盐下水平井YM7-H4大井眼段钻井技术

YM7-H4井是一口盐下水平井,因盐膏层距目的层垂深约25 m,设计用Ф311.1 mm钻头在易垮塌的吉迪克组地层进行定向,在盐膏层内一直增斜达到73.62°,直至钻穿盐膏层至井深4 770 m,然后下入Ф273.1 mm厚壁套管封固盐膏层。该井Ф311.1 mm井眼在钻井与中完施工过程中存在很多难点:一是吉迪克组地层泥岩严重垮塌,定向难度大;二是大井眼轨迹控制困难;三是盐膏层段长、井深、钻井液密度高达1.80 kg/L,易卡钻;四是厚壁套管直径大、刚性强、下入困难等。通过技术攻关,该井应用了大井眼轨迹控制技术、吉迪克组地层泥岩防塌钻井液技术、盐膏层钻井技术和大尺寸套管下入井眼准备技术等,顺利完成了该井大井眼段的钻井施工。      

兴古7-H208保留深层水平井导眼技术

水平井导眼填井侧钻是导眼实施的通常做法,但是在兴古7块,水平井导眼位置较深,导眼钻井周期长、钻井成本高,且导眼有一定产能或可另作他用。通过深层高钢级、厚壁套管开窗技术完善与精细施工控制、分支水平井井眼轨迹优化控制和分支井眼上固下裸眼内插管固井工艺的实施,在兴古7-H208井中的深层潜山油藏段内的?244.48 mm技术套管上开窗侧钻水平分支井眼,成功实现了深层导眼的保留。现场施工发现现有磨铣类工具对硬度8级以上地层的套管开窗适应性较差,最后通过取换造斜器、多次磨铣、钻头辅助破岩等方式得以完成。兴古7-H208井目的层埋深4000 m、导眼井段长875 m、钻井周期43 d,利用分支井保留水平井导眼技术节约了大量钻井费用,具有推广应用价值。     

TK424CH侧钻短半径深水平井钻井液技术

塔河油田TK424CH侧钻短半径深水平井，钻进过程中易出现井漏，井涌，岩屑携带困难等问题，为此，在侧钻造斜段采用了聚磺混油钻井液体系，水平段采用了无固相钻井液（盐水）体系。顺利完成了该井的施工。介绍了该井钻井液性能设计。维护处理措施。并提出了应用盐水节流循环压井的方法。     

洼60-H26水平井套铣打捞技术

洼60-H26井是一口中曲率水平井,设计井深1 922 m,由于地面条件的限制,设计采用三维井眼轨道。该井水平段在钻至井深1 801 m时,发生卡钻事故。在卡钻事故处理过程中,采用测卡、爆炸松扣技术取出上部钻具后,应用了不同规格的套铣管对被卡钻具进行套铣,采用间歇式套铣方式实现了大斜度井段(45°-90°)的安全套铣,采用短套铣管完成了时水平井段内φ215．0 mm稳定器的套铣,采用φ228．6 mm套铣管成功套铣水平井段被卡LWD仪器,最后通过震击器震击成功解卡。详细介绍了洼60-H26水平井卡钻事故的处理过程,分析了在水平段处理卡钻事故的难点。该井处理卡钻事故的经验,对以后水平井施工中处理井下事故、打捞贵重仪器具有借鉴价值。     

东河1-H8超深水平井钻井液技术研究与应用

东河1-H8井是位于塔里木盆地塔北隆起东河塘断裂构造带东河1背斜的一口超深水平井,完钻井深6375m。该井超深、井眼大且长裸眼,油层压力系数低,地质情况复杂,钻井过程中存在着高压差的潜在事故,易造成泥包钻头、卡钻、井漏、井塌等井下复杂情况。该井采用强封堵、强润滑,结合“无故障及间歇”钻井的思路,通过优选聚合醇-正电胶-聚磺混油钻井液体系,合理复配使用正电胶与高分子聚合物,优化钻井液配方及维护处理方案,解决了高压差、枯竭产层的压差卡钻问题及抑制与分散、循环压耗与岩屑携带的问题,保证了该井的顺利完成。现场应用表明,该钻井液抑制性强,润滑防塌性能好,井底摩阻一般在10-20t之间;井眼净化能力强,有效防止了岩屑床的形成和泥包钻头：维护处理简便．有利于环保．     

塔里木东河油田超深水平井固井技术

塔里木东河油田的水平井平均井深为6 350 m,目的层位为石炭系.该地区地质构造复杂、裂缝发育、井底温度高、地层压力系数低、井壁易垮塌掉块.这些水平井井斜,方位变化大,水平位移长,油层固井采用水平井复合套管双级注水泥工艺,封固段长,且间隙小.针对该地区特点,选用了兰德LANDY806L系列外加剂.油层一级固井水泥浆采用具有低失水、零析水、防气窜、早强等特性的加有硅粉和微硅的抗高温水泥浆;二级固井水泥浆采用添加微硅和漂珠的防漏低密度水泥浆,同时使用配套的水平段套管漂浮技术、套管扶正措施以及先导浆、冲洗液和加重隔离液多级前置液体系等综合固井技术措施.该套固井技术在DH1-H9等多口井中的应用效果良好,固井质量优质,成功地解决了东河油田超深水平井固井技术难题.     

超深水平井元坝103H井钻井技术

元坝长兴组气藏储量巨大,为增大储量控制面积,提高单井产量,在四川盆地川东北巴中低缓构造部署了一口水平开发评价井元坝103H井,设计井深7 841 m。通过优化钻井工艺,在下沙溪庙至须家河组地层应用液体欠平衡钻井技术、水平段综合采用旋转导向、抗高温钻井液体系、防磨接头和减磨剂双效防磨等先进技术,克服了陆相深部地层硬度高、钻速慢、井底温度高、水平段井眼清洁难度大、起下钻摩阻扭矩大、钻具托压现象严重等多种技术难题。该井完钻井深7 729.8 m,水平段长682.8 m,最大垂深6 761.52 m,四开在井深6 608 m处一次性侧钻成功。该井的成功实施,为元坝超深水平井钻井积累了宝贵的经验,为同类井的钻井施工提供了重要参考。     

变流量不稳定试井技术在超深水平井中的应用

不稳定试井是了解油藏信息、获取地层参数的重要监测技术。目前油田通常采用的压力恢复、压力降落不稳定试井方法要求有一定关井期,对生产影响较大,在高产油井、高注水井中尤为突出,因此探索对生产影响小又能获得油藏信息的新型不稳定试井技术是非常必要的。通过塔里木哈得油田未饱和砂岩油藏超深水平井“变流量不稳定试井”探索实例,证实该技术理论成熟、应用条件明确、实施效果良好,是对水平井试井分析技术的丰富与发展,能有效兼顾生产,为开发调整提供有力技术支持,对油田高产稳产具有积极作用。     

胜科1井钻井设计与施工

为了解胜利油田孔2段烃源岩发育情况和盐下构造含油气情况,评价生油气潜力,胜利油田设计施工了胜科1井。该井完钻井深7 026 m,是中国东部油区目前最深的一口井,井底温度高达235℃,地层压力当量密度最高达2.30 kg/L。该井钻井施工中主要存在盐膏层及软泥岩层的安全钻进、井身质量控制困难、存在多套压力层系、复合套管的下入与固井、超高温超高压对钻井液性能和水泥浆性能及固井工具的要求高、机械钻速低等问题,在对钻井设计进行充分论证,并对施工难点进行了充分分析的基础上,制定了相应对策,使该井顺利钻至设计井深完钻,并取得了10个方面的技术成果与突破。该井的顺利完成,为其它超深井钻井积累了宝贵经验。详细介绍了该井的设计与现场施工情况。     

TP2CX超深开窗侧钻中短半径水平井钻井技术

新疆沙雅地区奥陶系中统一间房组油气藏埋深超过6 900 m,未知因素多、钻井难度大、成本高。为此,在TP2井基础上套管开窗侧钻完成了1口评价井——TP2CX中短半径水平井。该井钻进中遇到开窗点超深、地层可钻性差、小井眼泵压高、深井测量信号传输困难、地层温度高、设计油藏埋深累计误差较大等技术难点。为此,对设计的井眼轨道进行了修正,采用卡瓦坐封式斜向器进行开窗作业,选择适合小井眼和耐高温的无线随钻仪器、螺杆钻具,优化了钻井参数,选择了钻头,调整了钻具组合,形成了适用于超深开窗侧钻中短半径水平井的钻井技术。TP2CX井设计井深7 305.33 m,全角变化率78.40°/100m,水平位移465.85 m;轨道修正后全角变化率为66.67°/100m,实际开窗点井深6 789.42 m,完钻井深7 453.00 m,水平位移565.88 m。该井实现了超深开窗一次性成功,有效解决了油藏埋深误差较大的问题,避免了在超深井中无线随钻仪器和螺杆钻具易失效而引起的起下钻作业,比设计钻井周期缩短26 d,提高了钻井时效,大大降低了钻井成本。      

径向水平井技术在锦45-检1井中的应用

锦 45 -检 1井是辽河油田施工的第 3口井高压水射流超短半径水平井 ,该井在井深 10 0 6 .0 0 m处 ,钻出了井段分别为 19.40 m、 10 .90 m的双分支径向水平井眼 ,打破了原有 15 .86 m单支井眼的国内记录。详细介绍了径向水平井技术在锦 45 -检 1井的现场应用情况 ,并对施工关键技术及该套技术的发展方向进行了探讨。     

孤平1井超长水平段水平井钻井技术

孤平1井是胜利油田第一口水平段超千米的预探水平井，通过优化工程设计、采取相应的工程技术措施，克服了超长水平段井眼轨迹控制难度大、中靶要求高、地层易漏失、扭矩和摩阻大、大井斜段及水平段取心困难等技术难题，顺利钻至设计井深，并圆满完成了地质任务。孤平1井实钻水平段长1054．15m，创全国陆上水平井水平段最长的纪录。在分析该井施工难点的基础上，详细介绍了该井工程设计、井眼轨迹控制及钻井液技术，并总结分析了钻井过程中采取的一些成功作法，例如防卡技术、井眼净化技术、合理使用PDC钻头、大井斜段及水平段取心技术等。     

东河1-H3超深阶梯水平井钻井实践

介绍了东河1-H3井超深阶梯水平井的施工难点、技术措施(包括钻具组合、钻头选型、钻井参数、剖面设计、轨迹控制、测量施工、钻井液等方面)及施工情况。总结了东河1-H3井超深阶梯水平井成功经验及教训,并对今后超深水平井的施工提出了建议。     

胜科1井钻井事故的预防与处理

胜科1井设计井深7 000 m,完钻井深7 026 m。在该井钻井过程中,针对上部大尺寸钻头破岩效率低、大井眼井壁稳定性差、大段盐膏层、膏岩层的塑性蠕变和塑性流动造成井眼复杂、超深井高温高压给钻井液性能的控制和水泥浆调控等带来的一系列技术难题,制定了一整套预防井下事故和复杂情况的技术措施,从而确保了该井的钻探成功。该井在钻井过程发生了2次断钻具事故和1次卡钻事故,根据超深井的特点,采取了较为稳妥的处理措施,同时,有针对性地研制了高效铣环和PDC钻头专用打捞器,3次事故处理均获得了成功,共耗时38.5 d。详细介绍了该井所采取的预防和处理钻井事故的技术措施,可为其他超深井的钻井施工提供一定的借鉴。     

HW9801水平井复杂情况的处理及分析

HW9801水平井是我国第一口用直井钻机钻成的超浅层稠油试验井，该井在下完井尾管（筛管）串时，在技术套管内出现了遇阻问题，而在上提套管准备采取进一步措施时又出现了遇卡的情况。在处理阻卡问题时又磨穿了技术套管，为了避免出现更复杂的井下情况，最后下入2根中139．7mm尾（筛）管完井。详细介绍了该井尾管阻卡问题的处理过程，分析了尾管阻卡的原因，并给出了处理类似水平井井下复杂情况或事故的注意事项，对国内外类似水平井施工具有较好的参考价值。     

涪页HF-1页岩气水平井钻井关键技术

涪页HF-1井是一口页岩气预探水平井,在钻井过程中面临地质不确定因素多、地层可钻性差、页岩层易坍塌、井身质量难以控制、机械钻速低及固井难度大等难题。实际施工中综合应用空气锤钻井、油基钻井液和漂浮下套管技术,并在水平段优选钻头和钻具组合,最终成功钻达目的层。介绍了该井的井身结构和井眼轨迹设计,详细描述了空气锤钻井和漂浮下套管技术的应用过程,并对钻头的优选和油基钻井液的使用做了分析说明,为涪陵区块页岩气大规模勘探开发提供了指导和借鉴。     

昭通YSH1-1页岩气水平井钻井完井技术

为加快中国石油昭通页岩气示范区页岩气水平井钻井技术探索,根据该区块第一口水平井(评价井)——YSH1-1井的实钻情况,基于常规水平井安全优快钻井完井技术研究,通过优选钻头、细化防漏堵漏方案、试验应用高密度油基钻井液、优化固井工艺等措施,有效解决了地层研磨性和冲击性强、恶性井漏频发、泥页岩井壁垮塌严重、固井质量难以保证等技术难点。YSH1-1井的实钻效果表明,上述各技术措施切实可行,可在该区块推广应用,并提出了昭通页岩气示范区未来页岩气钻井完井技术的研究重点,对国内页岩气钻井施工有一定的借鉴意义。      

柴达木盆地跃西2平1水平井钻井技术

跃西2平1水平井是青海油田应用水平井技术勘探和开发的第一口水平井,也是国内高原地区(柴达木盆地)完成的第一口水平井。该井的完成,创同类型水平井钻井周期、纯钻时间、平均机械钻速的国内好成绩。施工中,积极采用"全压连续钻进"侧钻新工艺,并总结、积累了一套系统的高原地区钻水平井的技术资料和施工经验,为今后在该地区大面积推广水平井技术打下了良好的基础。