确定地层漏失位置的新方法

在长裸眼段堵漏,常因不能正确判断漏层位置而耗费大量的物资和生产时间,延长钻井周期和增加钻井成本,这种情况在钻井实践中是累见不鲜的。经过分析研究,笔者认为,长裸眼段堵漏成功与否的关键在于能否正确求出漏层位置。本文详细研究了各种情况下漏层位置的计算问题,建立了一套计算漏层位置的数学模式。采用该计算模式即利用主管压力变化确定漏层位置的新方法,可以迅速、准确地求出漏层位置,减少或避免长裸眼段堵漏工艺中的盲目性,提高堵漏成功率,节约大量物资和生产时间,缩短钻井周期,降低钻井成本。     

长庆油田多层系精准堵漏技术研究与应用

为保证油气当量的稳步增加,钻井区域在逐年拓展,井漏问题日益凸显,已严重制约着钻井提速增效。单一漏失层位堵漏难题已形成高效的治理手段,但针对长裸眼井段多套易漏层位治理目前无有效手段,因此文章通过对长庆油田漏失层位分析,明确易漏层位的漏失机理;发生漏失后采用以井温法和流量法为主的“多参数”测漏工具,进行长裸眼井段漏失层位识别,明确漏失位置;最后应用研发的高效疏水堵漏工作液进行专项堵漏,形成了一套长庆油田长裸眼多层系精准堵漏技术。多参数测漏工具漏层识别精度±30 m,测漏时间4～6 h,为后续堵漏提供数据支撑;高效疏水堵漏工作液由胶凝材料和惰性材料进行配伍,2 mm缝板承压可达12 MPa,满足高承压堵漏需求。该技术现场应用三口井,均实现一次堵漏成功,为我国非常规油气井钻井勘探中遇到的堵漏难题提供技术借鉴,助力钻井提速增效。     

塔中奥陶系碳酸盐岩地层漏失压力统计分析

塔中Ⅰ号坡折带奥陶系碳酸盐岩段在钻井施工时常遇到不同程度的井漏,确定漏失层段的漏失压力是防漏堵漏的依据。通过对奥陶系碳酸盐岩地层漏失井漏失的井深分布、工况、井漏发生率、漏失通道进行统计分析,表明奥陶系碳酸盐岩裂缝和溶洞发育、钻井过程中激动压力过大与地层压力敏感是引起井漏的主要原因。依据漏失压差与漏失速度分布规律,建立了相应的启裂压力模型,确定了地层漏失压力当量密度的计算方法,计算结果与实际情况相符,为防漏堵漏提供了依据。     

致密油1500m长水平段水平井井身结构优化设计

目前,国内水平段长度超过1500m的水平井,由于裸眼段长、钻完井摩阻扭矩大,存在漏失与坍塌等复杂层段、钻井风险高等因素,均采用下技术套管封固复杂层段、降低钻完井摩阻的三开井身结构。与二开井身结 构相比,三开结构套管层次多、钻井周期长、钻完井成本增加30％以上。为降低长庆致密油开发成本,开展由三开简化为二开的井身结构优化设计研究,研发的强抑制低摩阻复合盐钻井液体系,解决了裸眼复杂层段的漏失与坍塌,提高了井壁稳定性;开展钻完井摩阻扭矩计算分析及降摩减阻技术研究,降低钻完井过程中的摩阻扭矩,国内首次实现1500m长水平段水平井采用二开井身结构的安全钻完井,钻井周期由原来52.1d缩短至24.7d。     

浅谈漏喷同存复杂地层的技术对策

漏喷同存复杂问题是常规钻井中难以处理的井下复杂之一,特别是长裸眼段多压力系统、裂缝发育地层,常规堵漏方式堵漏成功率低,难以达到良好堵漏效果,使得钻井液漏失多、井控风险大、钻井成本高。本文依据井漏原理,转变常规堵漏思路,以防止井漏为出发点,以井筒压力平衡控制为关键点,通过井筒压力分析并结合地层特性,建立安全作业密度窗口,从而解决漏喷同存复杂难题。文章分析了上喷下漏、漏喷同层、上漏下喷三种情况的地层井漏特点,提出了相应的技术对策及处理措施。现场应用表明,通过建立安全作业密度窗口,保持井筒压力平衡的方式解决漏喷复杂难题具有较强的针对性和可操作性,对于保障井控安全、减少井下复杂具有重要的指导意义。     

含水漏失层段的气体钻井技术

钻井过程中,出现井漏特别是恶性井漏后,将给钻井工程带来一系列的难题。对于采用常规的钻井液堵漏方法不能解决的恶性井漏,应用气体钻井来钻穿漏失井段,可以避免在易漏失井段出现的漏失。在考虑漏失层特性参数对气体钻井影响的基础上,通过地层岩石吸水膨胀室内实验,分析了漏失层特性参数与气体钻井的关系,提出采用气体钻井来钻过漏失层或漏、水共层井段,解决了既有漏失层又有含水层或漏、水共层的井段的钻井难题。为钻遇复杂恶性漏失层井段选取欠平衡钻井方式提供了理论依据。     

川西地区固井及完井过程中井漏原因分析及对策

针对川西地区固井完井过程的井漏问题，分析其原因，并提出预防和处理措施。指出了应用堵漏技术从安全的角度考虑应注意的主要问题：①对长裸眼层段存在多压力系统发生井漏与溢流，应分析各层段的地层压力与承压能力，确定漏失层与气层，为制定堵漏与压井施工方案提供科学依据；②在钻井施工中进行堵漏作业，应认真分析漏失层岩性特征、漏失原因与机理，针对性地选择堵漏材料与堵漏工艺；③对喷漏同存的井，应将堵漏与压井进行综合考虑和有机结合，保持井内动态液柱压力始终高于漏层压力，即气层发生井漏实施吊灌技术；④若漏失层为非产层，在不构成伤害油气层前提下，可选择堵漏固化后强度高的永久性堵漏材料；若漏层为产层，确需堵漏则选择能最大限度保护产层的暂堵材料；⑤高含硫气井喷漏同存复杂条件下，固井与完井工艺选择要符合气田采气技术要求。     

地质工程一体化漏失机理与预防措施

塔里木库车山前古近系复合盐层严重漏失给安全钻井带来了巨大挑战。针对库车山前复合盐层重点漏失层段,分析漏失段地质特征、地质力学特征,结合钻井施工参数,判断漏失类型,分析易漏岩性组合分布与漏失压力,探讨预防钻井液漏失方法。研究结果表明:膏盐岩段盐岩夹含盐泥岩、含膏泥岩,膏质泥岩夹泥岩、灰质泥岩是主要漏层岩性组合,宏、微观分析可见天然裂缝不发育,物性测试表明孔渗较低,不具备直接发生漏失的原有物质基础;含膏泥岩、含盐泥岩抗拉强度0.61~1.12 MPa,平均值0.946 MPa,在压力作用下易产生裂缝;钻井液平均漏速小于20 m3/h,具有微漏~小漏特征,通过降排量降密度可有效缓解漏失。通过盐间漏失层地质、地质力学、工程特征分析,认为复合盐层漏失为诱导破裂型漏失,漏失压力为地层破裂压力,约等于水平最小地应力,并通过模拟应力场数据与实钻漏失点数据对比进行验证。综上分析,明确膏盐岩段易漏岩性组合分布和建立复合盐层黏弹性三维地质力学模型求取水平最小地应力是预防复合盐层漏失的关键,对减少盐间漏失具有重要意义。     

碳酸盐岩地层复杂井漏的处理

井漏,是碳酸盐岩地层钻井中的一个影响钻井速度及井身质量的主要因素之一。文中主要阐述了对碳酸盐岩地层中的水层漏失、气层漏失、又喷又漏、长段裸眼井漏的处理方法。并指出目前对付井漏最大的难题是缺乏有效的深井测试仪器。     

BX水泥浆体系在LN油田的应用

为了实现钻井"提速、降本、增效",塔里木油田优化了LN油田的开发/评价井的井身结构,减少套管层数,形成了较多的长裸眼固井。而长封固段固井中的高温高压、大温差、长裸眼段、多套压力层系并存等复杂情况极大地增加了固井难度,对水泥浆的各项性能要求更为严格。从LN油田低压易漏长裸眼段固井的难点出发,结合该区域目前广泛采用的工艺技术现状,水泥浆的应用情况,进行了BX水泥浆体系应用适应性评价。结果表明,BX水泥浆体系具有高初始稠度、强触变性、防窜性能好等特点,更能够适用于LN油田的地质特征,在水泥浆候凝期间起到一定的防漏堵漏作用。双密双凝水泥浆设计,能有效降低液柱压力,降低施工过程中压漏地层的风险,提高整体固井质量,能够满足低压裸眼长封固段固井需求。      

正电胶磺化混油聚合物钻井液在长裸眼水平井中的应用

针对塔里木油田大部分开发水平井裸眼井段长，地层极易坍塌、渗漏，造成粘附卡钻等复杂问题。对不同的井段、不同地层采用了不同的钻井液体系。即上部地层采用正电胶聚合物钻井液，以防中上部软泥岩地层分散、造浆以及粘附卡钻等复杂情况的发生；下部地层采用正电胶聚磺钻井液，保证钻井液在高温、高压下性能优良，再配合使用稳定处理剂对地层进行封堵，确保了长裸眼井段的井壁稳定；定向水平井段采用正电胶磺化混油钻井液，解决了钻进存在的“岩屑床－流变性－水马力发挥－压耗”等诸多问题，提高了机械钻速，减少了裸眼井壁的浸泡时间，再配合使用油层保护剂及超细碳酸钙，改善泥饼质量，形成屏蔽暂堵层，较好地保护了油气层。经现场50口长裸眼水平井应用表明，该套钻井液体系性能稳定，具有很强的抑制性及悬浮携砂性，钻井施工安全、顺利，无粘附卡钻事故发生，仅套管费用每口井就节约几百万元，取得了非常好的经济效益。     

玉门青2-7井钻井液技术

玉门青2－7井一开井段砾石层成岩性差,胶结疏松,易卢井漏、井塌、沉砂;二开为砂泥岩互层,裸眼井段长,泥岩易水化膨胀,砂岩渗透性好易形成厚泥饼,砾岩、砂泥岩胶结差,井壁易坍塌,并存在石膏污染;三开为产层钻进,地层倾角大,裂缝发育,岩性为硬脆性泥岩,易发生掉块砖塌现象,井底温度高,根据该井地层特点、钻井工程要求和保护油气层的需要,一开使用“三高一适当”普通膨润土浆,防止了表层疏松砾石层的井漏、井漏;二开采用金属离子聚合物钻井液,该体系抑制能力强,防止了泥岩水化膨胀,具有良好的失水造壁性,防止了因砂岩地层渗透性好而形成的厚泥饼缩径,保证了长裸眼段的防塌及井下安全;三开选用金属离子聚磺屏蔽暂堵钻井液,该体系具有良好的失水造壁性,封堵防塌能力强,防止了油层段的剥落掉块垮塌,实现了近平衡钻井,保护了油气层。现场施工表明,该井钻井液技术满足了钻井、地质录井的需要,达到了保护油气层的目的。     

长裸眼定向井的钻井液工艺技术

介绍了长裸眼中斜度定向井的钻井液体系及处理方案,以及润滑防卡、井眼净化和井壁稳定等3个关键技术问题的解决方法。列举了4口井的应用情况及钻井液性能。实践证明,所选择的钻井液工艺技术较好地满足了钻深3623m、井斜49°、井底水平位移1229m、裸眼井段长达3224.5 m、裸眼斜井段长达2292 m的定向井对钻井液的要求。     

CGSTEER旋转导向在长庆页岩油 H100平台的应用

随着勘探开发的进一步发展,井数越来越多的大井丛平台已经成为页岩油开发的新模式,给钻井施工及后续作业提出了较高的要求与挑战。特别是在钻井施工中,大偏移距、长裸眼段、长水平段、高摩阻高扭矩等一系列问题,是钻井施工必须面对、且需要立即解决的技术问题,尤其是平台边缘井更为突出。文章根据旋转导向工具特点及平台地质条件、地质靶体要求,优化了井身剖面,优选了配套钻具组合、钻头、钻井液及钻井参数等,并在H100平台得到了成功应用,形成了一套页岩油大井丛平台集“剖面 ＋工艺 ＋工具 ＋钻井液”于一体的旋转导向工具工艺技术,成功解决大偏移距井钻井过程中长裸眼段存在的高摩阻高扭矩等问题,为后期大井丛平台式开发提供技术支撑。     

塔河油田优快钻井钻井液技术

分析了塔河油田上部砂泥岩易缩径地层、难点，针对长裸眼井钻遇不同地层所出现的不同问题，下部易扩径的三叠系石炭系硬脆性地层的地质特征及钻井技术采用了不同的钻井液体系并采取了不同的维护处理措施，成功解决了塔河油田优快钻井中长裸眼地层的井眼稳定、钻井液性能维护等一系列技术问题，现场应用效果良好。     

塔河油田TK480井钻井液技术

塔河油田TK480井完钻井深5593．10m，裸眼井段长达4246m。文章介绍了该井钻探过程中的经验和复杂事故的处理情况，认识和总结了在粘土含量较高的白垩系、侏罗系和石炭系及砂泥岩频繁互层、垮塌严重地层中裸眼钻井的钻井液技术。     

哈拉哈塘地区钻井难点分析与提速关键技术

哈拉哈塘区块是中国石油塔里木油田黑油增储上产的主要区块之一,该区油藏埋深通常在6 800 m左右,钻井过程中存在中上部地层阻卡严重,容易泥包钻头,二叠系、石炭系井壁稳定性差,易垮塌,深部地层可钻性差,机械钻速低,超长裸眼事故复杂多和目的层含硫化氢、又漏又溢等技术难点。储层超深、地层复杂、钻井难度大、钻井周期长,严重制约了油田增储上产的步伐。针对这些施工难点,进行了优化钻井水力参数、优选钻头和涡轮、旋冲工具复合钻井、事故复杂预防、超长裸眼井壁稳定、碳酸盐岩储层安全钻井技术等研究应用,取得了明显成效,平均单井钻井周期较之前缩短1个月以上,有效控制了事故复杂的发生,实现了该区安全快速钻井的目标,解决了该区钻井速度慢、事故复杂多的技术难题。     

两口长裸眼井的钻井液工艺

由于受钻井总投资的制约,晋古1-2、晋古1-3井减少技术套管的层次,使二开后φ241.3mm井眼的裸眼段分别长达3627.31m和3639.71m,尤其是晋古1-3井,在其裸眼段中还要进行定向井施工作业,故钻井液工作的难度非常大。根据地层岩性及钻井施工特点,要求钻井液除具有良好的抑制能力外,重点应解决防卡、防塌、携砂及防漏问题。提出了用聚合物钻井液体系、RH8501润滑剂和塑料球、磺化沥青防塌剂等一系列相应的技术措施,经现场应用基本上满足了钻井要求,并取得了一定的经验。     

巴西盐下碳酸盐岩油藏裸眼智能完井技术分析

巴西盐下碳酸盐岩油藏主要位于Campos和Santos盆地,所处海域水深1 900～2 400 m,属于超深水海域; 油藏位于巨厚盐层下,部分区域盐层厚度达2 000 m,钻完井作业难度大,费用高。套管内射孔并下入智能完井管柱成为该区域主要的完井方式。然而,套管射孔作业对储层伤害严重,作业时间长,超深水作业综合日费昂贵,使得油田开发成本进一步增加。为提高油田开发经济效益,分析巴西盐下碳酸盐岩储层岩石特征,提出适用于该区块的裸眼智能完井技术,并利用ANAYS有限元软件对裸眼井在不同生产压差下井壁稳定性进行模拟。结果表明:巴西盐下碳酸盐岩储层岩石力学强度较高,生产压差15 MPa时,井眼极限扩大率1.5%,发生塑形屈服区域小,井壁稳定性好,适合裸眼完井。优化后的裸眼智能完井技术方案经济、可行,能较大幅度降低钻完井成本。