龙凤山气田北209井钻井提速技术

针对龙凤山气田钻井中存在的上部地层易塌、下部地层易漏、机械钻速低、钻井周期长等问题,在该油田评价井——北209井进行了钻井提速技术研究与试验,以达到提高机械钻速、缩短钻井周期的目的。在分析龙凤山气田地质资料和地层特点的基础上,通过优化井身结构、采用“PDC钻头+0.5°单弯螺杆”复合钻井技术、选用适合于砾石层的液动射流冲击器、选择机械式无线随钻测斜仪测量井斜、应用SMROP-1快钻剂等关键技术措施,使北209井实现了安全快速钻井,机械钻速达到8.62 m/h,较该气田此前平均机械钻速提高了53.38%;钻井周期40.98 d,比设计钻井周期缩短22.40 d。研究认为,北209井钻井提速技术可为龙凤山气田后续井钻井提速增效提供借鉴。      

高陡构造克深206井钻井提速配套技术

克深206井是库车坳陷克拉苏构造带克深区带克深1-2号构造的一口五开生产评价直井,该井面临着上部地层倾角大易井斜、吉迪克组含砾地层机械钻速低、古近系库姆格列木群盐膏层段易卡钻、白垩系巴什基奇克组机械钻速低、压力窗口窄、井壁不稳、易卡易漏等钻井技术难题。针对上述难点,应用了PDC优选技术、垂直钻井技术、穿盐膏层钻井液体系优选等钻井提速配套技术。通过应用钻井提速配套技术,克深206井钻井速度实现了大幅度的提高,钻井周期250 d11h,较区块平均周期相比缩短47.5%。克深206井钻井提速配套技术为今后克深1-2构造钻井施工作业提供了宝贵的经验。     

苏里格气田致密气藏水平井优快钻井技术

苏里格气田致密气藏水平井钻井时存在机械钻速低、地层井漏坍塌漏并存、钻井周期长等问题。为此,在分析钻遇地层情况和钻井技术难点的基础上,开展了 “工厂化”水平井钻井模式优化、“高效PDC钻头+大功率螺杆”激进参数钻井技术、不同偏移距井眼轨迹控制模式优化和强抑制低密度CQSP-4防塌钻井液分段优化等研究,形成了苏里格气田致密气藏水平井优快钻井技术。2019年苏里格气田应用致密气藏水平井优快钻井技术完钻56口井,平均机械钻速12.76 m/h,钻井周期39.12 d,建井周期52.20 d,较2018年平均机械钻速提高了23.16%,钻井周期缩短了23.71%,建井周期缩短了16.02%。研究与应用表明,苏里格气田致密气藏水平井钻井关键技术提速效果显著,为苏里格气田致密气藏高效开发提供了技术支撑。      

气体钻井集成技术在元坝地区陆相地层的应用

气体钻井技术是解决复杂地层井漏、水敏性坍塌、可钻性差、钻速慢、周期长等问题的重要手段。为此,从地质特征及钻井技术难点入手,分析了川东北元坝地区陆相地层气体钻井技术适应性,集成了泡沫钻井、空气钻井、空气锤钻井、干法固井、气液转换等气体钻井技术进行应用,形成了针对元坝地区上部陆相地层出水、井壁垮塌、易井斜等井下复杂问题的预防、监测和处理的钻井技术。气体钻井综合集成技术的推广应用,使深度在3 100 m以浅地层的钻井提速难题得到了较好的解决,应用井平均施工周期节约29.75 d,缩短36.52％,为川东北元坝地区陆相地层钻井的提速增效提供了重要技术保障。     

涪陵页岩气田钻井提速难点与对策分析

涪陵页岩气田二期工区位于一期主体区块外围,储层埋深增加、断层发育、地层倾角增加,在二期前期钻井过程中,垮、斜、漏、慢等问题突出。文章在分析钻井过程中技术难点的基础上,针对江东区块雷口坡组地层"塌漏同存",制定了PDC+?286 mm大扭矩螺杆复合钻井技术及雷口坡组堵漏、防垮技术措施;对于上部地层倾角大,直井段井斜控制困难的问题,研究形成了高陡构造直井段防斜打快技术;针对二开可钻性差地层,优选了抗冲击牙轮钻头,形成了大扭矩螺杆配合混合钻头提速技术;对于三维水平井摩阻大、托压严重的特点,实践了定向防托压技术,提速效果在20%以上;为解决中深部的漏失,研究形成了防漏堵漏技术。该技术在涪陵二期31口井进行试验应用,平均钻井周期由应用该技术前的116. 18 d缩短至80. 65 d,提速效果显著,为工区二期钻井提速提效具有较好的借鉴和指导意义。     

丁页5井“井筒一体化”钻井提速技术

丁山区块页岩气井钻井时存在机械钻速低和钻井周期长的问题,为提速、提效,在该区块丁页5井探索实施了"井筒一体化"钻井提速技术。提出了"井筒一体化"钻井提速模式,将井筒工程中不同专业技术服务由一个承包商统筹管理、综合应用,以解决多个承包商提供单项技术服务时技术针对性不强和衔接性不好的问题;围绕"井筒一体化"钻井提速模式如何最大化地提高钻井速度和时效,研究实施了空气/雾化钻井、PDC钻头优选改进、配套提速工具、防斜打直工艺和钻井液等各单项技术措施。"井筒一体化"钻井提速技术在丁页5井的试用结果显示,与邻井相比,平均机械钻速提高25%,钻井周期缩短41.95 d。由此表明,"井筒一体化"钻井提速技术有利于发挥各单项技术的优势,互补不足,从而实现提速提效。      

元坝地区钻井提速探索与实践

元坝地区是中国石化天然气增储上产的重点区域,但该地区钻井存在一些技术难点,导致钻井施工风险很大:地层研磨性强,可钻性差;地下断层、裂缝、溶洞发育,井漏频繁,稳定性差;存在多套压力体系、安全窗口窄。这一直制约着该地区钻井速度的提高。为此,勘探南方分公司开展了钻井提速提效技术攻关与实践,采取了井身结构优化、空气钻井、欠平衡钻井等技术措施,并应用了高速涡轮、扭力冲击发生器、孕镶金刚石钻头等新工具和新工艺,平均机械钻速提高1倍以上,钻井周期缩短15%。为进一步提高元坝地区的钻井速度,提出了完善已有提速技术,研制或优选与之配套的钻井设备和工具的建议。      

元坝101-1H酸性气藏超深水平井优快钻井技术

针对元坝高含硫气藏超深水平井钻井过程中存在的陆相高压层钻速慢、海相产层漏失严重、超深高温高压定向困难等问题,元坝101-1H井通过延伸气体钻井深度、应用扭力冲击器和直螺杆配合PDC钻头复合钻井技术,实现了陆相致密砂岩硬地层的有效提速;采用等壁厚直螺杆配合EM1316 PDC钻头,实现了海相高强度低研磨均质地层直井段有效提速;在水平段采用可调式抗高温螺杆,配合欠尺寸双稳定器稳斜钻具组合,既提高了复合钻进比例又保证了井眼全角变化率,效果相当于旋转导向钻井工具;采用双效防磨技术,减少了套管磨损,保证了管柱密封性能。现场应用结果表明,元坝101-1H井完钻井深7 971 m、垂深6 946.44 m,创元坝工区高含硫超深水平井完钻井深最深记录;钻井周期380 d,较设计周期缩短54 d、较前期开发评价水平井平均周期缩短149.92 d,提速效果显著,为同类井的施工提供了较好的经验。     

大庆油田页岩油水平井钻井提速技术

针对大庆油田古龙区块页岩油水平井钻井过程中存在井壁易失稳、摩阻扭矩大和钻井周期长等技术难点,以大庆页岩油高效快速开发为目的,分析了该区块地层特点和钻井施工难点,优化了三开井身结构,确保页岩目的层施工安全;根据实钻经验及现有技术水平,对井眼轨道进行优化,降低施工难度;针对二开直井段缩径、三开造斜段和水平段钻井周期长等问题,进行了井壁修整工具、旋冲螺杆钻井工具、清砂接头和水力振荡器等工具研究,并进行了钻井参数优化,形成了大庆油田页岩油水平井钻井提速技术。该技术在大庆油田古龙区块3口页岩油水平井进行了现场试验,平均完钻井深4 691 m,平均机械钻速19.03 m/h,机械钻速提高53.7%,平均钻井周期35.23 d。研究与现场试验表明,大庆油田页岩油水平井钻井提速技术可为大庆油田页岩油高效开发提供技术支撑。      

青西油田深井钻井提速技术与应用

针对青西油田地质条件复杂、地层岩性多变、倾角大、井斜难控制、可钻性差等难题,分开次、分地层制定了自上而下的钻井提速技术对策。上部推覆体地层倾角大,井斜难控制,采用预弯曲动力防斜打快技术;二开新近系牛胳套—胳塘沟组砾石层发育,单只钻头进尺低,分段优选高效PDC钻头;三开白垩系岩性多变,研磨性强,采用New-Drill配合PDC钻头提速。对青西油田不同地层应用的提速技术试验效果进行评价,形成了提速技术模板,并在18口井上进行了现场推广应用。在平均井深增加239.7 m的情况下,平均机械钻速由1.98 m/h提高至2.44 m/h,平均钻井周期由184.4 d缩短至168.7d,提速效果显著。研究结果表明,青西油田深井提速技术模板的建立有效解决了整体提速效果差的难题,同时可为其他油田类似地层提供借鉴参考。     

杨税务潜山高温油气藏勘探突破的关键井筒技术

杨税务潜山是冀中坳陷重点勘探区域,具有良好的勘探前景。AT1x井是该区域的一口风险探井,完钻井深5 496 m,储层温度超过180 ℃,钻遇地层岩性复杂,井筒作业面临钻井提速难、井壁防塌难、储层评价难、储层改造难等一系列问题。为此针对高温潜山油藏勘探开发的关键井筒技术进行了攻关:在电镜扫描发现裂缝的基础上,在KCl复合盐钻井液中加入聚胺抑制剂和纳米防塌封堵剂,钻井液封堵能力提高,平均井径扩大率小于10%;优选出PDC钻头及其配套提速工具,平均机械钻速由可对比井的1.94 m/h提高到4.11 m/h;采用常规+成像+偶极声波远探测的一体化配套测井技术系列,实现了由井筒到井旁缝洞体精细刻画,为储层评价及压裂选层提供了依据;研发了“深度沟通裂缝和储层体积改造”相结合的高温裂缝型碳酸盐岩储层体积酸压改造技术。AT1井酸压后试油日产气41×104 m3、日产油71 m3,实现了冀中北部深潜山勘探的新突破。上述技术有效解决了冀中坳陷杨税务潜山开发井筒难题,也为高温深井裂缝性油藏开发提供了可选择的技术。     

杨税务潜山油气藏大位移井钻井完井关键技术

为了解决杨税务潜山油气藏大位移井钻井完井中面临的摩阻扭矩大、井眼轨迹控制难度大、泥岩砾岩玄武岩地层钻速低、井底温度高和小间隙固井难度大等技术难点,结合区块地层特点,通过理论分析和模拟计算,优化了井身结构和井眼轨道,优选了井眼轨迹控制方式和钻井液体系,优化了钻井液性能,制定了提速和固井技术措施,形成了华北油田杨税务潜山油...     

渤中凹陷西南环深层探井钻井难点与技术对策

渤海油田渤中凹陷西南环深层含油气构造储量丰富,开发潜力巨大.但该区块存在地质条件复杂、目的层高温高压、压力系统复杂、深部地层可钻性差等难点,给钻探作业带来诸多挑战.针对渤中凹陷西南环深层探井作业的技术难点,创新采用"非标井眼+随钻扩眼+非标套管"的井身结构设计方法,保证封隔各层位的必封点,可以满足地层评价要求;针对不同...     

杨税务潜山超深超高温井安全优快钻井技术

为解决冀中地区廊固凹陷潜山构造带超深超高温潜山油气井在钻进过程中遇到漏、喷、卡、机械钻速低及轨迹控制困难等问题,在分析已完井钻井难点,调研国内超深井钻井提速技术基础上,采取了优化井身结构,简化井眼轨道,针对地层特点设计孕镶齿PDC钻头并优选钻具组合及钻井参数,研制220 ℃低固相抗高温钻井液,研发200 ℃全金属随钻测量井下脉冲发生器等措施。现场应用结果表明:优化后的井身结构与井眼轨道更易于井眼轨迹调整,使用高效PDC钻头与辅助提速、破岩工具相配合,平均机械钻速较之前提高了1~2倍,低固相抗高温钻井液在200 ℃性能稳定,满足安全施工需求,随钻测量全金属脉冲发生器在井温175 ℃条件下可持续工作超过200 h。该区块平均钻井周期较前期完井缩短了50%,最深完钻井深6 455 m、实测井底静止温度207 ℃。所采取的安全、优、快钻井技术可对后期超深、超高温井钻井提供借鉴与参考。     

青西油田深井定向钻井技术

针对青西油田深井定向钻井过程中存在的直井段易井斜、定向造斜段钻速低、井眼轨迹控制难度大等问题,开展了复杂深井井眼轨迹控制与提速技术研究。通过分析区域地质特征、钻井难点等,主要从斜井段井眼轨迹控制与钻井提速等方面进行技术研究并制订了技术方案:在定向稳斜段采用扭力冲击器进行了提速试验,优选中低转速大功率螺杆配合抗冲击、抗研磨性强的螺旋5刀翼PDC钻头和高精度MWD无线随钻测量仪器进行井眼轨迹控制与提速。该技术在现场应用4口井,在满足井眼轨迹控制要求的情况下,斜井段平均机械钻速比采用常规技术提高了74.65%;斜井段最短定向工期达到59.00 d,平均定向工期89.79 d,比采用常规技术缩短了45.88%。研究表明,高效PDC钻头、中低速大扭矩螺杆钻具、MWD测量系统及扭力冲击器的配套技术,在青西油田深井定向钻井井眼轨迹控制与提速方面效果良好,值得在该地区推广应用。      

一开次钻穿不同岩性不同压力系统地层的探索

杨税务潜山带位于渤海湾盆地廊固凹陷,储层埋藏深,钻遇地层复杂,建井周期长,钻探成本高。针对杨税务潜山井优化井身结构、缩短建井周期这一技术难点进行了攻关,在对地层压力剖面分析、奥陶系潜山碳酸盐岩漏失以及石炭—二叠系复杂地层井壁失稳机理研究的基础上,逐步形成了敏感性泥页岩井壁稳定技术、潜山碳酸盐岩防漏技术、超高温深井尾管固井技术,以AT2X1侧钻井为契机,利用较低钻井液密度一开次顺利钻穿石炭—二叠系复杂地层和奥陶系碳酸盐岩潜山储层,为该区块后续井井身结构由四开简化为三开做了有益尝试。AT2X1井的成功侧钻,为该地区潜山内幕钻探,一开次钻穿潜山内幕的府君山组,解决潜山内幕中徐庄组、毛庄组、馒头组等泥岩地层垮塌提供了技术借鉴。     

空气锤钻井技术在哈深201井火成岩地层的应用

准噶尔盆地火成岩地层岩石坚硬、研磨性强、可钻性差,钻进过程中井斜问题突出、机械钻速低、钻井周期长,严重影响了火成岩目的层的勘探开发进程。首先分析了牙轮钻头气体钻井技术难点,通过开展火成岩岩石力学特性实验,分析空气锤破岩机理及其在火成岩中的适应性,结合KQC型空气锤主要结构、技术性能特点,提出空气锤钻井低钻压、低转速、高频率冲击的破岩方式,在实现山前带火成岩防斜打快的同时,能有效避免钻具磨损、疲劳断裂等情况发生。在准噶尔盆地哈深201井火成岩中进行了现场应用,在保证井斜始终控制在2°以内情况下,平均机械钻速和单趟钻进尺较牙轮钻头气体钻井同比分别提高了2.45倍和6.42倍以上,哈山区块?444.5 mm井眼单趟钻机械钻速14.29 m/h,?311.2 mm井眼单趟钻进尺470.62 m,取得了显著的防斜打快应用效果,为今后火成岩地层优快钻井探索出了一种有效的技术手段。     

塔里木泛哈拉哈塘地区扭力冲击钻井技术

针对塔里木泛哈拉哈塘地区油气藏埋藏深,二开裸眼段长,深部地层研磨性强,软硬交错,钻头吃入地层效果差,PDC钻头失效快,钻井机械钻速以及中标费用低等特点和难点,引进扭力冲击钻井技术,力求通过高效破岩技术提高机械钻速、降低成本。2012—2015年进行了36口井试验与应用,结果表明,试验与应用井段平均机械钻速达到5.74 m/h,是转盘钻井技术的2倍以上,是复合钻井技术的1倍以上,平均单井缩短钻井周期25.87 d,提速效果和经济效益显著,为塔里木台盆区深井、超深井钻井提速降本提供技术支持。     

超深井新港1井钻井技术实践与认识.

新港1井是一口定向超深探井,设计井深6 700 m,由于井深且存在多套压力系统,井身结构设计难度大;该井主要目的层埋藏深、地层岩性坚硬,机械钻速低;东营组、沙河街组存在大套玄武岩,易垮易漏;三开裸眼段长达2 380 m,上下温差大,固井质量难以保障;井底温度高,对钻井液性能要求高;造斜、稳斜段岩性复杂,井眼轨迹控制难度大。针对这些钻井难点,从井身结构优化设计、抗高温钻井液体系优选、超深井井眼轨迹控制、超深井固井、提高钻井速度、安全优质施工等方面做了大量工作,高质量完成了钻探任务,为大港油田超深井钻探技术积累了成功经验。