金平1井长水平段水平井的设计与施工

胜利油田自主设计并应用常规钻井设备自主施工完成的金平1井,完钻井深2128m,垂深583.9m,位移1636.34m,位垂比达2.803,是目前中国陆上油田位垂比最大的一口水平段水平井。该井的井身结构设计以高效钻井和保护油气层为设计原则,要求井眼轨道具有足够的直井段,并且尽量减小设计造斜率,从而降低摩阻和扭矩,保证水平段有效延伸。最终井眼轨道设计为直—增—增—水平段轨道,造斜率保持在18°～21°/100m。该井井眼尺寸大:一开为准660.4mm,二开为准346.1mm,三开为准241.3mm,造斜点浅,造斜段地层疏松,水平段及斜井段长,摩阻系数相对较大,要求钻井液体系具有良好的抑制性、携岩性、润滑性和防塌、造壁功能,施工难度大。通过不断调整钻具组合,使其满足斜井段和水平段井眼轨迹控制要求,优造钻井液体系,应用随钻测量技术,该井钻探获得成功。     

新疆油田常规钻机钻浅层稠油水平井钻井完井技术

新疆油田拥有丰富的浅层稠油资源，采用常规直井钻机钻浅层稠油水平井开发因地面距离目的层垂直井段短，使得钻井完井工艺面临一些特定的技术难题。结合新疆油田九8区应用常规钻机及常规水平井工具、仪器，钻成国内垂深最浅（垂深仅146．3m）的HW9802超浅层稠油水平井，从井身结构设计、井眼剖面优选、浅层高造斜率的实现方法、实钻井眼轨迹控制、大尺寸套管柱的安全下人等方面进行介绍。该井完钻井深421．8m，完钻垂深144．09m，井斜91．2°，闭合方位222．17°，水平位移329．42m，成为当时国内应用常规直井钻机所钻垂深最浅的水平井。     

煤层气井水平段坍塌不规则井眼封固研究

为了提高煤层气的采收率,煤层气开发多采用L形水平井、U形水平对接井和多分支井设计方案。水平井钻井施工进入水平段后,常出现井眼坍塌的情况。针对煤层气井水平段的坍塌情况,结合不规则井眼的实际,对一系列难点和封固井中存在的问题和方法进行深入、细致的研究,以提高煤层气井水平段坍塌不规则井眼的封固质量。     

YH23-2-4侧钻水平井钻井实践

位于新疆牙哈地区的YH23-2-4井是在某直井基础上填井侧钻而成的凝析气田水平井。实钻中,克服了斜井段长、水平位移大、井眼轨迹控制难度大,以及摩阻扭矩大、大斜度井段钻井液携岩困难、钻具疲劳破坏等诸多技术难点,井眼轨道设计采用直—增—增—增—平五段制剖面类型;深井侧钻坚持小钻压、小排量和稳定的工具面的原则,优选适宜的钻具组合;斜井段为满足轨迹对造斜率的需要,选用高速牙轮钻头配合1.75°螺杆钻具及MWD施工;水平段钻进中,合理确定滑动钻进和复合钻进的比例,根据LWD实时测井曲线与邻井测井曲线对比结果,及时调整靶点垂深,控制井眼轨迹在储层中有效穿行,降低钻井风险;采用聚磺类钻井液体系,在膏泥岩地层井底温度升高、井壁缩径、黏切升高、失水量大的情况下,适当提高钻井液密度,并加入一定量的原油和抗高温高压、降低失水量的钻井液材料,以增加钻井液的润滑性和流变性,保证井眼稳定和井下安全。     

腰平1井钻井设计和施工难点分析

腰平1井是松南气田第一口火山岩气藏水平井,主要目的层为营城组。由于井眼轨道设计需考虑靶点垂深的不确定性和工具造斜率的不确定性,故选择了易于控制和调整的"直—增—稳—增—水平"五段制轨道类型。井身结构设计以简化结构、提高钻井速度为目的,具体为技术套管下至泉二段造斜点上部,并配套相关工艺技术。欠平衡设计时采取井筒环空循环介质循环当量密度略低于据储层孔隙压力折合的当量密度即可的思路,地层流体一定要有控制地流入井筒,同时还需考虑地层稳定性。针对大尺寸井眼防斜打直、火山岩地层可钻性差、多套地层护壁难度大等施工难点采取相应对策,取得了较好的施工效果。腰平1井钻井周期仅135.83d,比设计提前了15.1%;平均机械钻速2.60m/h,比同区块直井提高了6.7%;最大井斜为83°,实际井底水平位移868.90m,水平段长度480.61m。建议今后进一步开展东部地区提高深井大尺寸井眼钻井速度、火山岩气藏钻井方式等方面的深入研究。     

美国Barnett页岩气开发中应用的钻井工程技术分析与启示

美国Barnett页岩气开发十分成功,有较多经验可供参考。井身结构设计要满足多次压裂的增产方式和长达30～50a生产周期的要求;丛式井成为降低开发成本、增大对储层控制能力的有效技术;水平井技术是页岩气开发的关键技术,水平井的成本一般是垂直井的1～1.5倍,而产量是垂直井的3倍左右;水平段钻进中,常使用油基钻井液和PDC钻头,在保持水平井眼稳定性的同时,提高机械钻速;低密度、高强度固井完井技术,能为后期储层改造和开发做好准备;随钻伽马测井曲线,可用于较准确地识别页岩储层,若水平井技术结合geo VISION随钻成像服务和RAB钻头附近地层电阻率仪器等LWD技术,可以更为合理的控制井眼轨迹。提出国内钻井工程技术集成与发展的建议:实现地面上集成、集中的"小间距丛式井组"(井工厂),做到"组少井多";实现储层中水平井眼轨道空间分布,合理开发"地下立体井网",做到"少井高产和高采收率";追求"钻井速度高、井眼质量好、钻井成本低"的钻井模式;开展长水平段水平井或水平分支井钻井技术的整体研究:研究满足后期开发和压裂需求的完井方式,在成本允许的条件下采用泡沫水泥固井技术,研制特殊套管、封隔器、分支工具等材料和新型井下工具。     

小井眼长水平段水平井摩阻扭矩分析方法研究

为有效开发深层致密火山岩、砂岩气藏,降低钻井成本,吉林油田采用了小井眼长水平段水平井方式,开发龙深气田和长岭气田,目前已在龙深1平1井、长深D平3井和长深D平4井实施,但该技术在钻井施工后期,容易因摩阻、扭矩偏高而造成频繁起下钻,严重影响钻井速度。这3口井在施工过程中,长深D平4井完钻时扭矩最高达到26kN·m,导致后期频繁起下钻处理。利用摩阻扭矩软件进行摩阻、扭矩分析计算和滚动摩擦系数拟合,形成摩阻、扭矩分析方法。在研究该方法的过程中,发现滚动摩擦系数是随井深呈阶梯型变化,而井眼轨迹的不光滑性则是造成滚动摩擦系数呈阶梯型变化的主要原因。利用建立的小井眼长水平段水平井井眼轨迹质量评估方法,得出长深D平4井后期扭矩偏高的主要原因,是直井段狗腿度偏高,造成钻柱侧向力偏高,最终导致扭矩偏高。     

地面L形多分支瓦斯抽采井在红阳三矿的应用

为了有效解决红阳三矿1302工作面回采期间的瓦斯治理难题,提出了地面L形多分支瓦斯抽采井瓦斯治理技术。通过井身结构设计、钻井井眼轨迹控制、优化钻具组合、玻璃钢筛管完井工艺,保证了地面L形多分支瓦斯抽采井钻井工艺的正常实施。通过现场实际应用,工作面推至60～70m时,抽采混合量达到5.72m³/min,瓦斯抽采体积分数达到83%,达到了瓦斯治理效果。     

薄层水平井地质导向技术在赵平3井的应用

赵平3井是布署在泌阳凹陷赵凹油田的一口水平井,设计水平段长152.07m,设计目的层厚度为2.6m,但从邻井资料分析,含油层段为1.8m厚,属薄层水平井。该井地质导向工作,钻前主要包括对资料的收集、分析、整理,重新处理邻井井斜资料,提前确定用来预测A靶点位置的对比标志层,并预测目的层深度、选择最佳靶心位置;钻进过程中主要包括进行地层对比分析,建立地质剖面,进行精细地层对比和着陆点分析。其中,水平段钻进地质导向以钻遇最大厚度油层为目标,同时兼顾工程实施的可行性。钻井施工中,确定一个合理的气体迟到时间、岩屑迟到时间以及准确识别真假新钻地层岩屑至关重要。水平段钻进过程中仍可能穿越顶底板及钻遇泥岩夹层,因此应不断进行井眼轨迹的调整,以保证钻进轨迹始终在油层中运行。水平井地质导向技术在赵平3井顺利实施。     

川西新场须二段新10-1H水平井安全快速钻井技术

川西新场构造须二段气藏储层埋深较大,范围一般为4600～5200m,孔隙度和渗透率较低,孔隙度范围在1%～4%之间,渗透率普遍低于0.06×10-3μm2。由于须二段气藏获得高产、稳产的储层类型主要为致密的裂缝-孔隙型,因此水平井是开发此类气藏的有效技术。以川西新场构造第一口水平井——新10-1H水平井为例,分析了该构造须二段水平井安全快速钻井的难点,并提出相应技术对策:直井段一开井段采用塔式钻具组合,二开井段采用钻头和直螺杆配合塔式钻具,并根据实时测量数据,采取小钻压吊打等措施,确保井眼的防斜打直;通过动力钻具与MWD配合控制井眼轨迹,并根据MWD实时测量数据分析井下情况,合理调整井眼轨迹,确保井眼轨迹的精确控制;根据地层岩性特点,优选牙轮钻头和PDC钻头,是提高钻速的关键;水平段钻进施工时,采用复合金属离子聚磺防漏水包油钻井液体系,能够有效润滑、防卡,降低摩阻至250kN以下,保障钻进的顺利进行。     

南堡2-82井深层潜山充气欠平衡钻井试验

南堡2-82井是冀东油田第一口潜山注氮气精细控压欠平衡井,井深4960m,设计垂深4200m,井底最大水平位移2412m,井底温度170℃左右。该井钻探的主要目的层是奥陶系潜山储层,施工中存在井深、井底位移大,潜山地层温度高,易漏失,钻井液安全密度窗口窄等难点。为解决潜山钻井难题,保护储层,及时发现油气,对井身结构进行了优化设计,使用抗高温钻井液,优选水基充氮气欠平衡钻井方式。在设计过程中利用欠平衡多相流软件对注气参数进行优化,并跟踪分析,实时调整充气参数。应用"欠平衡随钻监测与储层评价系统"对地层压力进行监测和评价,测量分析地层压力系数为1.027,与实测压力系数吻合较好。完钻后对奥陶系裸眼井段4876.21～4960.0m进行测试,折日产油122.4t/d,日产气32×104m3/d。与邻井相比,油气显示良好。     

应用水平井挖掘杜84块兴Ⅱ组单砂体稠油油藏潜力

辽河油田杜84块兴隆台油藏纵向划分为兴Ⅵ组、兴Ⅲ组、兴Ⅱ组、兴Ⅰ组四套油层组。其中,兴Ⅵ组采用直平组合SAGD(蒸汽辅助重力泄油技术),兴Ⅰ组采用双水平井SAGD,兴Ⅱ、Ⅲ组互层状油藏水平井吞吐挖潜,实现杜84块多元化立体高效开发。通过开发方式转换,杜84块实现了油田纵向储量的均匀动用,很多区域达到或超过油田标定采收率(29.2%)。通过深化地质研究,发现兴Ⅱ组还存在未得到有效动用的单砂体油藏。结合部署界限和油藏发育情况,在兴Ⅱ组隔夹层发育稳定区域部署规划两口水平井杜84兴H2111井、杜84兴H2112井,控制地质储量11.5×104t,部署区域基本未动用。两口水平井目的层厚度在7m左右,水平段长度为240m以上,单井储量在5×104t左右。应用近钻头地质导向、随钻地质跟踪以及水平井同注同采技术,挖潜单砂体油藏潜力。     

侧斜井剖面优化设计方法

A油田套损井累计占生产井数的15.1%,为了不影响原来的井网部署和开发方案,减少钻井占地面积及成本,可采用侧斜工艺技术进行套损井的修复。综合考虑A油田老井网的特点,结合侧斜井现场施工的实践,确定了侧斜井剖面设计的井身质量的一般原则:全井井眼曲率小于1.5°/30m,最大井斜角不超过3°,设计水平位移不能大于30m;侧斜井的井身剖面选用"直井段-侧斜段-稳斜段-降斜段",将最大井斜角定为已知,设计方位与原井眼方位相反。指定井身剖面设计方程组的4个参数为已知设计参数,求出方程的解析解,并利用该解析解研究了最大井斜角和井眼长度随造斜点的变化规律,提出了以造斜点为优选变量的优化设计算法。实际算例表明,该优化设计方法可以使用很少的计算量,快速求出满足井身质量要求的最优设计参数和最优设计剖面。     

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％.     

杜84断块馆陶油藏双水平SAGD优化设计

辽河油田曙一区杜84块馆陶油层为一顶部和四周被水包围的特殊油藏．开发初期按70m井距正方形井网部署直井蒸汽吞吐开发,在油井蒸汽吞吐过程中,射孔井段下部油层动用差,蒸汽超覆现象随周期延长而加剧．带来顶水突破的隐患,同时油藏递减逐渐加大,油藏开发效果逐渐变差。为提高杜84块馆陶超稠油油藏剩余油动用程度．决定采用SAGD开发技术。本文以油藏特点和开发现状为基础,应用STARTS数值模拟软件,采用变深度、不均匀网格进行油藏数值模拟,对双水平井组合的SAGD技术布井方式、水平段长度、水平段在油层中的位置、注采参数等进行了优化设计。实施效果表明,采用双水平井组合SAGD技术,提高超稠油原油采收率是经济可行的。     

辽河双6区块储气库水平井钻井与完井技术

辽河油区地质条件复杂,尤其是东部断陷盆地形成复杂破碎的断块构造加上储层复杂多变的陆相河流相沉积,给储气库建设带来了较大的难度.鉴于此,开展了枯竭油气藏双6区块储气库水平井钻完井技术研究,在有利部位优选主力层段部署水平井10口.针对储气库水平井钻井完井技术难点,进行井身结构和套管柱强度设计.施工中采用φ210mm 1.5°单弯螺杆(带φ308mm球扶)钻具和MWD仪器,采取滑动钻进和复合钻进方式进行造斜井段施工;采用φ172mm 1°和1.25°小度数单弯螺杆(带φ212mm球扶)钻具和LWD仪器进行水平井段施工.同时还采取了有针对性的油层保护技术以及安全钻井技术.技术套管固井采用双级注水泥固井工艺,为了保证固井质量,研发了防窜水泥浆体系——胶乳体系.通过现场应用,形成了一套比较完整成熟的储气库井配套综合技术.     

二维阶梯形水平井段设计方法研究

阶梯形水平井段用于开发层叠状的多个油层,比用多口水平井来开发具有节省钻井投资、提高开采效率等优点.建立了阶梯形水平井段所满足的二元非线性方程组,对于常用的5种不同的未知数组合情况,使用数学化简技巧将该方程组归结为3种标准形式的三角函数方程组.推导出了3种标准形式方程组的解析解计算公式.在求解阶梯形水平井段设计问题时,增降斜井段的拐点处的井斜角是一个关键未知数,而油层井段的长度、增(降)井段的井眼曲率可以作为另一个未知数.以某水平井开发2个不同深度的薄油层为算例,对计算公式进行了验证,并与文献上的数据进行了对比,证实了计算公式的正确性.计算公式具有与具体未知数组合情况相对独立的特点,更有利于计算机软件开发时的模块化编程实现.     

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。