长宁页岩气超长水平段水平井钻井完井关键技术

为了解决长宁区块页岩气超长水平段水平井机械钻速低、钻井周期长和井下安全风险高等技术难点,通过理论分析和软件模拟计算,优化了井眼轨道,优选了钻井设备和套管下入方式,并制定了减振提速、防漏堵漏等降低和消减井下安全风险的技术措施,形成了长宁页岩气超长水平段水平井安全高效钻井完井关键技术。该技术在长宁区块3口超长水平段水平井进行了试验,3口井钻井和完井过程中均未发生井下故障,与未应用该技术的邻井相比,机械钻速提高了2.5%,钻井周期缩短了16.9%。这表明,该技术可以解决长宁区块页岩气超长水平段水平井钻井完井存在的技术难点,满足长宁区块安全高效钻井完井需求,可以在该区块进行推广。      

鄂西渝东页岩气水平井钻井技术探讨

地处鄂西渝东的涪陵、焦石坝区块目前已成为江汉油田乃至中石化非常规油气开发的主战场。针对页岩气水平井施工存在的诸如长水平段摩阻扭矩大、地层易漏失及油基钻井液驱替效率低等技术难题,采用了具有先进水平的旋转导向钻井、地层提承压和干法固井等技术,有效的解决了施工难题,实现了长水平段的稳斜钻进,提高了水平段的延伸能力。为页岩气水平井钻井积累了经验。     

中国石化页岩气超长水平段水平井钻井技术新进展与发展建议

为实现页岩气超长水平段水平井高效开发,中国石化围绕页岩气地质选区评价、装备配套、降摩减阻、低成本高效地质导向、钻井参数分层优化、长寿命高效破岩工具及高效固井等技术进行攻关研究,成功实施了水平段长度超过2 700 m的水平井15口、超过3 000 m的水平井5口,初步形成了4 000 m页岩气超长水平段水平井钻井技术,有力支撑了东胜区块、焦石坝区块等页岩气的高效开发。概述并分析了中国石化页岩气超长水平段水平井钻井技术的新进展,分析认为,与国外相比,中国石化页岩气超长水平段水平井钻井技术仍存在较大差距,因此建议重点攻关地质选区及评价、关键提速工具、高效钻井液体系、降摩减阻和套管下入与长效封固等关键工具与技术,为实现超长水平段水平井安全高效钻井提供技术支撑。     

长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井技术

针对长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井施工中井眼轨迹控制困难、储层钻遇率低、机械钻速低、井壁易垮塌和易发生井漏等问题,分析了钻井技术难点,研究了旋转导向智能井眼轨迹控制技术、近钻头方位伽马成像技术和工程参数监测技术,进行了钻头选型优化,并研究应用纳米成膜封堵水基钻井液技术,形成了长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井技术,能够精准控制井眼轨迹、提高储层钻遇率、保障井下安全和提高机械钻速。长庆油田桃XX井应用旋转导向技术及相关配套技术,安全高效地完成了水平段长4466 m、井深8008 m的钻井施工,储层钻遇率高达96.6%,创造了长庆油田井深最深、亚太区陆地水平段最长的纪录。研究结果表明,长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井技术的现场应用效果良好,具有较好的推广应用价值。      

四川盆地泸州区块深层页岩气水平井钻井关键技术

四川盆地泸州区块深层页岩气水平井钻井周期长、机械钻速低、钻具振动大,特殊岩性地层可钻性差、水平段井眼易失稳、地层温度高,且摩阻扭矩大、卡钻风险高。为保证作业安全,降低钻井成本,开展了水平井井身结构优化、水平段井眼轨道优化及轨迹控制等技术研究,推荐了激进钻井方式的最优参数,优选了特殊岩性地层减振提速和高效破岩技术;结合地面降温设备先导试验,优选了钻井液体系,并优化了钻井液性能参数,最终形成了泸州区块深层页岩气水平井安全高效钻井关键技术。该技术在泸州区块 4 口井中进行了试验,试验井平均井深5 601 m,水平段长1 884 m,钻井周期平均缩短14.5%,未发生井下故障。研究结果表明,该技术满足泸州区块安全高效钻井和推广应用要求。      

彭水区块页岩气水平井钻井关键技术

页岩气作为一种新兴的油气资源已越来越受到重视,国外页岩气勘探开发经验表明,水平井是页岩气藏成功开发的关键之一,但国内勘探开发工作及关键技术研究还处于起步阶段,存在钻速低、周期长、成本高及钻井中易发生井漏等问题。结合彭水区块4口页岩气水平井的钻井实践,从地层压力、地层岩性、岩石可钻性、页岩坍塌机理及页岩气固井特殊要求等方面入手,详细分析了气体钻井、旋转导向钻井、井眼轨迹控制、防漏堵漏、钻井液优选、水泥浆体系优选、井身结构优化、钻头优选、井眼净化等关键技术及现场应用效果,并围绕页岩气钻井提速、降低成本提出了一些建议。      

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。      

东胜页岩气超长水平段水平井固井关键技术

为实现“稀井高产、效益开发”的目的,实现有效动用地质储量和提高页岩气单井产量,在重庆南川东胜区先导试验超长水平段水平井,探索形成适合于非常规油气开发工程新模式。超长水平段水平井固井面临套管下入难度大、顶替效率差、水泥浆性能差异化等技术挑战。通过开展超长水平段水平井套管下入技术、长效密封水泥浆体系及配套工艺研究,形成以“套管安全高效下入及居中度控制+防漏防窜长效封固水泥浆+固井施工参数精细化设计与控制”为核心的超长水平段水平井固井关键技术系列。该技术系列在该区第一口超长水平段水平井SY9-2HF(水平段长3 583 m)成功完成应用,固井质量合格率100%,优质率95%,为该井后期压裂施工、高效开发奠定了良好工程基础。     

涪陵平桥南区块页岩气水平井钻井提速潜力分析

涪陵平桥南区块是涪陵页岩气田二期产能建设的主力产区,为进一步实现该区块页岩气水平井钻井提速提效及为后续外围区块高效勘探开发提供技术借鉴与指导,对该区块现用钻井技术体系进行分析后发现,其钻井技术方案在参考借鉴涪陵一期成熟经验的同时,配套应用了旋转导向钻井技术,试验应用了泡沫水泥固井技术,完善了随钻地质导向技术,形成了具有区域特色的钻井技术体系,钻井周期较开发初期大幅降低。在此基础上,以地层、开次为划分界限,分析了平桥南区块钻井提速潜力及存在的提速技术难点,二开井段龙潭组和茅口组地层机械钻速低、单只钻头进尺短,韩家店组和小河坝组地层钻井周期长、井漏频繁等,二开井段的提速潜力最大。针对提速技术难点制定了旋冲钻井提速技术方案和控压降密度防漏技术方案。研究成果可为加快涪陵平桥南区块的勘探开发进程提供指导。      

焦石坝页岩气水平井钻井提速工具应用

针对焦石坝区块页岩气水平井在钻进过程中遇到的地层可钻性差、摩阻扭矩大、井下动力钻具寿命
短等问题,在详细分析钻井施工难点的基础上,优选多种新型提速工具进行了现场应用。采用旋冲钻具改变破岩
方式提高了研磨性地层的破岩效率;采用水力振荡器和旋转导向工具将定向过程中的静摩擦变为动摩擦,实现了
长裸眼段降摩减阻和轨迹高效控制;采用低速螺杆、等壁厚螺杆和耐油螺杆延长了井下动力钻具单趟钻寿命及进
尺。现场应用效果表明,通过新型提速工具的优选应用,机械钻速同比提高２８％～８６．３９％,实现了一趟钻完成一开
进尺,一趟钻完成水平段进尺,有效提高了钻井效率,为焦石坝及邻近区块后续页岩气水平井钻井提速提供了技术
参考和支撑。     

超深水平井钻井技术

水平井的施工风险和难度随施工井深的增加而增加,特别是6000 m以上的超深水平井,存在着较高的施工风险和难度。塔里木油田东河塘区块油藏深度在5740 m左右,目前已先后完成了6口单、双台阶超深水平井,完钻井深均在6300 m以上。水平井投产后,油气产量明显提高,水平井平均单井油气产量为开发水平井前单井产量的3~5倍,取得较好的效果,经济效益显著。通过6口水平井的施工,超深水平井技术也在不断完善和提高,已日臻成熟。针对塔里木油田东河塘地区自身特点,以东河1-H3井和东河1-H5井为例,从难点分析、优化钻井设计、轨迹控制、分段技术措施、水平井钻井液等方面作了较详细的论述。该区块水平井的成功经验,对超深水平井施工有一定的指导和借鉴意义。     

川西首口页岩气水平井钻井技术

XYHF-1井是川西地区第1口页岩气勘探水平井,在其钻井过程中存在机械钻速低、井身质量难以控制、钻井液选择困难、井控风险大、井壁稳定性差等难题。在深入分析该井钻井难点的基础上,重点阐述了井身结构优化、井眼轨迹控制、钻具组合优化、安全钻进和储层保护等关键钻井技术及其应用效果,并简要介绍了旋转导向钻井、油基钻井液和滑套固井技术在该井的应用情况。全井钻井周期253.17 d,平均机械钻速1.6 m/h(含直导眼段),全井井径扩大率小于12%,上部井段最大井斜为0.87°,施工效果较好。应用效果表明,合理的井身结构和井眼轨道优化设计,是保证浅层水平井顺利实施的前提;加强摩阻扭矩预测、采用安全钻进措施和良好性能的钻井液,是预防井下复杂情况和安全钻进的重要保证,该井的顺利完钻,为同类井提供了实践经验。     

页岩气水平井钻井的随钻地质导向方法

四川盆地川南地区页岩气开发的主力目标层位为厚约6 m的下志留统龙马溪组海相页岩,具有靶窗较小、构造复杂、地层倾角变化大等特点,实钻井眼轨迹存在脱靶和出层的风险。为此,以该盆地威远区块页岩气水平井为例,通过分析该区水平井地质导向过程中出现的技术难点及其原因,从入靶导向和水平段地质导向等关键环节入手寻找出解决上述难点的办法:1应用随钻自然伽马依次测量地层剖面上的高伽马页岩标志层,配合地质录井确定轨迹精确入靶点,保证井眼轨道按设计井斜角姿势入靶,避免了提前入靶和推迟入靶;2应用随钻自然伽马测量优质页岩储层低值层段特征,配合地震深度剖面判断地层大致视倾角以及微构造的发育情况,实现实钻轨迹在钻进箱体中位置的正确确认,确保了储层的钻遇率。2年的现场应用效果表明,该区块已完钻27口水平井,平均深度为5 043 m,平均水平段长度为1 428.96 m,优质页岩箱体钻遇率达95.75%。结论认为,优质页岩箱体地质导向方法配合地质、三维地震、气测全烃含量等多种方式,可实现箱体的准确着陆及水平段的精准穿行。     

我国西部地区超深井钻井取心技术

超深井取心收获率的高低受地层岩性、取心工具及工艺技术措施等因素影响很大。针对我国西部地区超深井段钻井取心地层可钻性差,研磨性强,井温高,循环压力高,井底沉砂造成堵心,井深复杂情况多且判断困难、地层裂缝发育、取心工具失稳等方面的难点,根据超深井取心的实践,总结了在该区超深井取心作业中涉及取心前准备、下钻、树心及取心钻进、割心、起钻等各个环节的技术措施,介绍了塔深1、元坝3、于奇6等3口井在超深井段取心工具选择、取心措施制订、取心层位岩性确定、钻具组合优选、钻井参数优化、提高岩心收获率等方面所取得的经验;进而提出旨在提高我国西部地区超深井段取心收获率的建议：①优选取心工具和取心钻头;②制订具有针对性的技术措施;③选用动力工具进行取心等。     

页岩气长水平井段防气窜固井技术

页岩气开发的核心技术为水平井配合大型水力压裂,而固井质量不佳已成为页岩气完井和实施储层改造的主要瓶颈问题。为此,以四川盆地页岩气开发区块为例,探索了水力压裂作用下保持水泥环力学完整性的方法及其配套工艺技术措施。研究结果表明:(1)采用模拟套管刚度的近钻头三扶正器通井钻具组合,可以降低长水平段页岩气井套管下放难度,提高下套管时效和安全度;(2)研制的高效洗油冲洗隔离液体系在常温至120℃下的冲洗效率均大于90%,能够保证水泥浆对油基钻井液的顶替效率和井壁的有效胶结;(3)确定了该区长水平段固井韧性防窜水泥浆凝固后的性能——水泥石弹性模量应小于7 GPa、三轴强度最好大于40 MPa,以减轻和避免压裂时的水泥环破坏;(4)形成的钻井液调整、预应力固井、地面高压泵注工艺等配套技术提高了页岩气井固井质量。2015—2016年期间运用上述系列固井技术在四川盆地开展了85口井固井作业,平均井深4 832 m,平均水平段长1 560 m,固井质量优质率达89.58%;水平井固井后候凝期间无环空带压,钻完井及试油期间环空气窜得到明显改善。结论认为,该配套技术可以保证并提高长水平段页岩气井的固井质量。     

FEWD 地质导向技术在深层页岩气水平井中的应用

地质导向技术是开发页岩气的核心技术之一,分析了页岩气储层伽马、电阻率、钻时比值等地质特征响应,结合FEWD 地质导向技术的特点提出了在深层页岩气水平井钻井中应用该技术的优势。通过丁页2HF 井应用实例分析,论述了应用FEWD 地质导向技术提高页岩气水平井储层钻遇率的关键。丁页2HF 井创造了超深页岩气井复合钻日进尺最高178 m 的记录,仅用55 d 完成1 035 m 的水平段钻探,水平段储层钻遇率达95%。FEWD 地质导向技术在丁山深层页岩气水平井的成功运用,促进了页岩气非常规能源的开发,对今后国内超深页岩气水平井的钻井施工具有重要的指导意义。     

彭水区块页岩气水平井固井技术研究与应用

为了提高页岩气水平井固井质量,满足分段压裂需求,结合彭水区块固井技术特点,对水泥浆体系和固井工艺进行了研究。针对页岩气压裂需求,研究固井技术对策,并开展数值模拟,分析了压裂过程水泥石受力状态,形成降低弹性模量和提高水泥石抗拉强度的改性要求。利用力学分析结论,优选SFP弹塑性水泥浆体系,弹性模量降低50%,抗拉强度提高50%,满足分段压裂水泥石力学性能要求。为提高顶替效率,优选弹性扶正器及安放方案,利用高效溶剂型冲洗液体系和冲洗技术,以提高固井质量。水泥浆体系和工艺技术在彭水区块4口井开展应用,目的层固井质量胶结中等达到96%以上,压裂施工过程未见层间窜现象。     

页岩气水平井地质导向钻进中的储层“甜点”评价技术

随钻自然伽马探测手段在四川盆地涪陵国家级页岩气产能示范区水平井导向实践中暴露出储层特征显示不明确、"甜点"层钻遇率低的问题。为此,通过研究该区页岩标志层、"甜点"层的岩性、物性及含气性特征,建立其与已测量的自然伽马值的对应关系,总结得出了该区页岩储层"甜点"判别方法,以此作为LWD随钻地质导向轨迹实时控制的依据。焦页14-3HF井的现场试验结果表明,实钻水平段1 540 m,"甜点"钻遇率和储层钻遇率均为100%,优质"甜点"钻遇率达93.6%,单井完井测试平均无阻流量达到103.24×10~4 m~3/d,取得了非常好的效果。结论认为,该储层"甜点"层判别和识别技术能够更好地指示钻头在"甜点"层中钻进,有利于全面发挥地质导向技术在页岩气水平井钻井中的技术优势。     

塔里木超深复杂井钻井液工艺技术

库1井是西北石油局在山前高陡构造上完成的一口重点探井，完钻井深6941．15m。该井钻遇了砾石层和单层厚度为135m的可蠕变膏盐层，井底温度高、压力高的高压气层和高压盐水层．钻井过程中易发生渗漏、垮塌情况。该井一、二开采用聚合物钻井液；三、四、五开采用高密度聚磺钻井液，并配合了相应的钻井液维护处理措施。现场应用表明，该套钻井液体系解决了泥岩坍塌、膏盐层溶解、蠕变造成的井眼不稳定问题，保证了φ244．5mm和φ250．8mm复合套管的入井、固井的顺利进行，克服了五开井段硬脆性泥页岩剥蚀掉块的危害，井底高温对钻井液性能的影响，解决了超深井段低排量的悬浮携岩问题，较好地保护了油气层     

页岩气长水平井套管安全下入风险评估技术

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区长宁区块页岩气丛式水平井段长度介于1 200～2 800 m，优质储层横向分布不均匀，水平段轨迹调整频繁，目的层井壁稳定性差，井漏、缩径、垮塌严重，水平井套管下入困难的井占比高达80%～90%，甚至部分井水平井套管无法下至预定井深，经济损失较大。为此，基于该区块页岩气水平井套管下入现场的实测数据，综合利用修正三维软杆管柱摩阻计算模型和数据统计分析法，对扶正器、井眼曲率、井斜、井径、摩阻系数等关键因素进行分析，提出了一套长水平段套管下入风险综合评估的新方法。研究结果表明：①累计井眼曲率较井眼曲率能更加直观地反映套管下入摩阻影响程度，当累计井眼曲率大于170°/m，套管下入摩阻开始快速增加，因而对于井眼曲率较大的水平井，需要避免井眼轨迹频繁调整，降低套管下入难度；②井径变异系数能够精确描述井径沿水平井眼方向上的变化幅度，对于地质条件复杂，井眼缩径、垮塌严重的水平井，通过统计分析井径变异系数来评估套管下入摩阻的影响能够有效提高预测精度，井径变异系数小于2%，套管下入摩阻影响较小，井径变异系数大于等于2%，套管下入摩阻影响较大。结论认为，应用于5口井的效果表明，评估结果与现场施工实测数据基本一致，证明该方法能够准确评估复杂地层条件下长水平井套管下入的风险。