻速慢,窄密度窗口地层漏喷严重。由于深海油气田钻井风险高、开发成本大,迫切需要进行优快钻井研究降低开发成本。文章通过优选钻井平台等装备,确保了钻井作业效率和安全。通过优选钻井液体系及优化井身结构,解决了盐岩层蠕变和海底低温条件下易形成水合物的难题。利用涡轮+孕镶钻头等高效破岩技术,解决了盐下硅质碳酸盐岩（Lagoa Feia A组）可钻性差的问题。采用精细控制井底循环当量密度并配合有效的堵漏技术,解决了盐下碳酸盐岩储层Lagoa Feia B和C组的密度窗口窄的难题。巴西BM-C-33区块的应用结果表明,优快钻井配套技术大幅降低了钻井周期和成本,可以为国内深水钻井施工提供借鉴。     

大位移井钻井作业的关键技术

针对大位移钻井作业中的几个关键技术——降低摩阻技术、井眼清洗技术及井壁稳定技术进行了阐述,通过分析高摩阻、井壁不稳定及洗井效率低等问题产生的原因,认为降低钻井摩阻,不仅取决于钻井液性能、井眼轨迹的优化设计、钻具组合设计、新井下工具的使用,而且也与井壁稳定情况和井眼清洁程度有关。井眼清洁程度则与钻井液性能及其它钻井工程措施息息相关。井壁的稳定取决于钻井液的强抑制能力,钻井液安全密度窗口安全可信,同时也与井眼轨迹有关。综合考虑降低摩阻、井眼清洗和井壁稳定3方面的因素对成功钻大位移井是至关重要的。     

中江气田HL区块三压力剖面建立及应用

利用测井方法计算并建立了中江HL区块地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力剖面。根据三压力剖面特征,开展了HL区块井身结构优化及安全钻井液密度窗口设计。研究指出,该区以地层坍塌压力为依据制定钻井液密度较为合理,针对沙溪庙组目的层的水平井钻井采用三开制井身结构有利于实现安全高效钻井。研究结果为HL区块钻井设计及施工提供了科学依据,经现场应用,提高了钻井效率,取得良好应用效果。     

南海超大水垂比大位移M井钻井关键技术

为开发南海东部某油田边际油藏,设计了一口水垂比高达4.90的大位移井M井,钻井过程中面临储层埋深浅、稳斜裸眼井段长、安全密度窗口窄、井眼清洁困难和套管下入摩阻大等技术难点。通过研究与应用井眼轨迹控制、井身结构优化、井筒当量循环密度ECD控制工艺和安全高效下套管工艺等技术,顺利完成了该井的钻井作业。应用结果表明,五开井身结构显著提高了井壁稳定性;使用连续循环阀系统及岩屑床破坏器,井底ECD变化率降低至小于1.9%;应用漂浮下套管及全掏空旋转下尾管工艺,顺利下入?244.5 mm套管×4 200.00 m及?177.8 mm尾管×5 772.00 m。超大水垂比大位移井钻井关键技术在M井应用后,创下了中海石油海上油田最大水垂比大位移井钻井作业纪录,为后续类似大位移井的开发积累了经验。      

南海C区块高温高压气井井控技术

为确保南海C区块高温高压气井钻井过程中的井控安全,针对存在的地层压力高且复杂、地层温度高、钻井液安全密度窗口窄、高密度钻井液性能维护困难等井控技术难点,制定了实时检测溢流、控制溢流量,压井时逐渐提高压井液密度,防止发生井漏,钻井液降温和性能维护,井下溢漏共存处理等技术措施。防止井漏的技术措施包括提高地层承压能力和钻井液的封堵性、优化井身结构、控制井底循环当量密度、阶梯开泵、简化钻具组合及控制下钻速度等。南海C区块30余口高温高压井在钻井过程中采取了制定的井控技术措施,未发生井控事故。这表明,采取所制定的井控技术措施可以确保南海C区块高温高压气井的钻井井控安全。      

苏里格南部气田大斜度井钻井技术

苏里格南部区块大斜度井平均完钻井深3 900 m，平均水平位移1 200 m，施工过程中存在井深、位移大、轨迹控制难度大、地层可钻性差等技术难题，严重制约钻井速度。为此，从优化剖面设计、轨迹控制、钻具组合及钻头、螺杆选配等技术出发，形成了一套苏里格南部气田大斜度井高效钻井关键技术:“直-增-稳-微降”剖面、“两趟钻”轨迹、稳斜能力强的“四合一”钻具组合、适合该区块快速钻井的钻头及螺杆。通过关键技术的应用，2017年平均钻井周期缩短至11.95 d，较2016年平均钻进周期缩短2.56 d，提速17.64%，提速效果显著。     

涪陵页岩气田加密井钻井关键技术

涪陵页岩气田加密井多处于页岩气压裂区且井网部署密集,导致钻井溢漏等井下故障多发、钻井液安全密度窗口确定难、压裂液侵入造成井壁坍塌及卡钻、防压裂干扰井眼轨道设计难度大等问题。针对上述钻井技术难点,从压裂区地层孔隙压力计算模型建立、合理钻井液密度窗口设计、防压裂干扰井眼轨道设计、加密井防漏堵漏和溢漏同存防控等方面进行了技术攻关,形成了适用于涪陵焦石坝主体区块的加密井钻井关键技术。该关键技术在涪陵页岩气田应用31口井,平均水平段长1 933.25 m,平均钻井周期52.38 d,平均机械钻速10.31 m/h,较前期加密评价井机械钻速提高了15.3%,钻井周期缩短了10.7%。涪陵页岩气田加密井钻井关键技术为涪陵页岩气田二期产能建设提供了技术支撑,也为其他页岩气田开发提供了技术参考和借鉴。      

东海X16大位移井表层钻井技术

表层海水深钻技术在直井和常规定向井中应用比较成熟,近年该项技术被逐渐应用到大位移井中。如何计算好海水深钻的深度、造斜率、井斜大小,对大位移井的整体井身结构、摩阻扭矩和井眼清洁都起到至关重要的作用。利用海水深钻在直井和常规定向井中的使用经验做好表层作业,同时结合大位移井的特点,从设备能力、轨道选择、井身结构及井眼净化方面进行海水深钻大位移井的设计和施工。结果表明表层海水深钻技术有利于提高大位移井的作业时效,且能够降低摩阻扭矩等各项参数。此技术可为后续作业提供借鉴。     

渤海油田浅层大位移水平井钻井关键技术研究

渤海A油田浅层大位移井最大水垂比为2.98,突破了渤海湾水垂比的现有极限。其浅部地层疏松,井眼轨迹控制难度大,泥岩易水化膨胀,频繁出现倒划眼困难和下套管遇阻等复杂情况。针对以上问题,在定向井轨迹设计、大位移井安全钻井周期、井身结构优化、大位移井摩阻扭矩及钻井液性能等方面进行了技术研究。结果表明,采用大位移井均布设在外排井槽,保持井斜角为73°～76°、浅部地层使用大弯角马达,深部地层使用旋转导向进行钻进,大位移井安全钻井周期约为32 h,建议钻进过程中提高机械钻速;井深在4 000～4 500 m的大位移井,推荐采取五开井身结构;反演得到大位移井套管内摩阻系数为0.25、裸眼内摩阻系数为0.35～0.40,推荐Φ244.48 mm套管选择69.94 kg/m(47 PPF),作业时可根据实际情况选择部分漂浮、全漂浮+旋转以及部分漂浮+旋转这3种下套管方式;储层段采用"预防为主+防堵结合"思路,在传统的无固相钻井液中加入超细碳酸钙,提高承压封堵性能及储层保护性能。该研究成果对于浅层大位移井的设计和施工具有一定参考意义。     

顺北区块超深小井眼水平井优快钻井技术

顺北区块超深小井眼水平井钻井过程中,钻遇易漏易塌的层位多、摩阻扭矩大、φ120.6 mm井眼轨迹控制困难,导致机械钻速低、钻井周期长,为此进行了优快钻井技术研究。通过分析钻井、测井、测试等资料,建立了地层三压力剖面,并据此确定必封点,将六级井身结构优化为四级井身结构;针对易漏易塌地层的特点,通过室内试验,制定了防漏防塌技术措施;通过分析大角度螺杆的造斜率和采用双增式轨道,降低了小井眼段轨迹控制难度;通过降低定向井段长度、钻具和井壁的接触面积和采用混油钻井液,降低了摩阻扭矩;试验应用“扭力冲击器+PDC钻头”钻井工艺,提高了机械钻速。通过研究和试验形成了顺北区块超深小井眼水平井优快钻井技术,并在5口井进行了现场应用,与采用六级井身结构的X1井相比,机械钻速提高了29.36%,钻井周期缩短了93 d。研究与应用表明,超深小井眼水平井优快钻井技术能满足顺北区块超深小井眼水平井安全高效的钻井需求,为该区块碳酸盐岩海相油气藏的高效开发提供了工程技术保障。      

东海油气田超深大位移气井钻井关键技术

为了稳定东海油气田油气产量,在某断块部署了一口超深大位移井。针对大位移井高扭矩大摩阻、油基钻井液漏失、套管下入困难、电测固井质量手段受限等特点,设计阶段应用基于多目标优化的大位移井轨道设计方法优选了修正悬链线轨道类型,优化了井眼轨迹和井身结构设计,施工中采用摩阻扭矩随钻监测技术、ECD控制技术、旋转尾管挂技术等一系列大位移井钻井关键技术,确保了该井的顺利完成,完钻井深6 866 m,水平位移5 350.49 m,水垂比1.7,裸眼井段3 614 m、75°稳斜4 134 m。该井应用的系列钻井关键技术能满足超深大位移井钻井作业要求,具有广阔的推广应用前景。     

古巴油气井钻井过程中常见问题及处理方案

由于古巴地层复杂，井型基本都是大位移水平井，油气井开发钻进过程难度较大。受地质条件影响，古巴大位移水平井的开发在井壁稳定、井眼清洁、管柱受力和钻井液的处理方面都存在其特殊性。以开发GUA-101井为例，针对这些问题进行逐一分析，并提出了解决方案。该井断层裂隙多，漏失严重，井壁容易掉块坍塌，岩屑在自重作用下下沉到下井壁，形成严重的堆积，堵塞井眼，造成恶性卡钻。管柱的摩阻扭矩大，重晶石沉淀严重。在施工过程中，通过及时检查并调整钻井液性能；使用短起下钻，控制速度；增大钻头水眼，进一步提高钻井液排量；合理地使用钻具，采取旋转井内钻具等措施圆满解决了以上问题，为以后开发相同类型的油井提供了实践基础和技术参考。     

四川盆地威远地区页岩气水平井优快钻井技术

从国内第一口页岩气水平井开钻至今,国家级页岩气示范区之一的威远区块已经完钻多口页岩气水平井,在钻探过程中,面临着表层井漏、机械钻速低、井眼轨迹控制难度大、井壁垮塌、油基钻井液条件下固井质量差等问题。针对上述问题,从井身结构优化、PDC钻头优选、井眼轨迹控制、油基钻井液优选、油基钻井液条件下的固井技术等方面进行了研究和实践,取得5项成果:1形成的水平井非标尺寸井身结构,对273.1mm套管的下入深度适当加深,起到了解决井漏、封隔易垮塌层的作用,而且各个井眼的尺寸均缩小,更有利于提高机械钻速;2优选出适合威远页岩气水平井的钻头序列,形成了"PDC+螺杆"的提速方式;3形成了水平井钻探的轨迹控制技术,提高了储层钻遇率;4优选出适合页岩水平段钻进的油基钻井液,保证了井壁稳定和井眼清洁;5形成了油基钻井液条件下的固井技术,解决了水平段固井质量差的问题,提高了后期储层分段改造的效果。所获成果为今后该区块开展页岩气丛式水平井钻井奠定了基础。     

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。