东海盆地大位移井固井工艺技术研究

东海盆地西湖凹陷为典型的低孔低渗储层,地层压力系数求取困难,导致压稳计算难度高,增加了固井压稳准确计算的难度。同时受油基钻井液作业的影响,加剧了固井高效顶替难度。通过优化浆柱结构设计、开发高效冲洗前置液和聚合物防窜水泥浆体系,优选压稳防窜计算方法,形成了东海大位移井固井工艺配套技术,研究成果在东海进行了4井次的应用试验,固井质量优良,满足油气井后续开发需求。     

东海某气田大位移井钻井液技术室内研究

依托平湖气田平台现有设施,利用大位移井可实现东海某边际气田难动用储量的经济开发,但目前东海海域尚未有大位移井的应用实践,东海复杂的地层情况给大位移井开发带来了前所未有的挑战。对东海某大位移井油基钻井液技术开展室内研究和评价,建立了一套大位移井油基钻井液体系。试验结果表明,该油基钻井液性能稳定,有着合适的流变参数,能够满足大位移定向井井眼清洁的携砂性能,具有降低钻具旋转摩阻性能防止地层垮塌及煤层坍塌的封堵性能,并在需要时可以及时消除高压疏松易漏地层的钻井液漏失,能够满足东海大位移井钻井技术的实践要求。     

东海大位移井完井技术研究与应用

大位移井可以利用现有海上平台,对边际油田和平台周边区块进行勘探和开发,较大程度地节省海上作业费用。针对东海油气藏地质情况复杂,勘探开发成本高的情况,在现有平台基础上,利用大位移井技术进行勘探和开发将是未来东海油气发展的一个方向。在大位移井完井作业过程中,由于井筒条件的限制,井筒清洁难度大、射孔作业风险高、生产管柱气密性要求高。通过近年来东海大位移井完井作业实践,在井筒清洁、射孔安全、生产管柱密封性等方面,探索出了一套适合东海大位移井完井的技术,以供后期大位移井完井作业借鉴。     

南海东部大位移井固井技术

以南海东部西江油田、惠州油田大位移井固井的成功作业为例,分析了大位移井固井的技术难点,并针对该区域大位移井的特点,优选出一套较为全面的大位移固井技术,包括采用偏心引鞋和漂浮接箍的漂浮下套管技术、低密高强防窜水泥浆体系,并顺利施工.最终提出了保证大位移井固井质量的相关技术措施,现场取得了显著效果,形成了成熟的大位移井固井技术,对大位移井固井质量的提高有指导作用.     

渤海浅层大位移井固井水泥浆技术

渤海油田浅层大位移井垂深浅、水平位移大,存在地层孔隙压力和漏失压力之间“窗口”狭窄,地层易压漏、低温、大斜度段水泥浆沉降稳定性差,水泥石强度发展缓慢,容易发生气窜等难题,对固井水泥浆的综合性能要求较高,固井质量难以保证。针对上述问题,提出了新型双凝防漏水泥浆技术,领浆采用生物质混合材料,结合纳米液体减轻剂（W60L）,形成了密度1.40～1.60 g/cm3生物质-纳米低密度水泥浆体系。尾浆采用常规密度水泥浆体系,辅以纳米增强防窜剂（GS12S）,形成了一套纳米防窜水泥浆体系。通过选择合适的双凝界面高度,精确控制环空水泥浆当量密度,同时加入适量液体纤维,提高了水泥浆防漏能力,前期应用效果良好,具有良好的推广应用前景。     

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。     

大温差固井技术在渤海某油田的应用

随着渤海油田的开发,要求封固的目的层越来越多,而且复杂层位越来越多、为了节约成本、为难以预知的预处理复杂情况提供处理层,在上部能够实现的层段应用长封固段固井用以节约套管层次的做法越来越多,传统的双级固井方式存在弊端.研究一种可以抗高温、适用于大温差的低密水泥浆体系,对长裸眼段进行一次封固,是本文的研究重点.笔者通过研究...     

D2-20大位移井固井技术

分析了D2-20大位移井固井中存在的技术难点。给出了所采取的工艺技术措施。包括套管摩阻计算分析，提高顶替效率和水泥浆体系的优选等。该井固井的成功（固井质量为优），为今后同类型井固井提供了借鉴。     

提高大位移井固井质量方法

分析了大位移井固井的技术难点,从水泥浆的体系、套管的居中、附件的优选与应用、现场施工技术等方面进行了研究,提出了保证大位移井固井质量的技术措施,现场实践取得显著效果,形成了系统、成熟的大位移井固井技术.对大港油田大位移井固井质量的提高具有指导作用.     

东海超深大位移气井完井技术实践

东海P-1井利用老井侧钻开发边际油气藏，具有井深大、水平位移大、大斜度稳斜段长等特点。为解决大位移井完井作业中因井筒条件限制，净化清洁难度大、井筒摩阻大、射孔校深难度大，施工风险高、常规管柱结构设计难以满足操作安全可靠的要求等问题，通过对井筒清洁技术、高效润滑技术、射孔校深技术和管柱优化的研究，有效清洁超深大位移井井筒，降低井筒摩阻，解决射孔校深难题，实现气井管柱密封评价和封隔器安全坐封。现场应用表明，东海超深大位移井完井技术可行，实现了边际油气田的低成本开发。     

非常规井身结构在南海某大位移井技术实践

在仅有的2个Ф762mm隔水导管井槽已被使用的条件下,中国南海东部地区某油田使用Ф609.6mm隔水导管槽口,创新应用Ф609.6mm隔水导管+Ф508mmФ558.8mm井眼/Ф473.07mm套管+Ф406.4mm井眼/Ф339.73mm套管+Ф311.15mm井眼/Ф244.47mm套管+Ф215.90mm井眼/Ф17.80mm尾管非常规井身结构,并配套使用Ф558.8mm偏心扩眼器完成Ф508mm井眼扩眼技术,成功实施新增大位移开发井作业,节省昂贵的工程改造成本,在短时间内实现油田的高效开发。该技术应用为同类型的新增开发井提供的宝贵的实践经验。     

延长石油浅层大位移水平井固井技术

基于延长油田东部地区地质条件和水平井钻井状况的认知,分析了延长浅层大位移水平井的固井难点。储层温度下水泥浆体系设计困难、垂深浅套管下入摩阻大、后期分段压裂改造对固井质量要求高是其面临的突出难题。研发了低温下强度20 MPa以上的低温微膨胀水泥浆体系,结合双漂浮接箍、优化扶正器组合等降摩减阻下套管技术,井眼准备、隔离液三级冲洗紊流顶替、漂浮顶替等一系列提高顶替效率措施,确保了延长首口浅层大位移水平井七平1井的顺利施工,固井质量良好。为延长油田进一步钻大位移水平井开发浅层难动用资源提供了技术支撑。     

随钻声波测井在大位移井固井评价中的应用——以东海平湖油气田为例

固井质量的好坏是直接影响油气开发效果的主要因素。大位移(大斜度)井和水平井固井质量的评价更对测井带来了极大的挑战。平湖油气田ZX1井是东海第一口大位移井,最大井斜达77.8°,水平位移达5.4 km,由于爬行器受限,无法进行电缆固井质量测量。通过多方调研和技术可行性论证,在国内首次采用斯伦贝谢最新的随钻声波测井仪(Sonic Scope 475)对ZX1井进行了固井质量的测量和评价,取得了良好的应用效果。     

东海大位移井射孔设计实践分析

随着海上大位移水平井的增多,针对此类井的射孔完井作业也逐渐增多,其对作业时效及射孔安全也提出了更高的要求,该类井射孔作业面临着校深困难、下入困难、管柱施工安全等诸多工程问题[1];本文运用射孔优化、管柱及电缆下放模拟和射孔爆轰压力模拟等技术,为井深6807米、水平位移5625.24m的大位移ZG1井设计了安全有效的射孔施工方案,设计方案包括射孔弹的选用、射孔管柱下放分析、推荐电缆输送校深仪器的方法等。此设计方案的成功应用为海上大位移井射孔作业提供新的设计思路。     

大位移井技术

通过分析相关大位移井的资料,归纳总结一些大位移井的施工措施和技术要点。     

浅层大位移井固井水泥浆体系研究

K油田是渤海区域重点开发项目,该油田第三系地层中含油层位较多,勘探开发初期以浅层大位移井为主。浅部地层具有泥质胶结及压实情况较差、地层温度及压力较低的特点,固井作业时,水泥浆易向低压疏松地层中漏失,低温条件又会导致水泥浆水化作用慢、形成水泥石强度低,极大影响了固井质量和钻井安全性。针对这一问题,本文从降低水泥浆密度、提高水泥石强度、强化水泥浆体系稳定性三个角度,研发优选了低密度材料、新型早强剂及纳米增强剂,形成了一套适合渤海K油田浅层大位移井固井用水泥浆体系,经实验测定具有较好的性能,对该项目固井作业及后续开发具有重要意义。     

螺杆钻具在南海西部某井高温大位移井硬地层定向钻井技术应用

针对南海西部某井12-1/4井段钻进至梅山组降斜严重,旋转导向钻具无法满足井眼轨迹控制要求.现场使用螺杆钻具成功进行大位移井硬地层造斜钻进,达到了地质中靶要求.从定向钻进技术难点、高温控制措施、大位移井风险控制措施以及井眼轨迹控制等方面进行讨论,为该区域类似井作业提供参考与借鉴.     

井楼油田超浅层大位移水平井固井技术

为了满足井楼油田超浅层大位移水平井开发技术要求,对超浅层大位移水平井固井技术进行了科研攻关,对影响固井施工安全和固井质量的因素进行了详细分析和室内试验。现场应用表明,该技术较好地解决了套管入井困难、低温水泥浆体系筛选困难、套管在水平井段不易居中、水泥浆顶替效率低等难题,确保了固井施工安全和固井质量,该超浅层大位移水平井固井技术满足了井楼油田一、二区开发的需要。     

低黏高切油基钻井液在东海大位移井的应用

为了解决东海大位移井钻井过程中井眼清洁困难,易导致起下钻困难乃至卡钻、下套管遇阻无法到位;设备负荷大;施工周期长,易发生井壁失稳,引发井下复杂情况或事故等问题,在分析了传统的油基钻井液体系利弊的基础上,采用一种适合于大位移井的低黏度高切油基钻井液体系。本文主要介绍分析了东海G-1大位移井的特点,并对低黏高切油基钻井液在其中的应用情况进行分析和评价。结果表明,低黏高切油基钻井液很好的解决了大位移井的诸多问题,达到了非常好的井眼净化效果,在东海大位移井应用取得了成功。