中国海油“深海一号”大气田钻完井关键技术进展及展望

“深海一号”是我国首个自营深水大气田,海况复杂,气藏分散,其二期工程更是面临高温高压地质环境,钻完井技术与成本挑战巨大。为解决上述问题,研究了多维水下井口优选、多因素探井转开发井评价、深水大位移井安全钻井周期预测和深水气井智能完井等钻完井设计关键技术;研发了深水水下井口、深水水下采油树、深水早期溢流监测装置和多流道旁通筛管等工具装备,并成功投用;发展了深水开发井大规模表层批钻及井间移位、极端海况深水钻井平台–隔水管作业安全保障、非目的层段高效钻井提速、深水开发井上下部完井一体化等高效作业技术,有效支撑了“深海一号”大气田及其二期工程的安全高效钻完井作业。在总结上述钻完井关键技术进展的基础上,展望了未来我国深水钻完井技术发展方向,对未来深远海复杂油气田开发具有一定指导作用。     

南海高温高压勘探钻井技术现状及展望

南海北部莺- 琼盆地高温高压区域具有巨大的天然气资源勘探潜力。但该区域具有温度高、压力高、压力台阶多、安全密度窗口窄等地质特性,对高温高压钻井工程设计和作业提出了巨大的挑战。经过三十余年的技术攻关和在该海域超过50 口高温高压井的作业实践,形成了适用于南海高温高压天然气勘探的钻井关键技术体系,包括多机制地层超压预测、抗高温钻井液、压稳防窜固井、窄压力窗口安全钻井、高温高压一体化钻井与提速等关键技术,克服了南海复杂高温高压环境下的勘探钻井技术难题,实现了南海高温高压勘探钻井作业的安全和高效。这一套较为成熟完善的海上高温高压探井安全高效钻井技术体系和管理模式,为石油工业海上高温高压钻探提供了借鉴。     

涪陵页岩气田焦石坝区块调整井钻井技术

随着涪陵页岩气田焦石坝区块进入开发调整期,单井可采储量降低,要继续经济开发就需要缩短钻井周期、降低钻井成本.为了实现钻井提速降本,进行了钻井优化设计、超长水平段钻井、强化参数钻井提速、基于等寿命理念的"一趟钻"钻井、"钻刮通洗一体化"完井和长效密封固井等方面的技术攻关,形成了涪陵页岩气田焦石坝区块调整井钻井技术.现场应...     

南海超高温高压气田开发钻完井技术可行性评估与关键技术研究

南海莺琼盆地超高温高压区域存在"三超高、一极窄"的苛刻地质环境,气田开发钻完井技术面临巨大挑战。以L气田为例,依次从钻井极限、井身结构、控压钻井、完井工具等方面建立了超高温高压开发钻完井技术可行性评估思路,提出了开发井安全压力窗口预测、薄弱层预判与随钻前视、关键套管下深及井身结构优化、控压钻井技术适用性改造、主动提高地层承压能力、管材防腐与高密度无固相完井液协同、超高温高压完井工具分析等7项关键技术,并在L气田钻完井方案设计中取得良好应用成效。展望了超高温高压开发钻完井技术未来发展与研究趋势,以期为深海、深地及超高温高压油气勘探开发提供参考。     

南海高温高压钻完井关键技术及工程实践

南海是全球三大海上高温高压区域之一,地质构造复杂,已钻井井底温度249℃、压力梯度2.4 MPa/100 m、CO_2含量50%,该区域油气资源勘探开发长期受异常压力预测误差大、井筒泄漏及环空带压严重、测试安全风险高、成本巨高等钻完井技术瓶颈制约。全面总结了近20年南海高温高压钻完井在异常压力精确预测及控制、多级屏障井筒完整性、多因素多节点测试、优质高效作业等4个方面研究形成的关键技术及工程实践,展望了南海高温高压钻完井技术未来发展方向。以期为进一步加快南海及其他地区类似高温高压区块油气资源高效可持续勘探开发提供指导。     

南海高温高压钻完井关键技术及工程实践

南海是全球三大海上高温高压区域之一,地质构造复杂,已钻井井底温度249℃、压力梯度2.4MPa/100m、CO2含量50%,该区域油气资源勘探开发长期受异常压力预测误差大、井筒泄漏及环空带压严重、测试安全风险高、成本巨高等钻完井技术瓶颈制约。全面总结了近20年南海高温高压钻完井在异常压力精确预测及控制、多级屏障井筒完整性、多因素多节点测试、优质高效作业等4个方面研究形成的关键技术及工程实践,展望了南海高温高压钻完井技术未来发展方向。以期为进一步加快南海及其他地区类似高温高压区块油气资源高效可持续勘探开发提供指导。     

UAQ海上气田钻井实践

UAQ海上气田在开发利用3口先导井眼的过程中,面临导管架安装误差及气体泄漏情况下的海底泥面回接、定向钻遇坍塌性页岩层Nahr Umr层、高温高压酸性气藏中的4800 m深钻短半径水平井完井等难题。为此,采用了割除影响严重的导向孔、优选回接工具、套管钻孔后环空注水泥封堵气体泄漏、页岩层定向配套钻井技术以及短半径水平井配套钻井技术和高温高压酸性气藏完井配套技术,3口井成功实施泥面回接,有效控制了气体泄漏,顺利钻穿Nahr Umr页岩层,3口短半径水平井造斜率达28.5（°）/30 m,并安全高效完井取得了平均单井93×104 m3/d的高产。对在UAQ气田应用的泥面回接、气体泄漏处理、Nahr Umr页岩钻进、短半径水平井以及酸性气藏的完井技术及实施过程进行了分析与描述,以供类似钻完井作业参考。     

海上表层快钻技术及管理探索

面对当前低油价形势和长期能源发展趋势,石油上游企业需要有效管控成本,提高油气开发综合效益。海上钻完井投资作为海上油气田开发投资的重要一环,通过实施技术和管理创新在海上钻完井作业中进行精准快速、安全高效的精准管理,是提高油气增产上储和推动油企高质量可持续发展的必由之路。在南海东部惠州32-5/33-1油田表层钻井作业中,通过优化井身结构、优选钻头及BHA,细化井眼清洁和井眼轨迹控制技术,结合优快钻井的管理实践精髓,实现首批3口井表层安全高效完成,钻井效率较邻近区块提高一倍以上,取得了良好的现场实践和经济价值。通过不断总结和研究形成了一套适应于本区域海上表层快钻配套技术,对于海上表层钻井提速降本具有借鉴和指导意义。     

渤海中深层天然气田钻完井关键技术现状及展望

渤中凹陷西南环带深层含油气构造是渤海湾乃至我国东部迄今发现最大的中深层天然气田,针对该区域地质条件复杂、储层埋藏深、地层压力异常、可钻性差等特性,分析了开发过程中在异常压力预测、钻井效率、储层保护、钻井综合提速、井壁稳定、井筒安全及井控风险方面面临的技术难点,系统总结了近十余年现场实践形成的渤海中深层天然气安全环保高效勘探开发的钻完井关键技术体系,包括地质工程一体化快速评价、井身结构优化及安全控制、中深层钻井提速、抗高温低密度钻井液及储层保护、深层潜山中途裸眼测试等关键技术。随着渤海中深层天然气勘探领域的进一步拓展,会面临更为复杂的地质特征,面临越来越大的技术挑战,提出了未来渤海中深层天然气开发的钻完井技术应加强能适应更复杂地质工况的设备、工具、材料、新工艺技术的研发以及完善海上应急救援体系,保障渤海中深层天然气钻井的安全、环保和高效。     

中国拿下海上“双高”气——访中国海油总公司副总工程师、工程技术部总经理姜伟

<正>中国海油东方1-1气田的成功开发实现了海上"双高"气藏从勘探迈向开发的历史性跨越。近日,中国海油位于南海北部湾莺琼盆地的东方1-1气田传来喜讯—东方1-1首批调整井成功完钻。作为我国海上首个"双高"(高温高压)气田。它的完钻标志着中国海油攻克了海上"双高"气田勘探开发的世界级难题。那么,为开发我国海上"双高"气藏,中国海油如何成功破解钻完井等工程技术难题?中国海油海上"双高"系列关键技术的突破在帮助钻完井工程降本增效和     

海上高温高压天然气水平井临时隔离储层悬空水泥塞技术

南海西部高温高压水平井采取悬空水泥塞临时隔离高温高压储层。水泥塞质量要求高,处于大井斜高温高压井段,水泥塞底部距小井眼储层水平段斜深仅150 m、垂深仅40 m左右。注水泥塞作业对井底的波动压力大,水泥浆防窜和防漏矛盾突出。在高密度油基钻井液环境下注水泥塞,泥饼清洗困难,影响胶结质量。水泥浆用量少,易混浆和被钻井液污染。因此,通过提前转化钻井液、优化注水泥塞管柱结构、提高水泥塞支撑能力、优化前置液、水泥浆和水泥浆附加量、提高顶替效率工艺、优化替浆量精确设计及计量工艺、创新水泥塞管柱内壁清洁新工艺等方面的研究,形成海上高温高压天然气水平井储层临时封井悬空水泥塞技术。该技术在中国南海西部海域莺琼盆地7口高温高压水平开发井中应用,一次注水泥塞成功率为100%,为高温高压大斜度井段、高密度油基钻井液环境以及小井眼复杂工况下悬空水泥塞质量的提升提供了技术参考。      

海上高温高压天然气水平井临时隔离储层悬空水泥塞技术

南海西部高温高压水平井采取悬空水泥塞临时隔离高温高压储层。水泥塞质量要求高,处于大井斜高温高压井段,水泥塞底部距小井眼储层水平段斜深仅150 m、垂深仅40 m左右。注水泥塞作业对井底的波动压力大,水泥浆防窜和防漏矛盾突出。在高密度油基钻井液环境下注水泥塞,泥饼清洗困难,影响胶结质量。水泥浆用量少,易混浆和被钻井液污染。因此,通过提前转化钻井液、优化注水泥塞管柱结构、提高水泥塞支撑能力、优化前置液、水泥浆和水泥浆附加量、提高顶替效率工艺、优化替浆量精确设计及计量工艺、创新水泥塞管柱内壁清洁新工艺等方面的研究,形成海上高温高压天然气水平井储层临时封井悬空水泥塞技术。该技术在中国南海西部海域莺琼盆地7口高温高压水平开发井中应用,一次注水泥塞成功率为100%,为高温高压大斜度井段、高密度油基钻井液环境以及小井眼复杂工况下悬空水泥塞质量的提升提供了技术参考。     

南海西部海域油气田开发技术进展及发展方向

南海西部油田已成为中国南方重要的能源生产基地,在实现稳产上产的过程中面临老油气田增产挖潜、海上新领域(高温高压、深水)气藏开发难度大以及海上低品位储量动用困难等问题.经过不断探索实践,形成了以老油气田增产挖潜、新领域高效开发以及低品位储量有效动用为核心的南海西部油气田上产关键技术系列,推动了南海西部油气田稳产上产.进一...     

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。      

南海C区块高温高压气井井控技术

为确保南海C区块高温高压气井钻井过程中的井控安全,针对存在的地层压力高且复杂、地层温度高、钻井液安全密度窗口窄、高密度钻井液性能维护困难等井控技术难点,制定了实时检测溢流、控制溢流量,压井时逐渐提高压井液密度,防止发生井漏,钻井液降温和性能维护,井下溢漏共存处理等技术措施。防止井漏的技术措施包括提高地层承压能力和钻井液的封堵性、优化井身结构、控制井底循环当量密度、阶梯开泵、简化钻具组合及控制下钻速度等。南海C区块30余口高温高压井在钻井过程中采取了制定的井控技术措施,未发生井控事故。这表明,采取所制定的井控技术措施可以确保南海C区块高温高压气井的钻井井控安全。      

海上勘探开发一体化钻完井关键技术研究与实践

勘探开发一体化是缩短海上油气田建产周期、降低开发成本的有效手段,但海上油气田工程设施建造周期长、油气管网相对较少,对钻完井作业提出了更高要求.本文针对不同水深、不同类型和不同井口型式等探井转开发井特殊要求,建立了浅水探井井口再利用技术、一井多目标钻完井技术、简易移动式平台井口稳定性技术和深水探井转开发井井筒完整性评估技...     

莺歌海盆地高温高压气井井控技术的实践与认识

海上高温高压气井的井控难度较大,通过对勘探三号半潜式钻井平台在南海莺歌海盆地施工的高温高压气井的介绍,阐述了海上高温高压气井的井控难点,总结了井控技术实践经验并指导钻井施工作业,安全顺利地完成了DF1-1-13井等30余口高温高压气井的施工作业,其井控技术措施,可供该区域及国内海洋高温高压井控借鉴。     

陵水17-2深水气田开发钻井关键技术研究及应用

陵水17-2气田群为我国南海西部海域首次自营开发的深水高产大型气田,平均作业水深为1500 m。深水油气开发不仅需要克服恶劣的海上环境条件,而且面临浅部地层成岩性差、隔水导管及钻柱力学机制复杂、井控要求高等诸多技术难题。针对这些难题,采取周密的钻井技术措施,包括钻机能力评估、高精度水下定位系统、安全避让距离设计及定向井轨迹设计等,并重点应用隔水导管及水下井口稳定性分析、表层导管入泥深度校核、喷射钻进下表层导管等关键技术,安全高效地完成了钻井作业。陵水17-2项目顺利开发,进一步固化海上深水钻井安全高效的作业模式,为后续深水油气田的勘探和开发提供参考和借鉴。     

莺琼盆地高温高压窄安全密度窗口钻井关键技术

南海莺琼盆地高温高压井安全密度窗口极窄,部分井甚至无窗口,钻进过程中溢流、井漏、喷漏同层等复杂情况频发,多口井被迫提前完钻甚至报废。为解决窄安全密度窗口引起的钻井问题,经过多年的实践与摸索,通过优化套管下深拓宽安全密度窗口、薄弱地层挤水泥提高地层承压能力、使用小尺寸钻具显著降低循环压耗、优选抗高温弹性堵漏材料对诱导裂缝进行堵漏、使用纳米防漏隔离液及锰矿粉高密度水泥浆应对窄安全密度窗口固井漏失与压稳问题,形成一套针对高温高压窄安全密度窗口的钻井技术及配套工艺,详细探讨了各项技术原理及现场应用效果。南海西部莺琼盆地十几口高温高压探井的应用结果表明,该技术有效应对了井底温度高达212 ℃、地层压力系数超过2.30、窄安全密度窗口仅为0.04等恶劣井况,钻井复杂情况发生率得到显著降低,为类似窄安全密度窗口钻井提供借鉴。