塔里木油田超深井超小井眼定向钻井技术研究与应用

针对塔里木油田超深井超小井眼钻井机械钻速低、圧耗大、卡钻风险大以及钻具和井下仪器的局限性大等问题,根据YueM6C1井超小井眼钻井先导试验的工程技术和地质要求,重点对螺杆钻具、无磁钻铤和钻头的优选,以及钻具组合、水力参数和MWD的优化等关键技术进行了分析研究,形成了Φ104.8mm超深井超小井眼定向钻井技术。YueM6C1井一趟钻完成7340.00～7409.00m超小井眼井段钻进,精准钻穿目的层至设计井深,平均机械钻速达到3.5m/h,是同规格常规钻具的2.5倍,提速明显。该技术较好地解决了塔里木油田超小井眼钻井技术难题,可为同类井的钻井工艺改进提供技术参考。     

膨胀管封隔复杂地层钻完井技术在侧钻井的应用

塔河油田为避开老井水体,老井侧钻上提造斜点钻遇上覆石炭系巴楚组或奥陶系桑塔木组泥岩井段,泥岩垮塌掉快堵塞采油井筒。为此,通过深井侧钻技术难点分析、扩孔工具优选、膨胀管关键技术分析及深井φ130.0 mm小井眼定向钻井技术配套,形成了一套适用于塔河油田深井侧钻井的随钻扩孔、膨胀管封隔复杂地层及后续小井眼定向钻井的非常规钻完井方案。同时布置了THA井进行试验,试验井创造了国内单次作业最长428 m和施工最深5 508 m 2项记录。现场应用结果表明,膨胀管封隔复杂地层钻完井技术解决了塔河油田φ177.8 mm套管开窗侧钻泥岩垮塌带来的技术难题,确保了钻井、完井和采油等作业井眼稳定;配套的深井φ130.0 mm小井眼定向钻井所需的钻杆、动力钻具和MWD,可以确保泥岩封隔井二开小井眼顺利钻至完钻井深。     

鄂尔多斯盆地临兴致密气小井眼高效钻完井技术

临兴区块致密气钻井工作量大、钻机资源受限、钻井提速达到瓶颈期、开发成本高,急需建立新的作业思路及模式.通过将常规二开8-1/2"井眼优化为6-1/8"、5-1/2"生产套管优化为4-1/2"、与现场试验结合的高效钻头优化设计、优化钻具组合来提高井眼轨迹控制精度、开发强润滑超疏水钻井液体系,建立了临兴区块致密气小井眼钻完井技术;通过开发微膨胀早强防气窜水泥浆体系、小井眼套管居中技术和固井施工参数优化技术,解决了临兴区块小井眼套管居中难度大、顶替效率低等难题.试验结果表明:与常规井眼相比,小井眼井身结构单井套管用量减少21％,固井水泥用量减少52％,钻井液用量减少34％,岩屑量减少52％;钻井周期比常规井眼缩短47.5％,机械钻速提高56.2％;固井质量优良率大于90％.临兴区块小井眼钻完井技术提高了钻完井效率,满足了致密气降本提质增效及环保需求,具有良好的推广应用价值.     

苏里格南区块小井眼井二开一趟钻钻井技术

为了进一步提高苏里格南区块小井眼井的钻井速度、降低开发成本，开展了二开一趟钻技术攻关研究。进行了钻头改型，通过优化钻头布齿和流线设计，以增强钻头的稳定性及抗研磨性；优化了螺杆设计，以延长螺杆的使用寿命、提高输出功率；优化了钻进参数，实行激进化钻进，以提高钻头的破岩效率；优选了钻具组合，调整了井眼轨迹，以保证一趟钻完成长稳斜段、降斜段钻进。SN00XX平台2口小井眼井开展了二开一趟钻试验，其中SN00XX-02井实现了二开螺杆一趟钻完钻，SN00XX-04井实现了二开螺杆、钻头均一趟钻完钻；另外2口井应用一趟钻钻井技术后钻井周期缩短7.6%。研究结果表明，苏里格南部小井眼井二开一趟钻钻井技术能够顺利实施，且钻井提速效果明显，可为后续苏里格南区块小井眼井钻井提速提效提供技术支持。      

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。      

侧明151井φ139.7mm套管走向开窗侧钻小井眼技术的研究

侧明151井是中原油田φ139．7mm套管定向开窗侧钻小井眼技术攻关的第一口井。该井斜向器陀螺定向、φ139．7mm套管开窗、修窗一次成功，整个裸眼段φ116mm小井眼轨迹控制良好，完全达到设计要求，为中原油田老井侧钻、特别是小井眼套管定向开窗侧钻小井眼技术的提高打下了坚实的基础。文中详细介绍了该井的施工情况及技术特点。     

神府区块新型小井眼优快钻井技术应用与建议

小井眼钻井技术可以有效地提高钻井效率、降低开发成本、减轻环保压力。2019年神府区块推行Ф155.6 mm小井眼钻井技术,应用14口,平均钻井周期22天,机械钻速7.4 m/h,一次固井合格率72.4%。Ф155.6 mm小井眼在该区块应用存在作业周期长、机械钻速低、固井质量无法保证等技术难题,为此,通过分析钻遇地层特点,优化井眼尺寸及井眼轨迹,优选钻头、钻具组合及提速工具,使用改进型聚合物钻井液体系等技术措施,在相近区块应用4口井,钻井周期降低36.5%,平均机械钻速提高38.9%,固井合格率提高至95.9%,并逐步形成了一套适应于神府区块相对完善的钻井技术体系。     

国内外小井眼井钻采技术的发展现状

采用小井眼井大幅度地降低低渗透、特低渗透气田的开发成本,来提高我国该类气田的开发经济效益显得十分紧迫和非常必要。为此,在调研国内外相关小井眼井钻采技术的基础上,介绍了国内外小井眼井钻采技术的发展现状：包括国外小井眼井钻完井技术和井下工具的配套,小井眼井排水采气及增产改造等技术的现场应用效果;国内小井眼井钻井技术,小井眼井增产改造和配套工艺研究及现场应用效果;国外小井眼井的井下工具已基本配套,而国内井下工具仍需进一步配套完善。进一步提出了结合国内小井眼井钻采技术现状,尽快开展后续工艺和井下工具的配套研究,建议中国石油天然气集团公司在长庆苏里格等气区划出试验区块,开展小井眼井系列技术的现场试验,以促进小井眼井技术的整体配套和完善。     

小井眼修井工艺技术应用研究

目前侧钻小井眼井油层套管内径小（76mm）,相应的修井工艺技术及井下工具极其贫乏。针对小井眼侧钻井的特点,自主开发研制或引进了配套的井下工具,通过现场试验与研究,解决了一系列技术难点,形成一套实用有效的侧钻小井眼修井工艺技术。该工艺技术经多次现场应用,取得了令人满意的效果。     

大斜度小井眼随钻扩眼钻柱动力学研究

随钻扩眼钻井技术是一种能有效解决小井眼钻井难题的重要技术,但存在钻柱动力学稳定性差、扩眼效果不理想和钻速低等问题.文章针对TH-A井(φ)149.2 mm大斜度小井眼随钻扩眼至(φ)170 mm井眼作业过程,基于有限元力学分析方法,建立了适合大斜度小井眼的随钻扩眼钻柱动力学模型,采用Newmark法进行随钻扩眼有限元动力学模拟,研究BHA在小井眼中的运动状态,分析钻柱各关键位置处扭转角速度、扭矩、等效应力、井口轴向力及扭矩的时间响应.模拟结果与实测吻合较好,为研究随钻扩眼钻柱的振动特性,优化随钻扩眼措施提供了理论支持.     

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如何提高小井眼固井质量是困扰钻井行业多年的老问题。中原油田针对小井眼井段易漏失、井深、井下温度高、钻井液密度高、地层存在多套压力层系等特点，从小井眼钻进阶段，通过使用双心ＢＤＣ钻头、调整钻井液性能、水泥浆设计、先期堵漏等各种工艺措施，为小井眼固井提供了良好的先期条件。同时，在注水泥施工中，采取优选注替排量、选择合适的隔离液、加旋流扶正器使套管串居中等手段，以提高水泥浆顶替效率，并进一步推广应用压稳高压油气层的四大技术及Ｇ１０１高强度低密度水泥浆体系，小井眼固井技术满足了固井质量要求，并取得良好的效果。     

非API钻具在小井眼水平井中的应用

苏里格小井眼水平井钻井中使用ф88.9 mm钻具出现"两小一高"(排量小、扭矩小、压耗高)的问题,使得螺杆在水平段钻进中动力不足,影响了提速提效。通过API REG 7G计算了钻杆管体的抗扭强度,通过有限元软件分析了接头尺寸与抗扭性能的关系,并根据特殊钻井工艺参数对API钻具接头扣型的要求,提出使用双台肩接头,解决了苏里格水平井钻井中无法在ф177.8 mm技术套管内使用ф101.6 mm钻具的技术难题,实现了钻井过程中的大排量、高螺杆输出扭矩、低循环压耗,满足了苏里格小井眼水平井钻井的需要。     

剑门1井超深超长小井眼钻井技术

剑门1井在第四次开钻中,用Φ215.9 mm钻头钻进中遇到了严重的井下复杂情况,被迫改变井身结构设计,油层套管提前下入,从而大大增加了Φ149.2 mm小井眼钻井的长度。由于井身结构的改变,把一些本该在第四次开钻前应解决的复杂地质问题留给了小井眼钻井阶段。加深的小井眼钻井难度一般都比较大,对于超深超长的小井眼钻井难度就更大。剑门1井在超深超长加深小井眼钻井中,针对面临的许多难题,制定了详细的施工技术措施：①将聚磺钻井液逐步转换为仿油基钻井液;②优选钻头型号和优化钻井参数;③使用顶驱钻井;④采用复合钻具,上部为Φ127 mm S135 18°钻杆,下部用Φ88.9 mm S135 18°钻杆钻井。最终安全顺利地完成了这口超深（7 009 m）超长（2 005.43 m）小井眼井段的钻井工作,取得了宝贵的小井眼钻井经验和丰硕的勘探成果。     

四川盆地磨溪–高石梯区块定向钻井关键技术

四川盆地磨溪–高石梯区块采用"螺杆+MWD"钻进?215.9 mm定向井段时,由于造斜点深、地层温度和钻井液密度高、地层复杂,存在井眼轨迹控制困难、托压严重、机械钻速低等问题.为解决这些问题,通过优化井眼轨道、优选个性化钻头、配套水力振荡器提速工具、制定降摩减阻和预防压差卡钻等技术措施,形成了?215.9 mm定向钻井...     

扭力冲击器在宋深9H侧钻小井眼水平井中的应用

为提高庆深气田侧钻小井眼水平井钻井速度,缩短钻井周期,开展了扭力冲击器配常规导向动力钻具提速技术的研究与应用。首先,重点分析新钻具组合强度是否满足钻进需求,从而防止应力集中造成钻具疲劳破坏;其次,利用扭力冲击器泵压-排量回推公式,优化钻井参数;最后,按照钻具允许的弯曲半径必须小于井眼/套管实际弯曲半径的原则,分析了Ф215.9 mm和Ф152.4 mm钻具组合通过能力,从而实现了钻具安全下入,形成了庆深气田扭力冲击器小井眼水平井提速技术,并在宋深9H井成功实施,为加快深层砂砾岩气藏的勘探开发提供了新的技术手段。     

小井眼水平井钻井技术在卡塔尔杜汉油田的首次应用

杜汉油田是卡塔尔主要的陆上油田,该油田全部采用水平井钻井技术开发油藏,水平位移在1200-1600m之间,水平段长度在800-1600m之间,一般采用(?)152.4或(?)155.6井眼,若发生井下复杂情况或井下事故,需要采用(?)95.3或井眼更小的水平井钻井技术进行施工。文中以DK-353B井为例详细探讨了胜利定向井公司打入卡塔尔市场以来形成的一整套小井眼水平井设计、施工方法,特别是目前完成的DK-353B井,是杜汉油田开发七十多年来所完成的第一口超小井跟水平井。     

小井眼钻井工艺技术的实践与认识

通过泉365斜井在?139.7mm套管内开窗定向侧钻实践,介绍了小井眼定向井轨迹控制、钻井工艺、完井工艺和钻井液等的技术难点和采取的技术措施,并对今后小井眼钻井技术的进一步发展提出了几声、看法。     

高密度水基钻井液在小井眼水平井中的应用

狮49H1井位于青海油田柴达木盆地英西地区狮49井区,钻探目的是为了提高狮49井区背斜构造部位产能,扩展E₃2-V油组产能规模,进一步了解狮子沟油田E₃2油藏油气富集规律,为储量计算提供参数。三开储层井段优选BHWEI钻井液体系,解决了钻井液在小井眼高密度条件下环空压耗大、悬浮稳定性、流变性、窄窗口、抗污染能力难以控制、井控风险高等难题。完钻井井壁稳定,平均井径为159.88 mm,井径扩大率为4.9%。应用钻井液密度为2.10 g/cm3,创英西区块水平井使用钻井液密度最高记录,水平段钻进无托压现象,起下钻无阻卡,完井作业顺利,该井获高产工业油流,体系具有良好的储层保护特性。