南海高温高压钻完井关键技术及工程实践

南海是全球三大海上高温高压区域之一,地质构造复杂,已钻井井底温度249℃、压力梯度2.4 MPa/100 m、CO_2含量50%,该区域油气资源勘探开发长期受异常压力预测误差大、井筒泄漏及环空带压严重、测试安全风险高、成本巨高等钻完井技术瓶颈制约。全面总结了近20年南海高温高压钻完井在异常压力精确预测及控制、多级屏障井筒完整性、多因素多节点测试、优质高效作业等4个方面研究形成的关键技术及工程实践,展望了南海高温高压钻完井技术未来发展方向。以期为进一步加快南海及其他地区类似高温高压区块油气资源高效可持续勘探开发提供指导。     

南海高温高压钻完井关键技术及工程实践

南海是全球三大海上高温高压区域之一,地质构造复杂,已钻井井底温度249℃、压力梯度2.4MPa/100m、CO2含量50%,该区域油气资源勘探开发长期受异常压力预测误差大、井筒泄漏及环空带压严重、测试安全风险高、成本巨高等钻完井技术瓶颈制约。全面总结了近20年南海高温高压钻完井在异常压力精确预测及控制、多级屏障井筒完整性、多因素多节点测试、优质高效作业等4个方面研究形成的关键技术及工程实践,展望了南海高温高压钻完井技术未来发展方向。以期为进一步加快南海及其他地区类似高温高压区块油气资源高效可持续勘探开发提供指导。     

南海高温高压勘探钻井技术现状及展望

南海北部莺- 琼盆地高温高压区域具有巨大的天然气资源勘探潜力。但该区域具有温度高、压力高、压力台阶多、安全密度窗口窄等地质特性,对高温高压钻井工程设计和作业提出了巨大的挑战。经过三十余年的技术攻关和在该海域超过50 口高温高压井的作业实践,形成了适用于南海高温高压天然气勘探的钻井关键技术体系,包括多机制地层超压预测、抗高温钻井液、压稳防窜固井、窄压力窗口安全钻井、高温高压一体化钻井与提速等关键技术,克服了南海复杂高温高压环境下的勘探钻井技术难题,实现了南海高温高压勘探钻井作业的安全和高效。这一套较为成熟完善的海上高温高压探井安全高效钻井技术体系和管理模式,为石油工业海上高温高压钻探提供了借鉴。     

深地勘探钻井技术现状及发展思考

中国深地油气资源丰富,随着油气勘探开发的进一步发展,深地领域将是中国未来油气勘探开发的主要发展方向,对保障国家能源安全具有重要的战略意义。文章通过调研国内外深地勘探钻井的发展现状,分析总结了深地勘探钻井技术中的关键技术——井身结构设计、高效破岩、钻井提速、抗高温高压测控工具、耐高温钻完井液、井筒压力精细控制、复杂故障防控、高温固井、钻井装备等在深地勘探钻井中的发展状况,并在此基础上提出了未来深地勘探钻井中有待继续攻关完善上部大尺寸井眼的钻井、多压力系统安全钻进、抗超高温井筒工作液以及抗高温高压随钻测量工具等关键技术及装备,并指明在地质工程协同发展基础上,大尺寸井眼提速、多压力系统安全钻井、高温井筒工作液、高温高压随钻测量和井下工具、完井试油技术和装备发展等关键技术及装备的攻关思路,期望为中国深井超深井钻完井技术的发展提供参考借鉴。     

我国非常规油气经济有效开发钻井完井技术现状与发展建议

我国非常规油气资源储量丰富,探索经济有效开发的钻井完井技术体系,是加快其勘探开发进程与规模上产的关键.详细介绍了我国已形成的埋深3500 m以浅非常规油气钻井完井技术体系,包括三维丛式井水平井井眼轨道设计、地质工程一体化设计与作业、强化钻井参数提速、深层页岩气控温钻井、地质导向钻井、高性能钻井液和高效固井等关键技术,指...     

塔里木盆地顺北地区超深断控缝洞型油气藏地质-工程一体化实践与成效

塔里木盆地顺北地区超深断控缝洞型油气藏目的层埋深大,储层非均质性强,上覆地层岩性复杂,多期断裂破碎带发育,钻完井工程难度大,无现成经验可借鉴,勘探开发面临巨大挑战。通过搭建地质-工程、勘探-开发一体化协同管理平台,将地质研究、工程设计和组织实施纳入一体化协作体系。针对超深断控缝洞型油气藏的地质特点与工程难点,形成“钻井设计（储层建模与井型设计、储量估算与井网构建、井轨迹优化）、钻完井工程（风险预测与优快钻井、分段酸压与衬管完井、储层描述与分类改造）”一体化技术体系,钻井成井周期明显缩短,单井产能明显提升,新发现顺北4号、8号断裂带两个亿吨级规模增储区带,为顺北油气田勘探开发提供重要技术支撑,对国内外超深层油气勘探开发具有借鉴意义。     

南海高温高压气田开发钻完井关键技术现状及展望

海上高温高压气田开发是一项高投入、高风险、高难度的大型海上系统工程活动。针对南海西部高温高压气田的基本特征,分析了南海西部高温高压气田开发在井筒安全、钻完井液、固井、定向井和水平井钻井、钻井综合提速、完井等方面面临的技术难点,并系统总结了目前已形成的油套管综合防腐、“五防”固井水泥浆和自修复水泥浆、超压盖层提速、储层精细保护、定向井轨迹控制以及安全完井等高温高压钻完井关键技术。随着南海高温高压勘探领域进一步拓展,当前正面临超高温高压、深水高温高压环境的巨大挑战,提出未来海上高温高压天然气开发钻完井技术应加强能适应更高温压等级的设备、材料、新工艺技术的研发以及完善海上应急救援体系,保障海上高温高压钻井的安全和高效。     

南海深水钻完井技术挑战及对策

南海深水区海洋环境恶劣,台风和孤立内波频发,深水钻完井工程设计和作业难度大、风险高。为提高我国深水油气勘探开发技术水平,实现海上钻完井技术研发、工程设计和作业能力由浅水向深水和超深水的跨越式发展,经过十余年技术攻关和作业实践,形成了具有自主知识产权的深水钻完井关键技术体系,首次建立了深水钻完井作业指南、技术标准和规范体系,克服了南海特殊环境条件下的技术挑战和作业难题,满足了深水油气钻完井安全、高效的作业要求,并钻成了最大作业水深近2 500 m的第1批自营深水井,开启了我国油气勘探开发挺进深水的新征程。     

南海北部含油气盆地地层压力预测与监控技术研究

对于高温高压盆地只有准确地预测其地层压力，才能确保钻井的安全，才能搞好油气地质研究。地层异常高压将导致地震波速度降低，因此可以利用地震速度法来预测地层的压力。利用层速度趋势线法和电阻率法进行钻前预测；利用改进的DC指数法、伊顿(EATON)法、岩石强度法和常规测井参数进行地层压力随钻监控；利用中途VSP和SWD(RVSP)技术及纵向宽带约束反演技术对地层压力进行随钻预测。这些技术应用于南海北部大陆架东方1—1、崖21—1等构造取得了很好的效果。     

随钻地震技术及其新进展

根据采集方式的不同,随钻地震技术可分为钻头随钻地震和随钻VSP。钻头随钻地震采用钻头破岩时的振动作为震源,能量较弱,信噪比低,在深井、高斜度井、水平井、大位移井、使用PDC钻头、钻遇软岩层等情况下震源信号不佳,近年来应用逐渐减少。而在钻头上方安装水力脉冲冲击器使井底产生脉冲冲击和瞬时负压的方式,可增加震源信号的强度,提高随钻地震信号的信噪比。随钻VSP采用海面气枪震源或地面可控震源、炸药激发,井下地震检波器接收,泥浆脉冲遥测系统实时传输校验炮、初至波数据,实时更新随钻速度、压力模型,提高成像精度。与常规电缆VSP相比,随钻VSP在钻井过程的自然间隙,例如连接钻杆的过程中进行采集,不干扰钻井过程,避免电缆VSP在水平井、高斜度井等的操作风险,降低钻井成本。目前,随钻VSP技术日趋成熟,可实现钻头前准确的速度预测、地层压力预测和精细构造成像,从而预见性地指导钻井过程。针对新探区、钻前地层压力预测风险较大的地区、非常规油气藏、常规电缆VSP部署风险大的地区、复杂油气藏等在高精度构造成像、准确地层压力预测等方面的需求,开展随钻VSP技术应用研究具有现实意义,可降低钻井风险和成本,提高油气勘探开发效益。     

南海西部窄安全密度窗口超高温高压钻井技术

为解决南海西部窄安全密度窗口地层钻井中易发生井漏、井涌甚至井喷等井下故障的问题,通过研究超高温高压复杂地层压力预测监测技术、钻井液随钻堵漏技术、井下当量循环密度预测与监测技术、抗高温钻井液、超高温高压固井技术,形成了适用于南海西部的窄安全密度窗口超高温高压钻井技术。该技术在乐东区域的7口超高温高压探井进行了应用,钻井成功率达到100%,井下故障率显著降低,与应用前的同类型井相比,钻井生产时效平均提高了21%。这表明,窄安全密度窗口超高温高压钻井技术可以解决南海西部安全密度窗口窄导致的问题,可为深水高温高压领域的勘探开发提供技术支持。      

南海西部深水区自营油气田勘探开发现状及展望

深水区勘探钻完井作业面临着海水深温度低、安全钻井液密度窗口窄、井控风险高、海底地质灾害、台风等诸多挑战。中海油作为深水区勘探作业者,首次组织深水区勘探作业,成功发现了陵水17-2大型深水气田,推动了深水区油气勘探开发事业的进一步发展,为实现中海油"二次跨越"迈出了重要的一步。为此简要地回顾了南海西部深水区自营勘探及钻完井项目管理经验和作业实践,并对我国南海深水区油气勘探开发技术发展愿景提出展望,以期为深水区油气开发事业的发展提供借鉴。     

琼东南盆地深水区探井随钻压力监测技术与应用

南海西部琼东南盆地深水区蕴藏着丰富的天然气资源,但钻进中面临着高温超压、水深、钻井液密度窗口窄等高风险难题,为降低探井施工作业风险,开展了随钻监测压力技术试验。在钻井过程中,以先进的随钻测量技术、数据传输技术作为支撑.将随钻测量的地球物理信息转换为井下地层3个压力数据,用于及时修正钻前压力预测模型,评估井眼稳定状况,调整钻井液密度;完井后,使用地层漏失试验、测压取样等资料再对地层压力进行计算,以便更新、完善钻前模型,为后续工作做好准备。该技术在深水区探井的实际应用表明,地层压力监测精度超过95%,同时,应用已完钻井的地层压力成果及实际钻井作业中实时监测获取的地层压力剖面,优化了后续滚动探井的井身构造,成功地减少了一层套管,极大地节约了钻井成本。目前该技术已在该盆地深水探井作业中被广泛采用.并取得了良好的经济效益。     

南海海域高温高压钻井液技术

南海西部海域属世界三大高温高压并存的地区之一,且存在地温梯度高、压力高、压力窗口窄等特点。要在该海域打井必须解决在高温高压共同作用下对钻井液性能的影响,确保高温高压井的安全、快速钻进。文中简单分析了高温高压条件下水基钻井液技术的难点,高温对钻井液性能的影响和作用机理,通过对南海西部海域从1984年至2004年间所钻19口高温高压探井的实践经验和科研成果进行归纳,总结出南海西部海域高温高压井钻井液技术的特点,探讨适合南海西部海域高温高压井特点的钻井液技术。     

地质工程一体化研究与应用现状

越来越多的油气田勘探开发实践表明,"地质工程一体化是实现复杂油气藏效益勘探开发的必由之路".总结了地质工程一体化技术的研究和应用现状,剖析了其发展过程、实现思路,列举了国内外典型应用实例,梳理了地质工程一体化攻关方向.分析发现,北美地区以及国内西南油气田、浙江油气田、塔里木油气田、新疆油气田、长庆油田、大港油田、吉林油...     

南海高温高压领域基于传递模式的它源压力预测方法研究

南海莺-琼盆地中深层目标普遍具有高温高压特征,前些年研究认为异常高压形成的主因是泥岩欠压实,但随着勘探领域的扩大,2014年以来单纯按照泥岩欠压实模式钻前预测压力与实测地层压力出现了较大的误差.通过近两年钻遇的高温高压井随钻及钻后压力分析认为:除传统的泥岩欠压实自源异常压力成因外,还存在基于传递(砂体传递、断裂系统传递...     

莺歌海盆地高温高压气井井控技术的实践与认识

海上高温高压气井的井控难度较大,通过对勘探三号半潜式钻井平台在南海莺歌海盆地施工的高温高压气井的介绍,阐述了海上高温高压气井的井控难点,总结了井控技术实践经验并指导钻井施工作业,安全顺利地完成了DF1-1-13井等30余口高温高压气井的施工作业,其井控技术措施,可供该区域及国内海洋高温高压井控借鉴。     

南海莺歌海盆地中深层高温高压水平井钻井关键技术

针对南海莺歌海盆地中深层高温高压气藏水平井钻井中高密度钻井液流变性难以调控、大斜度井段套管磨损严重、摩阻扭矩大、钻具负荷大及大斜度井固井质量难以保证等问题,从保障钻井安全和提高钻井时效出发,进行了井身结构设计和抗高温高密度油基钻井液技术、钻井液微米级重晶石加重技术、高密度油基钻井液滤饼冲洗技术、高温高压含CO₂气井套管材质优选、高温高压水平井段安全钻进等方面的技术研究,形成了南海莺歌海盆地中深层高温高压水平井钻井关键技术。现场应用表明,该技术可以有效保障安全高效钻井和提高固井质量,应用井投产后清喷产能比预期高30%。水平井钻井关键技术为南海莺歌海盆地中深层高温高压水平井钻井提供了技术保障,也可在同类条件同类型井钻井中推广应用。      

南黄海海域钻井地质风险分析及应对措施

南黄海盆地是是中国四大海域目前唯一未见油气重大发现的海域，勘探程度非常低，截至目前已钻井近30井，多为3 000 m左右的浅井。为进一步探明该海域油气成藏情况，在物探资料的指导下，需在有利位置布置更多的探井。根据已钻井的作业提示，该海域上部为陆相构造沉积，下部为海相构造沉积，地质沉积和板块运动造成了较多的钻井地质风险，包括井下漏失、井壁垮塌、异常压力和H₂S等风险。前期已钻井中，已出现了相应的井下复杂情况，此文主要针对这些地质钻井风险，根据地质沉积的理论研究，对这些地质风险的成因机理进行了探讨，分析了地层漏失的特征及类型、井壁垮塌的机理、异常压力的性质及H₂S的形成条件；对照分析结果，根据当前使用的钻井技术手段，提出了后期钻井施工应对措施，为南黄海海域后期勘探作业提供技术保证。