川西双鱼石构造超深井大尺寸井眼钻井提速技术研究

川西双鱼石构造勘探目的层埋藏深,完钻井深超过7 000 m,纵向多压力系统致使钻进中井塌、井漏、气侵等复杂频发,针对于此该地区钻井普遍采用非标井身结构。实钻中上部长井段大尺寸井眼往往表现出机械钻速较低同时钻井周期较长,从地层岩性与井眼尺寸入手分析了上述问题并就井身结构优化、空气钻井可行性论证、钻头选型以及钻井液优选展开了提速技术研究,逐步形成了适合该区块工程地质特征的钻井提速配套技术:优化井身结构,减少大尺寸?444.5 mm井眼钻井深度;采用"空气钻"提速技术,快速钻过沙溪庙组中上部以上易塌、易漏地层;?333.4 mm井眼沙溪庙组中下部至须家河组中上部井段采用"高效PDC+螺杆+优质Kcl-有机盐聚合物钻井液"复合钻井提速技术,保证了"空气钻"井段井壁稳定以快速钻至三开中完,上部大尺寸井段的钻井周期大幅缩短,实现了优快钻井,为加快该区块勘探步伐提供了技术保证。     

沙特HWY区块HWY-116井提速技术

为提高沙特HWY区块三开直井段钻进坚硬、强研磨性地层时的机械钻速,在HWY-116井三开井段进行了液动射流冲击器旋冲钻井技术试验。根据液动射流冲击器性能参数与岩石抗钻特性参数的关系,与HWY-116井钻井设计结合,优化了钻具组合,选择了与液动射流冲击器配合的PDC钻头,优化了旋冲钻井参数,形成了适用于HWY-116井的φ228.6 mm液动射流冲击器旋冲钻井提速技术。应用该提速技术后,HWY-116井三开井段机械钻速为9.40 m/h,与邻井相同井段相比提高了45.5%。这表明,应用液动射流冲击器旋冲钻井技术可以提高沙特HWY区块坚硬、强研磨性地层的机械钻速。     

元坝气田海相超深水平井钻井技术

元坝气田长兴组气藏储量巨大,但由于气藏埋深接近7000m,面临地层压力系统复杂、井底温度高、陆相下部地层常规钻井机械钻速低、超深小井眼钻井提速难度大、深部井段钻井液维护困难等诸多技术难题。针对超深、地层压力系统复杂、岩性及流体分布情况复杂等钻完井工程难题,明确了不同井区必封点深度,优化了套管设计方案,形成海相超深井五开制井身结构方。根据工程地质特征,结合现有钻井技术手段,陆相上部地层应用气体钻井技术,下部地层采用扭力冲击器、复合钻井和涡轮钻井提速,海相地层采用PDC钻头复合钻井技术,斜井段采用螺杆滑动定向和复合钻进,配合使用抗高温低摩阻钻井液,形成了元坝超深水平井全井段钻井技术体系。应用于12口海相开发井,提速效果显著,能够满足元坝气田高效开发的需要。     

涪陵平桥与江东区块页岩气水平井优快钻井技术

通过上部井段复杂地层安全钻井、岩溶地区高徒构造直井段及微增斜段轨道控制等技术研究,以及稳斜段长度与摩阻、扭方位段井斜与钻速、导向方式与钻井速度、密度窗口、钻头失效方式等分析,优化了导管及技术套管,完善了渐增式变曲率剖面,形成了高徒构造直井段及微增斜段轨道控制技术,研制出抗冲击牙轮钻头、斧型齿PDC钻头及混合钻头,确定了出清水充气钻井、旋转导向钻井及控压钻井应用井段,优选出φ285.8 mm低速大扭矩螺杆、φ171.5 mm全金属水力振荡器、BT-100水基钻井液及油基胶凝堵漏材料,形成了井身结构及剖面优化设计、井眼控制、钻井方式优选、钻头及提速工具优选,低密度强抑制强封堵水基钻井液应用等优快技术,现场应用32口井,平均钻井周期缩短至76.25 d,提速效果好,为平桥与江东区块钻井提速提供了经验。     

莫深1井φ444.5 mm大尺寸井眼钻井技术

莫深1井位于新疆准噶尔盆地中央坳陷莫索湾凸起莫索湾背斜,设计井深7 380 m,其中φ444.5 mm井眼钻达4 436 m,为当前国内最深的大尺寸井眼.根据莫深1井的实际情况优化水力参数,采用合适的钻头选型技术、个性化的PDC钻头设计及应用技术、有效地防斜打快技术、大尺寸螺杆复合钻井技术以及大排量、高泵压的强化水力参数技术,大幅度地提高了大尺寸井眼钻井速度.在确保井身质量和井下安全的情况下,莫深1井φ444.5 mm井段平均机械钻速达到5.49 m/h,最大井斜角仅为1.1°.与这一区块邻井相比,在井眼尺寸大一级的情况下,莫深1井φ444.5 mm井眼的钻井速度仍高于邻井相同井段.其实践经验对于提高深井、超深井钻井速度具有重要的意义.     

莫深1井Φ444.5 mm大尺寸井眼钻井技术

莫深1井位于新疆准噶尔盆地中央坳陷莫索湾凸起莫索湾背斜，设计井深7 380 m，其中Φ444.5 mm井眼钻达4 436 m，为当前国内最深的大尺寸井眼。根据莫深1井的实际情况优化水力参数，采用合适的钻头选型技术、个性化的PDC钻头设计及应用技术、有效地防斜打快技术、大尺寸螺杆复合钻井技术以及大排量、高泵压的强化水力参数技术，大幅度地提高了大尺寸井眼钻井速度。在确保井身质量和井下安全的情况下，莫深1井Φ444.5 mm井段平均机械钻速达到5.49 m/h，最大井斜角仅为1.1°。与这一区块邻井相比，在井眼尺寸大一级的情况下，莫深1井Φ444.5 mm井眼的钻井速度仍高于邻井相同井段。其实践经验对于提高深井、超深井钻井速度具有重要的意义。     

哈萨克斯坦阿克纠宾地区全井筒钻井提速综合技术

哈萨克斯坦阿克纠宾项目位于滨里海盆地东缘,其复杂碳酸盐油气藏普遍存在上部地层蹩跳钻严重、井斜控制难和下部高研磨性灰泥岩,机械钻速低等问题突出,通过开展钻井提速工具的集成与应用,形成了该地区以垂直钻井、个性化钻头、复合钻进、旋冲钻井为主的提速综合技术。在阿克纠宾项目各油田进行了推广应用,取得了较好的提速效果,与常规钻进方式钻进对比,垂直钻井技术提速1.6倍,个性化锥形齿PDC钻头配合高速螺杆技术在直井与水平井均提速1倍以上,旋冲钻井配合个性化PDC钻头技术提速2~3倍,孕镶金刚石钻头配合涡轮钻井技术提速2倍以上。鉴于滨里海盆地具有很强的地层规律性,所形成的钻井提速技术和方法在全盆地其他油田具有较强的指导和借鉴意义。     

中美典型高压页岩气藏钻井提速技术对比与启示

美国Haynesville高压页岩气气藏与中国长宁—威远国家级页岩气示范区下志留统龙马溪组高压页岩气藏的地质、钻井条件最为类似,前者的钻井提速技术思路对于我国页岩气快速钻井也具有重要的参考借鉴意义。为了实现我国页岩气藏的钻井提速,通过对比中国和美国典型高压页岩气藏钻井提速技术,分析探讨了上述两个气藏在钻井提速技术方面的异同点。研究结果表明:①目前美国Haynesville等页岩气藏已将水平段井眼尺寸从215.9 mm缩小到171.5 mm或161.1 mm,单井钻井投资降低超过25%,节能减排优势明显;②美国同行采用的"高效钻头+配套井下提速工具+钻井参数优化软件/装备"的硬研磨性难钻地层系统化钻井提速技术,值得国内重视、借鉴、攻关、应用;③"控压钻井+降密度"钻井技术能够在高压页岩层段钻井提速中起到至关重要的提速应用效果。结论认为,应积极在国内国家级页岩气示范区开展缩小井身结构尺寸及其相关的钻井配套装备、工具、软件的应用探索试验;在目的层段值得持续探索、优化、应用控压钻井技术。     

川深1井超深井钻井提速关键技术

川深1井储层埋藏超深,陆相难钻地层研磨性强、可钻性差,大尺寸井眼提速困难,深部地层可钻性差、井身质量控制困难。为此,根据川深1井的地层特征,优化应用了一系列钻井提速技术:采用了气体钻井和泡沫钻井技术,以大幅提高机械钻速;采用了抑制泥岩水化膨胀的泡沫钻井液体系,以解决上部大尺寸井眼地层出水、井眼失稳及高效携岩的难题;采取了旋冲钻井技术、“孕镶金刚石钻头＋高速螺杆钻具”复合钻井技术钻进高研磨性地层,以提高钻井时效;采用了预弯曲动力学防斜打快技术,并配套高效PDC钻头和钻井参数优化,钻进深部难钻地层,以提高井身质量。川深1井钻井提速关键技术的应用,确保该井顺利钻至井深8 420 m完钻,创当时亚洲陆上钻井井深最深纪录,平均机械钻速提高至2.11 m/h,钻井周期缩短至475 d,取得了很好的现场应用效果,可为国内类似超深井高效钻井提供借鉴。      

塔里木油田HLHT区块超深井钻井提速配套技术

塔里木油田HLHT区块储层埋藏深、上部地层松软和下部地层岩石可钻性差,导致出现机械钻速低、钻井周期长等问题,在将井身结构优化为塔标Ⅲ三开井身结构的基础上,把提速重点聚集于二开井段,通过分析地层的可钻性,优选钻头及配套提速工具,并结合钻井实践经验,制定了二开钻井提速技术方案:二叠系以上地层,采用长寿命大扭矩螺杆/国产高效螺杆+ STS915K型或MS1952SS型高效PDC钻头复合钻井提速技术;二叠系及其以下地层,采用Torkbuster扭力冲击器+U513M型或U613M型专用PDC钻头钻井提速技术。现场应用表明,HLHT区块超深井应用钻井提速配套技术后,平均机械钻速逐年提高,从5.55 m/h逐渐提高至8.82 m/h,平均钻井周期逐年缩短,从131.0 d逐渐缩短至86.1 d。这表明,HLHT区块超深井钻井提速配套技术提速效果显著,能够满足该区块超深井快速高效安全钻井的需要。      

顺北鹰1井?444.5 mm长裸眼固井技术

顺北鹰1井二开采用?444.5 mm钻头钻至井深5 395.00 m中完,需下入?339.7 mm技术套管固井。固井施工存在套管悬重大、裸眼段长、二叠系火成岩易漏失层发育和超深大尺寸分级注水泥器下入难度大等技术难题,造成下套管过程中易发生阻卡和注水泥时易发生返性漏失等井下故障。因此,针对顺北鹰1井的特殊工况,通过校核载荷配套下套管工具、优化通井措施、设计套管下放速度和调整钻井液性能,确保套管顺利下入;通过设计适用于超深井的大尺寸分级注水泥器和固井施工流体排量、采用非连续式分级注水泥工艺和复合低密度防漏水泥浆,防止注水泥过程发生漏失,保证固井质量。顺北鹰1井二开固井采取上述技术措施,?339.7 mm套管顺利下至设计井深,注水泥过程中只出现轻微漏失,易漏失层位固井质量中等,实现了有效封固。顺北鹰1井?444.5 mm长裸眼段顺利封固,为顺北油气田大尺寸长裸眼固井积累了成功经验,其固井技术措施可为国内深井超深井大尺寸长裸眼固井提供借鉴。      

胜利浅海探井井身结构优化及风险分析

在胜利浅海探井作业过程中,随着钻井技术的成熟和新工艺的采用,井身结构不断发生变化,从最初的660.4mm×444.5 mm×311.2 mm×215.9mm×152.4 mm井身结构发展到近期使用比较成熟的914.4 mm×444.5 mm×311.2mm×215.9 mm×152.4 mm,这两种井身结构使用多重套管对薄弱地层进行封固,规避了钻井风险,井下安全得到了很大的保证,在中深井和深井得到普遍的应用。从2006年H9井中深井开始,采用原在浅井中使用的914.4 mm×444.5mm×241.3 mm×152.4 mm井身结构进行钻进,获得了成功,并逐步应用到其它的探井。这种井身结构采用长裸眼井段钻进设计,缩短了钻井周期,提高了作业效益。同时也增加了钻井风险。     

顺北含辉绿岩超深井井身结构优化设计

顺北井区采用六级井身结构开发,存在大尺寸井眼长、套管层次多以及火成岩漏失,导致钻井效率低、亟需优化井身结构。采用Drillworks 软件模拟了地层三压力剖面,成像测井与电镜扫描认识了火成岩裂缝分布,通过岩石矿物成分与理化性能分析了深部泥岩坍塌机理,通过对比非标套管与钻杆的强度与尺寸分析了管柱匹配性。结果表明全井存在4 个不同压力系统,火成岩裂缝纵向分布缝宽0.5~2 mm、微裂缝缝宽2~3 μm,易塌泥岩伊蒙混层达70%,蒸馏水作用下线性膨胀率40%~45%,得到了3 个必封点与1 个风险点;通过配套钾铵基聚磺钻井液体系与漏失补救措施,保障了长裸眼井壁稳定;优选了?139.7mm 非标套管,完钻井眼尺寸由114.3 mm 扩大至120.65 mm 满足使用非标88.9 mm 钻杆,将井身结构优化为四级。新结构满足高效钻井需求,缩短钻井周期达125 d。     

乌深1井超深井大井眼钻井液技术

乌深1井是大港油田“1518”勘探工程的一口重点预探井,完钻井深5850m ,其中Ψ311.1mm井眼的深度及Ψ244.5mm套管的下深（5456.9m)创下了全国陆上油田已完钻井的最高记录,是一口高难度的超深井,针对该井的井身结构和地层情况确定了一套适应各井段的钻井液体系,上部地层（井深2300m以上）使用钾盐聚合物钻井液,下部地层（井2300m 以下）使用硅基钻井液体系,进一步提高了钻井液的防塌抗温效果,配合了一定的处理维护方法和防堵漏技术,结果表明,该钻井一定的处理维护方法和防漏堵漏技术,结果一,该钻井液体系抑制性和防塌性强,具有稳定井壁,携岩净化,抗高温,润滑防卡的能力,满足了深井大井眼井施工的要求。     

东海西湖凹陷安全高效钻井技术优化研究

东海西湖凹陷钻井作业钻井速度较慢,深部井段井下复杂情况频发,作业效率不高.为了增加东海西湖凹陷的钻井速度、提高钻井效率,在表层井段采取了减小井眼尺寸并建立力学模型分析下入深度的技术方案;优化了井身结构,减少了作业开次;中下部井段改用油基钻井液;使用了一体化钻具组合,优化了钻井参数.通过对表层提速、井身结构、钻井液性能、...     

渤海渤中区域深井井身结构优化

深井钻井需要考虑对不同压力层系和复杂地层封隔,井身结构是确保钻井作业优快钻达目的层的重要影响因素。以渤中区块深井为例分析了井身结构优化设计过程,通过渤中区域深层地质分析和随钻测井实时数据,基于多源数据融合技术对钻前压力预测模型不断实时更新,得到较为精确的钻前孔隙压力,再根据地质特点、井控、三压力剖面等因素对井身结构进行优化设计,通过减少技术套管的层数、优化套管下深,将原六开井身结构优化为五开,形成一套适合该区域的井身结构。该技术可以在保证钻井安全的前提下,有效地规避作业中可能出现的复杂事故,以达到缩短钻井周期和提高机械钻速的目的,也可以为后续海上深层钻井作业井身结构设计提供参考。     

塔河油田及周缘超深井井身结构优化设计

随着塔河油田及周缘勘探开发的深入及勘探领域的外扩,油藏埋深不断增加,原有井身结构开始显现出其局限性,并影响钻井提速和钻井安全。为解决这一问题,根据具体地层情况,结合"自下而上"和"自上而下"井身结构设计方法,根据地层压力分布情况和必封点确定表层套管、技术套管和油层套管的直径和下深,将四开井身结构简化为三开井身结构,将φ177.8 mm套管优化为φ193.7 mm套管,形成了适合塔河油田主体非盐区等地质条件相对简单区块超深井高效钻井的φ193.7 mm套管直下三开井身结构;采用φ265.1 mm或φ206.4 mm套管封隔盐膏层,形成了适合塔河油田主体盐体分布区超深盐层井优快钻井的"长裸眼穿盐"和"专封盐膏层"井身结构;采用φ273.1 mm(φ311.1 mm)、φ206.4 mm(φ241.3 mm或φ215.9 mm)等非常规套管-井眼尺寸,形成了适合地质条件复杂区块超深井安全钻井的井身结构。通过简化井身结构、优化套管直径及下深,实现了地质条件相对简单区块的钻井提速、提效目的;通过优化非常规井身结构,确保了在地质条件复杂区块的安全钻进。      

剑门1井超深超长小井眼钻井技术

剑门1井在第四次开钻中,用Φ215.9 mm钻头钻进中遇到了严重的井下复杂情况,被迫改变井身结构设计,油层套管提前下入,从而大大增加了Φ149.2 mm小井眼钻井的长度。由于井身结构的改变,把一些本该在第四次开钻前应解决的复杂地质问题留给了小井眼钻井阶段。加深的小井眼钻井难度一般都比较大,对于超深超长的小井眼钻井难度就更大。剑门1井在超深超长加深小井眼钻井中,针对面临的许多难题,制定了详细的施工技术措施：①将聚磺钻井液逐步转换为仿油基钻井液;②优选钻头型号和优化钻井参数;③使用顶驱钻井;④采用复合钻具,上部为Φ127 mm S135 18°钻杆,下部用Φ88.9 mm S135 18°钻杆钻井。最终安全顺利地完成了这口超深（7 009 m）超长（2 005.43 m）小井眼井段的钻井工作,取得了宝贵的小井眼钻井经验和丰硕的勘探成果。     

乐东221气田A14H井表层定向及扩眼钻井技术

为解决南海莺歌海盆地乐东 22-1 气田表层松软地层定向造斜扩眼钻进困难、邻井相碰及易产生新井眼等钻井工程技术难题,提出了一种先钻小尺寸领眼,再用新型三级固定翼扩眼器定向扩眼,然后下入套管的海洋表层钻井技术.结合随钻测量仪和电子陀螺测斜仪钻进乐东 22-1 气田A14H井表层时,先用φ250.8 mm钻具定向造斜、钻小领眼,再用φ254.1 mm×φ349.3 mm×φ444.5 mm新型扩眼器将领眼定向扩眼至φ444.5 mm,下入φ339.7 mm表层套管并固井.现场应用表明,该技术解决了丛式井表层防碰难题,保障了疏松地层的造斜钻进效果,防止了钻井中扩眼钻具对领眼井造斜效果的不利影响,对后续类似井的钻井具有一定的借鉴价值.      

大尺寸井眼钻井工艺在渤海油田某探井中的应用和突破

经过三压力研究和实钻邻区资料证实渤海油田某区块中深部地层存在高温高压。在该区块某探井实际钻探中,地层压力系数1.3,最高达1.65,井底温度高达178℃,根据地层压力及地质特征进行井身结构优化,ф444.5 mm大尺寸井眼钻进至馆陶组顶部垂深2 700 m,才能减轻中深部高温高压地层的钻探风险,在渤海地区,ф444.5 mm大尺寸井眼钻进至2 700 m尚属首次,通过钻具组合优化与轨迹控制、海水/膨润土浆钻进、优化水泥浆体系和浆柱结构等技术,使得该井大尺寸井眼钻探过程中,在防斜打快、钻井液工艺及固井技术等方面均取得了突破,为钻开高温高压井段,进行地质评价提供了有力保障。