影响元坝气田超深井钻井提速的工程地质因素及技术对策

元坝气田工程地质特征异常复杂,钻井难度大,存在井漏、井涌、卡钻、井塌、高含硫化氢、高压水层等工程地质复杂问题,钻井效率低,周期长,建井成本高.从油气藏的基本地质特征、岩石力学性质、井壁稳定性等方面,分析认为,储层埋藏超深,钻遇地层岩性复杂、储层特征多样、油气立体成藏、油气水分布复杂、各油气藏特征差异大,岩石致密、强度大、可钻性差,异常高压-超高压、纵向多压力系统、井壁力学稳定性差、安全钻井液密度窗口窄,是钻井提速的工程地质影响因素.结合工程地质特征,提出了优化井身结构设计,优选空气钻井、泡沫钻井、液体欠平衡钻井、“螺杆+PDC钻头”和“涡轮+孕镶金刚石钻头”复合钻井、旋转导向钻井等钻井技术,以及优选高效钻头,优选钻井液体系等钻井提速技术对策,能够满足元坝气田海相超深井安全、快速钻井的需要.     

川西新场构造欠平衡钻井欠压值的确定

川西地区地层岩石致密、硬度大、可钻性差,机械钻速低,欠平衡钻井能有效提高机械钻速。由于该地区地层压力高、泥页岩发育稳定性差,要成功实施欠平衡钻井关键是确定合理的钻井液密度。为此,提出需要获得精确的地层孔隙压力和坍塌压力,确定合理的欠压值,为优化设计提供科学依据。在分析欠压实理论的基础上,运用伊顿法并利用测井资料,结合实测资料,建立了新场构造钻遇地层准确的孔隙压力;通过井壁力学理论分析,结合实钻井资料,确定了井眼扩大率为60%是新场构造允许井眼最大垮塌范围;然后依据井眼扩大率为60%时计算出地层坍塌压力,计算坍塌压力与孔隙压力之差表明,新场地区液体欠平衡钻井欠压值在0.3g/cm3左右。同时,根据建立的压力剖面,新场构造须二段地层坍塌压力、孔隙压力与上部须三段地层坍塌压力一致,目前以须二段为目的层的常规钻井四开次钻井井身结构可以进一步优化、简化,以利于提高钻井速度。     

井研地区筇竹寺组页岩储层水平井钻井井壁稳定性评价

川西南井研区块筇竹寺组页岩气具有良好的开发前景,但由于对其岩矿组分、力学性质、水化特征等认识程度较低,钻井井壁稳定性认识不清,导致出现掉块、阻卡等复杂情况。为了充分认识该区寒武系筇竹寺组地层的井壁稳定性,明确粉砂质页岩水化作用及其对坍塌压力的影响规律,在岩石力学实验的基础上,研究不同钻井液浸泡时间对岩石力学参数的影响规律,建立考虑水化作用的井壁稳定性预测模型,分析不同井斜方位下坍塌压力的差异。研究结果表明：筇竹寺组伊蒙混层含量高,具有一定膨胀性,水化作用后导致岩石强度降低,对井壁稳定性有较大影响;不同钻井液体系对井壁稳定性的影响有差异,总体上油基钻井液更有利于井壁稳定;考虑了水化作用的井壁稳定预测模型更加符合实际,以此为依据,通过优化钻井液设计可以有效降低井壁失稳风险,提高钻井时效。     

东海低孔渗油气田井壁失稳分析与对策

东海低孔渗油气田前期钻探过程中,存在着井壁失稳等原因引起的起下钻遇阻、倒划眼困难、测井遇阻、卡钻等井下复杂情况。利用X射线衍射、扫描电镜、比亲水量与泥页岩压力传递等实验手段,分析复杂地层的微观组构及其理化性能,探讨该区井壁失稳机理。研究表明,东海低孔渗油气田复杂地层井壁失稳与其自身的微观孔隙结构特征紧密相关,页岩微裂缝、层理发育是导致其井壁失稳的主要内在因素。钻井过程中,在井底压差、毛细管力、化学势差等驱动力作用下,钻井液滤液沿微裂缝或层理面迅速侵入页岩内部,造成近井壁地层孔隙压力增加;同时,钻井液滤液侵入,改变了地层原有的物理化学平衡,发生水化作用,降低岩石强度,最终导致井壁失稳。基于"多元协同"井壁稳定新理论,提出井壁稳定钻井液技术对策,选用化学固壁剂,加强钻井液的物理封堵/化学固结井壁能力,增强抑制与有限化学位活度平衡控制,提高井下液柱压力的有效力学支撑作用,实现"多元协同"稳定井壁作用。     

川西坳陷致密碎屑岩钻井故障及对策

川西坳陷上三叠统至侏罗系地层主要表现为岩石致密、研磨性强，钻井速度慢，建井周期长。对该区储层敏感性，岩石力学特征，地应力大小、方向以及地层的压力和温度进行了详细地分析，总结了川西地区由于以上各种客观因素引发的常见的钻井故障，并结合已有的钻井资料，通过采用不同的钻井工艺、优化应用新型的井身结构、优选应用高效钻头和优选新型钻井液来提高机械钻速、缩短建井周期和保护油气层。     

川西深层井壁稳定分析中参数敏感性研究

井壁稳定性研究是工程方案决策的重要依据,本文以Mohr-Coulomb准则为基础,分析了对井壁稳定性判断产生影响的各项参数,以及在川西深层条件下,井壁稳定性判断中各项参数对地层坍塌压力和破裂压力计算结果的影响程度。通过实例分析表明,在川西深层条件下,地应力、地层孔隙压力和岩石的弹性系数等参数的准确程度对井壁稳定性分析结果影响程度最大,而其他岩石力学参数的影响次之。计算结果同时证明,如果在川西深层采用定向井钻井,其井壁稳定性将不会因为井斜角、相对方位角的变化而变差,且地层破裂压力会随井斜角和相对方位角的增加而大幅提高。     

裂缝性储层水平井钻井井壁稳定模型研究

钻井井壁稳定是钻井过程中的复杂性问题。当水平井筒穿过储层天然裂缝时,天然裂缝可能在较小的井底流体压力下发生剪切破坏,造成井壁垮塌。为此,基于弹性力学和岩石力学理论,并考虑岩石孔隙弹性和热弹性效应影响,推导了井壁主应力计算式。视天然裂缝为地层中的结构弱面,基于主应力与天然裂缝法向的空间位置关系,得出了天然裂缝法向与井壁最大主应力夹角计算式,结合弱面结构剪切破坏准则,得到维持井壁稳定的最小井底流压数学求解模型,提出了模型求解和井壁稳定流压获取方法。通过公式推导及计算实例分析可知:天然裂缝倾角和走向、原地应力和水平井方位将影响钻井过程中防止井壁垮塌的最小井底流体压力的设计,也即影响安全钻井液密度的选择。     

防塌钻井液技术在普光地区的应用分析

普光地区钻井施工中易出现坍塌、掉块等井壁失稳现象,经过详细分析,其根本原因是地层的"高陡"和"破碎"。针对该区块的地层特点,提出了优选钻井液体系、确定合理的钻井液密度、强化封堵、在易塌层保证滤失量小于4mL、提高泥饼质量、保证钻井液黏度控制在45～55s以及钻井液具有合适的流变性等防塌技术措施,取得了较好的应用效果,普光2井钻井周期比设计缩短了30.33%,建井周期比设计缩短了19.76%,平均机械钻速2.31m/h,比普光1井提高了133.33%。     

东营北带深井钻井主要工程地质问题及对策

近年来,胜利油田深层勘探主要集中在东营北带,该区由于目的层埋藏深,纵向上普遍存在多压力系统,同时还存在膏岩、盐岩集中段等易蠕变地层,给钻井设计和施工造成困难。不能预见的工程地质问题导致设计与实钻不相符及钻井复杂情况的发生,不仅制约了钻井速度,而且严重危及钻井工程安全和地质目标的实现。建议在以下几方面开展工作:加强工程与地质的结合,跟踪优化井身结构。利用地层自然造斜特性解决大倾角地层防斜打直问题,减少井斜控制难度,提高机械钻速。加强岩石可钻性分析,做好钻头选型工作。开展深层岩石可钻性研究,研制和引进适合深层砂砾岩体的高效钻头。这是缩短钻井周期、降低钻井成本的重要途径。开展扩展安全密度窗口钻井液技术研究,解决多压力层系、低压易漏和不稳定易塌地层并存导致的恶性漏失/井塌/井涌等技术难题。     

我国深井钻井技术发展的难点及对策

分析了目前我国深井钻井技术面临的主要难点:井段内存在多套压力体系,喷漏共存;钻遇地层复杂,井壁稳定性差,井漏、井涌、井塌、缩径、卡钻等井下复杂情况频发;机械钻速低,钻井周期长,钻具易损坏;在地层倾角大的地区直井防斜难度大;深井井下温度高、压力大,钻井液、井下工具和测量仪器性能要求高;固井施工难度大。展望了深井钻井技术的发展趋势,并结合国内外钻井技术发展的最新进展,提出了加快我国深井钻井技术发展的对策:应用套管钻井技术、膨胀管技术,改善井身结构提高整体钻井速度;提高钻压、转数,增加钻头的切削能力和寿命,提高深部井段机械钻速;最大限度地扩大气体钻井的使用范围;增强地层承压能力,实现井壁稳定;降低固井施工难度,提高封固质量;提高工程事故的预防与快速处理能力。     

苏丹水平井优快钻井技术研究与应用

苏丹市场老油区加密井增多,单井产量下滑,由于上产需要,甲方对水平井数量的需求大增.但因其独特、复杂的地质情况,导致钻井存在诸多难点,如起下钻阻卡、托压、塌卡等复杂和事故频发.对此,开展苏丹水平井优快钻井技术研究,通过实施井身结构优化技术、井眼轨迹控制技术、水平井钻井提速技术以及钻井液技术,有效解决了水平井施工难点,实现了优质、安全、快速钻井:钻头优选后,全面提升了钻井速度,减少了井下复杂;KCl/硅酸盐钻井液体系、Drilling-in钻井液体系有效保证了各项工序的顺利实施,在抑制页岩坍塌、稳定井壁、减少托压方面效果明显;水力震荡器的使用,可以解决长半径水平井摩阻大、造斜慢、加压困难的难题.研究成果一年内共成功实施20口水平井,平均钻井周期从2010年前的44d缩短至23.67d,缩短46.2％;平均建井周期为36.42d,比设计周期提前5～14d;机械钻速从原来的平均10.81m/h提高到12.41m/h,提高14.8％;事故和复杂现象由原来的3.7％降至1.8％.     

川西马井气田钻井复杂情况及治理对策

马井气田探明地质储量175.58×10^8m^3,可采储量80.54×10^8m^3,是川西地区主要的天然气开发区域。该区地质构造复杂,主要表现为成岩作用差,层间缝发育,层系间不整合接触,断层发育,地层承压能力差;纵向上泥岩较发育,各组岩性疏松,胶结差,钻井施工中复杂情况发生率较高,为73.7%（统计57口已完钻井）,其中,井漏占65%,卡钻占17%,井喷、井涌占9%,井壁垮塌占5%,地层出水占4%,从而导致钻井速度缓慢、施工周期延长。对此,提出如下治理对策：采用新的钻井工艺,引进清水强钻和微泡沫钻井技术;钻井中使用强抑制性高钙盐聚合物钻井液,并合理调整其密度大小;调整井身结构,在一个裸眼井段内不能有压力悬殊的地层存在,在揭开储层前,应适当提高钻井液密度。同时,应加强对该区地层出水原因及治理方法的研究工作。     

川渝地区不同条件下钻接替井的工程技术及实例分析

介绍了原井眼上部套管开窗侧钻井、同井场移动井位钻井和附近异井场钻井3种钻接替井的方式。分析了罗家16H—1井、新清溪1井、新856井钻接替井的成功实例。结果表明，天然气勘探开发中的重大发现井，一旦出现井控严重失控，且存在井身结构及工程缺陷时，需要打超长的水泥塞封井。裂缝综合地质预测技术是钻接替井的前提．定向钻井是重要的环节，钻水平接替井不仅增加了钻遇高导斜缝的机遇，而且可增大气井产能。     

胜利油区河50丛式井组调整井钻井技术

河50断块丛式井组为全国最大的陆基平台井组,1989年投入开发,共有油水井45口,其中斜井43口,最大井斜角在19°～63°之间,现已进入高含水期,产能建设亟需进行调整开发。该断块探明含油面积2.6km2,地质储量1052×104t,可采储量242×104t,呈扇状分布,属稀油低渗、低饱和高压岩性构造油藏,具有天然能量充足、产量递减快的特点。由于老区采油地层压力亏空,调整井钻井过程中易出现井漏、井涌、坍塌等复杂情况,加之老区井网密集、斜井众多,井身轨迹控制困难,防碰难度大,对钻井技术、油气层保护和固井质量提出了更高的要求。对此,制定了井身轨迹控制与防碰技术措施;优选了适宜不同地层的钻井液体系;形成了井壁稳定与承压堵漏技术、固井技术和油气层保护技术。实钻效果表明:河50丛式井组调整井钻井技术有效解决了该区块井漏、井塌、缩径及固井时水泥浆漏失等井下复杂情况,井身质量和固井质量合格率均为100%。     

准噶尔盆地中部地区地应力分析及其在钻井优化设计中的应用

准噶尔盆地中部地区是胜利油田西部新区的重点勘探区块之一,中生界侏罗系地层为本区主要目的层,储层埋藏深。本区地质情况复杂,井壁稳定及压力异常问题突出,钻井过程中复杂较多,导致钻井周期长,成本高。通过对准噶尔盆地中部地区已钻井资料分析．利用测井资料,建立了本区地应力模型,确定了三个主应力的方向及大小,并对地应力模型进行验证,其中最大水平主应力方向为近南北方向。建立了本区地层三压力剖面,针对不同目的层,形成了两套井身结构推荐方案,根据地应力模型,确定了有利于井壁稳定的钻井方位和有利于压裂改造的钻井方位,进行了水平井轨道方向优选,形成了本区钻井优化设计方案,并进行实钻应用。现场应用表明,新钻井较周围邻井平均机械钻速提高15％,钻井周期缩短10％,钻井复杂明显减少,井身质量大幅提高。     

页岩气水平井钻井液技术的难点及选用原则

我国页岩气资源勘探开发已全面铺开。针对页岩气的成藏特征,页岩气开发以浅层大位移井、丛式水平井布井为主。由于页岩地层裂缝发育、水敏性强,长水平段钻井中不仅易发生井漏、垮塌、缩径等问题,且由于水平段较长,还会带来摩阻、携岩及地层污染问题,从而增大了产生井下复杂情况的几率。解决井壁稳定、降阻减摩和岩屑床清除等问题是目前页岩气水平井钻井液选择和设计的关键。选择页岩气水平井钻井液的原则是确保井壁稳定、润滑、防卡和井眼清洗。油基钻井液可提高水润湿性页岩的毛细管压力,防止钻井液对页岩的侵入,从而有效保持井壁稳定,同时还具有良好的润滑、防卡和降阻作用,是国内外目前采用最多的钻井液体系。当采用水基钻井液的时,利用低活性高矿化度聚合物钻井液或CaCl2钻井液以降低页岩和钻井液相互作用的总压力;采用浓甲酸钾、Al3+盐,可以通过脱水、孔隙压力降低和影响近井壁区域化学变化的协同作用产生良好的井眼稳定作用;对于有裂隙、裂缝或层理发育的高渗透性页岩应使用有效的封堵剂进行封堵;但对于强水敏性页岩地层,水基钻井液在抑制性方面仍然存在局限性。从环境保护的角度出发,甲基葡糖苷钻井液在井壁稳定机理方面与油基钻井液相似,未来可望作为有效的钻井液体系之一。随着以页岩气为代表的非常规油气资源的不断开发,为了满足安全钻井和环境保护的需要,未来页岩气水平井钻井液技术的研究应围绕高效、低成本水基钻井液和低毒油基钻井液来展开。     

新型承压堵漏技术研究及在川东北地区的应用

针对川东北地区地质构造复杂、钻探过程中恶性漏失多的情况,研究开发了新型承压堵漏剂,并形成了适用于该地区漏失特点的堵漏工艺技术。新型承压堵漏剂在传统桥接堵漏单纯架桥、填充的基础上,引入具有较强吸水弹塑变形功能的聚合物弹性颗粒SD-1。SD-1进入漏层后,自身体积持续膨胀,且膨胀体具有很好的弹性,兼具膨胀填充和挤紧压实的作用,使堵漏剂具有较好的强化堵漏作用。室内评价实验结果表明,SD-1对钻井液的黏度及切力影响不大,且有一定的降滤失作用;对不同渗透性的砂层及岩心,均具有较好的封堵效果。在川东北的河坝1井和河坝2井的应用结果表明,新型承压堵漏剂安全系数高、可操作性强,具有封堵能力强、候凝时间短的特点。