长庆油田页岩油大井丛水平井钻井提速技术

长庆油田页岩油大井丛水平井钻井过程中存在摩阻扭矩大、滑动钻进托压、机械钻速低和储层地质导向识别程度低等问题,为解决这些问题,进行了大井丛水平井多层系布局、大偏移距设计、三维井眼轨迹控制和提速工具配套等关键技术研究,在平台井网/井序优化部署、密集式井组轨道防碰设计与控制、水平井一趟钻完钻、储层随钻评价与精准控制和注水区安...     

深层页岩气水平井“一趟钻”技术探索与实践

页岩气水平井“一趟钻”技术能大幅提升钻井效率、降低钻井成本，在北美页岩气开发中得到了广泛应用。我国川南深层页岩气储层埋藏深、温度高、地质条件复杂，“一趟钻”技术面临诸多挑战。基于地质工程一体化理念，通过三维地质精细建模与关键层位标定形成了井眼轨迹优化设计与预调预判方法；利用大数据钻头效能评价机制，完成PDC钻头型号优选；融合钻井液地面降温、高温储层旋转导向工具优选、储层降密度欠平衡钻井等方法，最终形成了川南深层页岩气水平井造斜-水平段“一趟钻”钻井技术集成配套。在Y101H65-7井开展现场试验，首次实现了造斜-水平段“一趟钻”2 330 m完钻，四开钻井周期较邻井缩短67%,较泸州区块缩短68%;水平段机械钻速15.78 m/h,较邻井提高129%,较泸州区块提高141%;井底循环温度相比邻井降低6～8℃。现场试验结果证明：该配套系列技术是实现川南深层页岩气造斜-水平段“一趟钻”高效经济开发的有效手段。研究结果可为我国深层页岩油气开发提供技术参考和借鉴。     

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。      

泸州区块深层页岩气水平井优快钻井技术

泸州区块深层页岩气储层龙马溪组页岩埋藏深、温度高,钻井过程中面临井漏频发、难钻地层机械钻速低、旋转导向仪器高温下的故障率高和钻井周期长等技术难点。为此,在分析钻遇地层特征和钻井技术难点的基础上,进行了井身结构和井眼轨道优化、高效钻头优选、堵漏技术措施优化、油基钻井液地面降温技术和欠平衡钻井技术研究,形成了泸州区块深层页岩气水平井优快钻井技术。该技术在泸州区块34口页岩气水平井进行了应用,应用井平均完钻井深5 760 m,平均水平段长1 890 m,平均机械钻速由5.61 m/h提高至7.03 m/h,创造了造斜段+水平段一趟钻完钻、单趟钻进尺2 330 m等纪录。泸州区块深层页岩气水平井优快钻井技术支撑了该区块深层页岩气安全钻井和钻井提速提效,对其他地区深层页岩气水平井钻井提速具有一定的借鉴价值。      

致密砂岩气钻完井技术进展及展望

加快致密砂岩气(以下简称致密气)高效勘探和规模效益开发,对提高我国天然气自给能力,保障国家能源安全、实现"双碳"目标具有重要意义。为进一步促进致密气的规模增储上产,将资源量转化为储量、产量,在系统总结分析"十三五"期间致密气钻完井技术进展的基础上,对标分析了致密气钻完井技术面临的挑战,对"十四五"及中长期致密气钻完井技术的发展进行了展望分析。研究结果表明:(1)创新形成了致密气钻完井技术体系,主要包括:长水平段水平井快速钻井技术、大井丛工厂化钻井提速提效技术、小井眼钻完井技术、侧钻井技术、气体钻井技术等。(2)致密气水平井迈上5 000 m水平段新台阶,最长水平段长度达5 256 m,钻井时效逐年提升,保障了鄂尔多斯盆地、四川盆地致密气效益开发和持续上产。(3)"十四五"期间,持续提升大井丛工厂化钻完井作业水平,探索混合井组下更高效的批量化、标准化的作业模式;升级改造装备、配套关键工具,提升长水平段一趟钻比例;完善致密气小井眼钻完井配套技术,成熟区全面推广应用小井眼钻完井技术;加强老区致密气剩余气挖潜攻关,加快连续管侧钻技术、柔性钻杆径向钻孔研究与试验;探索气体钻水平井/侧钻水平井技术...     

加拿大M致密砂岩气藏高效开发技术

针对低气价下加拿大M致密砂岩气藏如何实现经济高效开发的问题,开展了开发层系划分、钻井完井施工参数优化、优快钻井完井施工及压后返排和井工厂开发等方面的技术攻关,形成了地质工程一体化的巨厚砂岩储层开发层系划分技术、机器学习大数据分析钻井完井施工参数匹配技术、水平井低成本优快钻井技术、闷井返排技术及井工厂立体开发技术等关键技...     

气体钻井高效开发致密砂岩气藏

致密砂岩气是一类非常重要的非常规油气资源，但该类气藏岩石致密、孔喉细小、孔渗低、黏土矿物改造作用强、强亲水并且原始水饱和度低。钻井完井过程中该类气藏易受损害并难以解除，主要的储层损害类型包括固相堵塞、与液相侵入相关的敏感性损害和水锁损害、应力敏感性损害，其中液相损害的影响要大于固相侵入堵塞。采用常规的过平衡和欠平衡钻井技术由于严重的储层损害而普遍效率低，难以形成对该类气藏的有效勘探开发。理论和现场试验均表明，气体钻井技术是一种高效开发致密砂岩气藏的钻井技术，它不仅从根本上避免了钻井液钻井中由固、液相侵入引起的储层损害，有效保护了储层；还极大地提高了钻速，减少了钻井事故，缩短了建井周期。     

南川地区页岩气水平井优快钻井技术进展及发展建议

南川地区是中国石化继涪陵页岩气一期产建区后的又一个页岩气产建区,为进一步促进该地区页岩气水平井钻井提速提效,在借鉴涪陵页岩气一期建设成熟经验的基础上,分析了该地区页岩气水平井钻井存在的技术难点,进行了井身结构优化、个性化高效钻头优选、井眼轨道设计优化、固井完井方式优化和组合钻机“井工厂”钻井模式等方面的技术研究,形成了适合于南川地区的页岩气水平井优快钻井技术。该钻井技术在南川平桥南区块应用了30余口井,平均钻井周期由应用初期的93.00 d缩短至79.67 d,平均优质储层钻遇率达98%以上,其中一趟钻进尺大于1 000 m的井超过60%,提速提质效果良好。在此基础上,分析了焦页10井区和东胜区块的水平井钻井技术难点,提出了技术攻关建议,以期为南川地区后续产能建设中高效钻井提供技术支撑。      

红河油田水平井钻井提速难点与技术对策

为解决红河油田水平井机械钻速低、钻井周期长的技术难题,开展了“四个一趟钻”钻井提速技术研究。为确保一开直井段、二开直井段、二开斜井段和三开水平段都能一趟钻完成,达到钻井提速的目的,制定了一系列技术措施:针对红河油田地层研磨性强、稳定性差的特点,根据该油田的地层可钻性级值,选出了适合不同井段的PDC钻头,采用能保证井壁稳定且对储层伤害程度低的钾铵基钻井液;根据该油田的实钻经验及现有技术水平,对井身结构、井身剖面进行了优化;针对二开直井段和定向井段机械钻速的情况,二开采用“PDC钻头+螺杆+MWD”的复合钻井技术。9口井的现场应用表明,一开直井段、二开直井段、二开斜井段和三开水平段都能一趟钻完成,起下钻次数明显减少,机械钻速提高59.74%,平均钻井周期缩短42.31%。这表明,“四个一趟钻”钻井提速技术能实现红河油田钻井提速的目标。      

渝东南南川地区常压页岩气示范井应用评价及推广效果

渝东南南川地区常压页岩气资源丰富，是页岩气勘探开发的重要地区。该区前期钻井受地质条件复杂和工程技术配套不完善等因素影响，提速提效总体成效与常压页岩气规模效益开发要求存在差距。为此，选取该区阳春沟区块阳页54-3HF井作为首口常压页岩气示范井，攻关形成区域优快钻完井示范技术序列。在分析区域钻井技术难点的基础上，结合地层抗压特性、地层压力系统等基础研究，系统性攻关浅表层穿漏技术、井身结构优化技术、提速工具优选技术、轨迹控制与导向技术、低密度强封堵油基钻井液技术和优快完井技术等钻井关键技术，形成以浅表层工勘、大排量清水抢钻井、优化井身结构、全国产化提速工具配套、低密度强封堵油基钻井液、地质工程一体化导向、低承压井筒环境优快固井技术为核心的低成本优快钻井示范技术体系。示范井钻井周期19.96 d,刷新国内4 500 m井深最短钻井周期，机械钻速24.88 m/h,较同区相同井深最快机械钻速10.29 m/h提高141.79%,优质页岩钻遇率100%,固井质量优秀，起到了良好的示范引领作用。推广应用后，地区机械钻速、钻井周期等各项技术经济指标均得到明显提升，加快了南川地区常压页岩气勘探开发进程。...     

元坝气田超深酸性气藏钻完井关键技术

四川盆地元坝气田是近年来中石化发现的一个大型气田,是继普光气田之后天然气增储上产的又一个重点探区。元坝气田超深酸性气藏地质构造复杂,储层埋藏深,钻遇地层复杂,特别是陆相深部地层,属于高研磨性地层,机械钻速慢,钻井周期长。为此,经过多年的钻井实践和技术攻关,引进新工具、新技术,研制专用钻头,优化钻井设计,形成了针对该气藏的6项钻完井关键技术:(1)保证提速、安全完井作业的井身结构优化技术;(2)陆相上部地层气体钻井、陆相深部高研磨地层钻井提效技术体系;(3)气液转换、超深大斜度井及水平井润滑减阻、井壁稳定控制及防酸性气体污染技术等钻井液配套技术;(4)气体介质条件下固井、深井长封固段固井及超高压小间隙固井技术系列;(5)完善了以测量仪器、动力钻具优选及钻具组合设计等水平井井眼轨迹控制技术;(6)适合该气藏衬管完井方式和完井管柱优选技术。现场应用效果表明,系列关键技术有效地解决了机械钻速慢的难题,大幅度缩短了作业周期,实现了7 000 m井深水平井的提速提效的目标。     

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...     

丛式井低成本批量钻井技术

在油气资源日益紧张,移动式钻机作业费用不断上涨的今天,丛式井批量钻井技术的合理运用对于降低钻井成本,开发页岩气、致密气、致密油等低效油气田具有重要意义。批量钻井通过充分利用离线设备,大大降低了钻机非进尺占用时间。使用可纵横两向自由移动覆盖全井场的移动模块钻机,以方便快速搬安,实现高效钻加密丛式井网。同时,批量钻井由于井眼间距较小,在钻井及固井工艺都有一系列特殊工艺技术。     

南海莺歌海盆地中深层高温高压水平井钻井关键技术

针对南海莺歌海盆地中深层高温高压气藏水平井钻井中高密度钻井液流变性难以调控、大斜度井段套管磨损严重、摩阻扭矩大、钻具负荷大及大斜度井固井质量难以保证等问题,从保障钻井安全和提高钻井时效出发,进行了井身结构设计和抗高温高密度油基钻井液技术、钻井液微米级重晶石加重技术、高密度油基钻井液滤饼冲洗技术、高温高压含CO₂气井套管材质优选、高温高压水平井段安全钻进等方面的技术研究,形成了南海莺歌海盆地中深层高温高压水平井钻井关键技术。现场应用表明,该技术可以有效保障安全高效钻井和提高固井质量,应用井投产后清喷产能比预期高30%。水平井钻井关键技术为南海莺歌海盆地中深层高温高压水平井钻井提供了技术保障,也可在同类条件同类型井钻井中推广应用。      

哥伦比亚Matambo区块深井钻井关键技术

哥伦比亚Matambo区块油藏埋深约5 000.00 m,具有地层倾角大、多套压力系统、地应力高、多断层破碎带、多层大段泥岩、巨厚砾石层及异常高压地层等特点,6口深井在钻井过程中频繁发生井塌、阻卡和井漏等井下故障,导致钻井速度慢、钻井周期长。为提高该区块油气勘探开发效益,在充分分析该区块地质情况和总结已完钻井施工经验的基础上,从井身结构优化、井眼轨道设计与轨迹控制、多参数随钻监测与分析、固井工艺优化及钻井液体系优选等方面进行了技术攻关,形成了适合该区块的深井钻井关键技术,并在G10ST5井进行了现场试验。G105ST5井顺利钻至设计井深,井身质量和固井质量满足设计要求,与该区块其他6口深井相比,钻井周期缩短了20.7 d,平均机械钻速由3.00 m/h提高到7.00 m/h,井下故障损失时间在钻井周期中的占比由原来的15%~30%降至7%,钻井综合成本降低近45%。现场试验结果表明,Matambo区块深井钻井关键技术能够满足深井钻井提速提效的要求,也为其他类似区块复杂深井的优快钻井提供了技术借鉴。      

复杂断块油藏立体开发钻井完井优化技术

复杂小断块储量小,利用常规技术开发,采收率低,经济效益差,需要进行立体开发。胜利油田Y3-1断块区,含油面积1.5km2,地质储量719.5×104t。断块小、油层多、非均质强、油水关系复杂,将跨断层水平井、绕锥水平井、跨断块多靶点复杂结构井与完井固井方式及开采技术相结合,立体优化,提高采收率。在完井固井方面采取了一些综合措施,提高了一、二界面的水泥胶结质量,满足了立体开发的要求。     

沧东凹陷页岩油水平井优快钻井技术

在沧东凹陷页岩油水平井钻井过程中,面临机械钻速低、安全风险大、固井质量难以保证等问题.为解决这些问题,预测了地层漏失压力和坍塌压力,进行了井身结构和井眼轨道优化、PDC钻头个性化设计,并集成盐水钻井液、旋转导向钻井技术、韧性水泥浆和漂浮顶替固井等配套技术,形成了沧东凹陷页岩油水平井优快钻井技术.该技术在沧东凹陷20口页...     

大牛地气田DP43水平井组的井工厂钻井实践

丛式水平井组技术能节约大量土地并提高单井产量,已在我国的复杂断块油藏开发中得到应用,但还未见在低渗透气藏开发方面应用的报道。为此,借鉴国内外油田、页岩气藏丛式水平井组开发的成功经验,在相关技术调研和气藏地质研究的基础上,在鄂尔多斯盆地大牛地气田进行了一个井场钻6口水平井的工厂化作业实践：①地面井位布置选用排状正对井网,水平段延伸方向与最小主应力夹角小于30°,相邻同方向井的水平段之间距离为500 m,以满足储层压裂改造裂缝延伸范围的要求;②钻机采用气动滑轨推动整体搬迁,优化井间距离;③由3台钻机一起钻进,每台钻机实施2口井,共同完成6口水平井钻井工作。现场试验结果表明：该丛式井组平均机械钻速达8.28 m/h,同比提高12.8%;平均钻井周期为47.7 d,同比缩短8.79 %;首次实现了集中打井、集中压裂、集中投产的集约化井工厂建设。结论认为：该开发模式可有效实现降本增效,符合超低渗透气藏开发理念,对同类气藏开发具有重要的借鉴意义。     

胜利油田深探井固井技术难点与对策

针对胜利油田深探井固井面临地层压力层系多、井壁稳定性差、高温、高压等复杂地质条件,固井施工工艺复杂,压稳、防漏难度大,固井工具可靠性差,导致固井质量合格率偏低等问题,通过系统分析固井技术难点及其主要影响因素,研究了配套的深探井固井工艺技术。针对深探井高温、高压条件下进行固井施工时防窜、防漏等的需要,研制了高温水泥浆、晶格膨胀水泥浆、低密度高强度水泥浆、防窜抗渗水泥浆等4种水泥浆体系;通过压稳设计分析、钻井液性能调整、前置液优选、高压井防窜、固井工具优选等,研究了具有针对性的固井技术措施。2012年,该深探井固井工艺技术在胜利油田61口井进行了现场应用,结果表明,固井质量得到明显提高,其中第二界面固井质量合格率由之前的40%~50%提高到82%。实践证明,综合配套的深探井固井工艺技术能够满足该油田深探井固井施工需要。      

涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术

针对涪陵焦石坝区块地质条件复杂、各向异性大,易导致发生井下故障、钻速慢、钻井周期长及成本居高不下的问题,在分析该区块页岩气钻井完井技术难点的基础上,进行了页岩气水平井钻井工程技术适应性评价,通过对丛式井布井方案、井身结构、井眼轨道设计、优快钻井技术、钻井液技术及页岩气层长水平段固井技术等进行优选及进一步优化,提出了涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术方案。该技术方案在焦页 1-2HF 井等17口井进行了现场实践及应用,初步形成了涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术。应用表明,该技术可显著提高机械钻速、缩短钻井周期,可为涪陵焦石坝区块页岩气规模开发提供技术支持。