东泉2井复合井眼欠平衡钻井及气液转换钻井液技术

东泉2井第四系和新近系地层砾石发育,易垮塌;白垩系上部地层膏质泥岩发育,遇水易膨胀币引起井眼缩径、坍塌,石炭系地层压力较低,局部裂缝发育,易漏失。该井三开实施空气泡沫钻井失败后,恢复水基钻井液钻井,其后又为了加快钻井速度,从使用咖311mm钻头改为使用咖215．9mm钻头钻进。施工中井身结构的变化加大,增加了钻井的难度,对钻井液技术也提出了更高的要求。通过一开采用正电胶钻井液,二开使用钾钙基聚磺钻井液,三开使用气液转换钻井液技术,并根据不同的施S-条件,合理调整钻井液性能参数,从而解决了东泉2井岩屑悬浮携带、三开欠平衡钻井和变更井跟结构方案后形成的φ555mm、φ311mm和φ216mm漏斗形井眼的井眼稳定、防漏、防塌等复杂问题,满足了特殊井眼井的施工要求。     

龙探2井钻井液技术

鉴于龙探1井发生的复杂情况,针对龙探2井的地层特点,采用了不同的钻井液体系及现场维护技术措施。实钻表明,龙探2井使用无固相钻井液、低固相聚合物钻井液、聚磺防塌钻井液和饱和盐水聚磺钻井液体系,解决了该区块上部刘家沟组地层易漏失,石千峰和石盒子组地层易膨胀分散、剥落掉块,中部山西、太原组煤层易垮塌、阻卡,本溪组地层易石膏侵入,下部马家沟组盐膏层易盐溶垮塌、蠕变缩径、起下钻困难等技术难题,达到了优质、安全、快速钻井的目的。     

塔河油田三开井段井眼失稳机理分析及控制

从地质，地应力，钻井液，钻井工艺4个方面分析了塔河油田三开井段井眼失稳的机理，详细介绍了控制井眼失稳的钾基聚磺钻井液和多元醇钻井液体系的作用机理，配方及现场应用效果。     

苏里格气田桃7井区水平井斜井段和水平段适用钻井液体系

鄂尔多斯盆地苏里格气田桃7井区钻探目的层为二叠系石盒子组盒7段,该区块内石千峰组和石盒子组地层（简称“双石层”）极易吸水膨胀进而引起井壁失稳和钻头泥包等井下复杂情况。针对上述难题,以室内研究为技术支撑,主要考虑抑制性、润滑性能及流变性能,分别研制出了钾盐聚磺钻井液体系和强抑制低伤害暂堵钻井液体系。在该井区内一口水平井（桃7-17-19H井）所进行的实验结果表明：钻进该水平井斜井段所采用的钾盐聚磺钻井液体系具有良好的抑制性能和井眼净化能力,成功解决了因泥页岩水化膨胀而引起的缩径扩径、坍塌掉块、高摩阻大扭矩、钻头泥包等技术难题;第三次开钻水平段所使用的强抑制低伤害暂堵钻井液体系同样表现出众多优点--性能稳定、失水量低、润滑防卡性能良好、暂堵效果显著、能有效保护储层。桃7-17-19H井完钻井深4 360 m,其中水平段长900 m,钻井周期39.25 d,并获得无阻流量108×10⁴ m³/d的高产气流。应用效果表明：上述钻井液体系适用于桃7-17-19H井,保证了钻井施工安全,大大提高了机械钻速,创造了苏里格气田水平井钻井周期最短的纪录,值得推广。     

塔河区块超深水平井钻井液优选与应用

塔河油田托甫台井区白垩系巴什基奇克组、卡普沙良群组地层稳定性差,井壁失稳严重,井下故障较多.通过分析该区块的地质特点和井壁失稳原因,结合超深水平井对钻井液的特殊要求,优选出适用于TP237H井的钻井液体系并制定了相应的现场维护处理措施.实钻表明,该井二开使用的强抑制钾基聚合物钻井液、钾钙基聚磺硅醇复合防塌钻井液,解决了该区决上部地层易分散,钻井液流变性差,中部白垩系棕红色泥岩、膏质泥岩吸水膨胀缩径、坍塌、阻卡等施工难题,实现了井壁稳定.三开聚磺多元复合防塌钻井液有效抑制了下部井眼的剥落垮塌和井径扩大,提高了二叠系地层的承压能力.四开低渗透聚磺混油钻井液采用液、固体润滑剂复配,降低了摩阻和扭矩,实现了深部地层小井眼水平段的快速钻进,达到了优质、安全、顺利和保护油气层的目的.     

务古4井复杂深井钻井液技术

务古4井为一口重点探井,完钻井深5 750 m。该井二开裸眼井段钻遇巨厚层泥岩,选用聚磺钻井液体系,解决了地层严重造浆及井眼稳定问题;三开裸眼井段存在多套压力系统和多处断层,钻遇石膏、含膏泥岩、大套玄武岩以及凝灰岩和碳质泥岩等地层,特别容易发生坍塌和井漏,井壁极为不稳定。现场采用有机盐钻井液体系,有效解决了石膏、膏泥岩污染和严重井壁垮塌导致的大段划眼、严重蹩钻及遇阻卡等复杂问题;添加低渗透处理剂和屏蔽暂堵剂及复合堵漏剂,提高井壁的承压能力,解决了三开施工出现的压差卡钻风险,确保了钻井安全顺利,完井电测一次成功,钻井周期大幅度降低。     

屯1井三开钻井液工艺技术

介绍了屯1井三开安集海河组地层钻遇复杂情况的处理及钻井液工艺技术。安集海河组地层富含伊/蒙间层,岩性以灰绿色、棕红色泥岩为主,地层水化能力强,存在强水平挤压应力和高压地层流体,导致钻井过程中井壁失稳、缩径、垮塌、阻卡等严重复杂情况。采用钾钙基聚磺钻井液配合高分子聚合物抑制剂及护壁剂白沥青等,控制高温高压滤失量小于10mL,通过封堵抑制协同作用保持井眼稳定,明显减少了井下复杂情况。现场应用表明,钾钙基聚磺钻井液具有防塌性、强抑制性、抗温、抗污染能力,满足了安集海河组地层的钻井要求。     

多元醇钻井液在塔河油田的应用

分析了多元醇钻井液的防塌机理,介绍了该钻井液抗温抗盐性能配伍性的室内试验情况。在塔河油田多口井的现场应用表明,该钻井液有效地解决了塔河油田三叠系、石炭系地层井眼严重扩径问题,缩短了钻井周期,经济效益显著。     

白56深井高密度钻井液技术

自56井完钻井深4650m，是白庙区块第一口超过4500m的深井，上部地层（3300m以上）采用聚合物正电胶钻井液体系，中深井地层（3300－4498m)采用聚磺钾盐钻井液体系，下部地层小井眼采用聚磺正电胶钻井液体系。现场使用表明，聚合物正电胶钻井液具有独特的流变性，抑帛性和较强的防塌能力，聚磺钾盐钻井液具有防塌性能好，抗高温能力强，聚磺正电胶钻井液具有低粘高切特性，降低井眼环空压力损耗，满足了白56井各井段钻井施工要求。     

塔河油田中半径水平井钻井液技术难点与对策

塔河油田中半径水平井存在直井段易缩径、三开井段井壁易坍塌、斜井段和水平段岩屑携带困难等技术难点，室内通过流型调节剂、防塌抑制剂和润滑剂的优选，开发出了性能优良的聚磺混油防塌钻井液体系，并制定了相应的现场施工技术措施。TK449H井、TH48—1井两口水平井的现场试验证明：聚磺混油防塌钻井液具有良好的防塌抑制性、流变性和润滑性，现场钻井液维护处理技术工艺合理、可操作性强；流变性控制理想，井眼清洁，携岩洗井效果好；试验井井壁稳定，井径较规则。聚磺混油防塌钻井液适合在该地区中半径水平井钻井中推广应用。     

考虑井筒积液的凝析气井试井分析

在凝析气井生产中，井筒会出现积液，导致试井资料出现异常，用以前的试井理论图版无法进行拟合解释。从数学模型表达方法上看，带积液的气井试井模型与井筒相态重新分布的气井试井模型类似，都是在井底增加了一个附加压力。从此入手，建立了带积液的凝析气井试井分析模型，加以求解，画出了其特征曲线，并对其各个阶段的流动特征进行了分析。实例分析证明，利用该试井分析模型和相应的理论图版进行凝析气藏解释，可得到较好效果。     

迪那2井三次井控技术

迪那2井钻遇高压、高产气层后发生强烈的井喷并着火。介绍了井喷失控后的抢险技术思路以及反压井、环空打水泥、剪切钻杆、换装防喷器组、压井、换装采油树的实施过程,展现了国内外罕见的高压、高产气井井喷抢险一套完整的、技术性强的三次井控技术,为今后的抢险作业提供了经验。     

深水井控工艺技术探讨

海洋深水钻井中的井控,面临着海底低温、气体水合物、地层孔隙压力和破裂压力之间的安全窗口比较窄、井控余量比较小、压井/阻流管线较长导致循环压耗较大、深水地层比较脆弱等诸多挑战。针对深水井控中面临的难点,调研了深水钻井中井控设备的要求与配置,详细介绍了深水钻井中早期监测溢流的方法、深水井控的关井方式及压井方法、深水压井后防喷器"圈闭气"与隔水管气的处理,以及在深水钻井中预防水合物形成的措施,以保证深水钻井的施工安全。      

井筒连续携液规律研究

我国己开发的气田中,大多数气藏均属于不同程度的有水气藏。气藏在开发过程中都会产出地层水或凝析液。产出液若不能及时排出,就会聚积在井底,严重时造成水淹停产。在天然气生产过程中如何配产以连续携液是十分重要的。以往有学者认为产水气井只要井底不积液则气井就具有能连续携液的能力。本文利用相应的模型公式进行理论计算得到温度、压力对气井连续携液影响规律。同时,对川西气田7口井各重要参数进行了敏感性分析从而得出天然气井连续携液的规律性认识,即:在产液量较小时,井筒中的压力损失较小,而温度损失较大,温度成为影响携液的主导因素,井筒中的最大临界流量出现在井口附近;随着产液量的增加,温度损失较小,压力损失较大,压力成为影响携液的主导因素,井筒中的最大临界流量出现在井底附近。这也说明低压气井最大临界流量易出现在井底,而高压气井最大临界流量易出现在井口附近。     

油井内非稳定流动速度确定方法

现有杆式泵抽油井内流速确定方法在进行井内流速确定时，假定井内流体运动是定常流，解释结果受误差和环境影响因素较大。为解决这一问题，提出一种非稳定流动速度确定方法。通过对活塞上、下冲程各自近似函数的积分，准确地确定了非稳定流动速度。与平均取值法和面积取值法相比，非稳定流动速度确定方法应用于产液剖面侧井资料解释，显著提高了解释的精度和可靠性。     

鱼骨状分支水平井注采井网研究

针对鱼骨状分支水平井对应的典型注采井网,提出按照微单元的思想进行划分,采用数值模拟方法分析注采微单元的注采关系,流动特征,优化了注采微单元的注采对应关系,在此基础上针对斜向微单元开展了注采偏角、分支长度,分支位置的敏感性研究。根据优化结果提出对应的调整策略,预测结果显示这种调整策略可以有效地改善鱼骨状分支水平井注采井网的注水开发效果。     

深水井涌压井方法及其适应性分析

深水井涌的处理与陆上相比存在3个难点:一是钻遇浅层流时还没有安装井口;二是节流管线细长且摩阻较大;三是安全密度窗口很窄。为此,在介绍司钻法、工程师法、动力压井法和附加流速法等压井方法的基础上,分析了其特点与主要流程及其对于深水井涌的适用性;并在此基础上,模拟了浅层气井涌和安全密度窗口较小情况下深水钻井井涌的压井工况。模拟结果表明:钻遇浅层流在没有安装井口情况下,可采用动力压井法实施压井作业;在处理窄安全密度窗口的深水井涌时,采用工程师法压井更合适,在模拟井工况下,采用工程师法套管鞋处的最大压力比采用司钻法低0.28 MPa;如果安全密度窗口太窄,则要采用附加流速法压井,在模拟工况下,采用附加流速法套管鞋处的最大压力可比常规压井方法降低0.94 MPa,但采用附加流速法对井口设备要求较高,并需要对施工参数进行优化。      

川东北超深水平井压井工艺技术

川东北水平井具有井深、压力高、产量大、含硫化氢等特点,在钻井和测试过程中经常因气量大或措施不当需要进行压井施工。前期的压井方式和施工工艺是针对不同工况下的直井,应用于超深水平井的成功率不高。分析了川东北水平井在钻井和测试过程中的压井难点,优选出4种适合的压井方式,并提出了适用工况和应注意的问题,为超深水平井安全、快速压井提供了借鉴。通过在川东北HJ203H水平井的成功应用表明,初步形成的水平井压井工艺技术能够满足川东北超深水平井压井需要。     

气井凝析液量研究

在一定的温度和压力下,天然气中所含有的水会形成凝析液,如果不能及时排出井口,则会在井底形成积液,导致气井不正常生产,因此,研究凝析液的数量对于制定合理的气井工作制度,维持气井的正常生产具有现实的意义,从计算天然气的含水量出发,计算气井的凝析液量,分析凝析液量随井口压力和气层压力的变化关系,模拟一口实例气井的产水曲线,从而论证提出的计算凝析液量方法的合理性,对于预测气井的凝析液量具有一定的指导意义。     

压裂水平井的试井解释理论和方法

介绍了国内外压裂水平井试井模型和试井解释方法的发展现状,并在油藏的渗流特征分析基础上,对模型和解释方法进行了综合分析和研究,指出了这些方法的优缺点,针对缺点和不足,提出压裂水平井试井的发展方向。