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。     

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。     

肯基亚克油田钻井施工措施及轨迹控制技术

哈萨克斯坦肯基亚克盐下油田油层埋藏深,地质条件复杂。以H8068井为例,肯基亚克盐下油藏复杂地质条件下的钻井施工措施包括：①钻遇敏感性弱胶结、易坍塌地层时,采用快速钻进的方案,以减少地层在钻井液中浸泡的时间;②钻遇易膨胀缩径和塑性流动的地层时,采取减少扶正器的使用量,小钻压、低钻速钻进,适当提高钻井液密度等措施,来减少缩径,平衡膏岩层的塑性流动;③钻遇高压层段时,起下钻及短起下作业控制起下速度,钻井液密度严格控制在1.97—1．98g／cm3;④钻遇下部井段泥板岩地层时,应对增斜钻具发生屈曲的临界钻压和疲劳破坏系数进行校核。该油田H8068井定向井段轨迹控制钻具组合及实钻轨迹控制过程表明,H8068井纯钻进时效高（占钻井时效的56．40％）的原因在于后期合理的钻头选型,减少了起下钻更换钻头所用的时间。     

伊朗雅达油田S4井水平井钻井液技术

伊朗Y油田水平井水平段长在900～1000m,平均钻井周期为69d.该工区水平井施工存在二开井段盐膏层污染严重,潜在异常高压盐水层;Ph、Iam和Lf地层泥灰岩、页岩易水敏剥落,造成井壁失稳;斜井段漏失,滑动钻进“托压”严重,斜井段井眼清洁困难等技术问题.为此,对水平井钻井液体系配方和工程技术措施进行优化,改善钻井液抗污染、封堵防塌及润滑防卡性能,加强井眼净化及摩阻控制.“多元协同”防塌技术解决了井壁失稳问题;随钻防漏与细颗粒堵漏技术解决了定向段渗漏地层措施受限问题;液体润滑剂、固体润滑剂、乳化石蜡和聚合醇复配使用润滑效果显著,该井滑动钻进摩阻小于10kN,未出现明显的“托压”现象,并从现场验证了液体润滑剂最佳加量应小于3％.S4井现场试验表明,优化后钻井液技术措施效果显著,钻井过程无复杂事故发生,钻井周期缩短至57d.     

杜32-兴H309Z鱼骨水平井钻井技术

为进一步提高采收率,针对辽河油田超稠油储集区杜229块的地层、油藏特性,采用了MRC技术,部署了4分支鱼骨水平井——杜32-兴H309Z井。分析了钻井施工难点：鱼骨剖面设计和井眼轨迹控制难度大,井眼净化要求高。确定了分支井夹角小于30°、水平段主井眼与各分支井眼同径等设计原则。在钻井施工中精确控制了水平段轨迹,应用了悬空侧钻技术。该井最大造斜率14．46°／30m,最大井斜角95．94°,井深1428．66m,水平段油层累计长度1151m。     

油基钻井液在中原油田非常规油气藏开发中的应用

中原油田围绕非常规油气藏的开发,部署了一批非常规水平井(水平段最长达1300m),钻遇目的层主要是泥岩、泥页岩和裂缝泥岩。由于长水平段定向井钻进中存在摩阻与扭矩、井眼稳定性及井眼清洁等技术难点,对钻井液技术提出更高要求。针对油基钻井液在井壁稳定、润滑防卡、抑制页岩水化膨胀和地层造浆,以及快速钻进等方面具有的明显优势,在非常规水平井钻井中应用了油基钻井液。现场应用表明,油基钻井液抑制能力强,井壁稳定和井径规则;润滑防卡效果好,定向施工钻具扭矩小;高密度、高温条件下悬浮稳定性好,井眼清洁;且施工工艺简单、现场维护容易,可循环利用。解决了长水平段泥页岩、裂缝泥岩、砂岩泥页岩互层等复杂地层难以定向施工、井壁失稳和井底不清洁等技术难点,为不同区块非常规钻井提供了技术支撑。目前油基钻井液用抗高温乳化剂、提黏切剂和封堵剂等处理剂缺乏,需尽快开发,以满足复杂条件下油基钻井液应用需要。     

超深、超长水平井测井工艺技术研究与应用

塔河油旧水平井测井技术主要为湿接头测井工艺。受井深、测量井段长、井底温度高、部分井需要加测特殊项目等因素影响,塔河油田水平井测井技术存在湿接头对接一次成功率不高、仪器耐温性能要求高、常规工艺不能满足特殊测井项目作业要求、测井电缆井口运行安全风险、钻具输送井下风险等难点。通过优化钻井液循环方式、改进斜井段对接工艺、设计新型湿接头公头外壳等方式,保证了一次对接成功率;对井下仪器性能进行检测、按井下实际情况组合仪器串,确保仪器在高温环境下稳定运行：密度姿态保持器和套筒式扶正器较好地解决了密度、微电阻率扫描成像、偶极子声波等特殊项目在水平井、大斜度井中的施工问题;自主研发的井口电缆防碰装置确保了钻具输送测井作业时,电缆在井口的安全。根据各井工况综合采用以上措施后,塔河油田水平井测井一次成功率达到了94％。     

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。     

TH10410CH2井强抑制性聚胺钻井液技术的应用

塔河油田近几年在老井侧钻过程中,造斜点选在石炭系巴楚组或奥陶系桑塔木组。巴楚组地层以褐灰色泥岩为主,桑塔木组地层以灰、绿灰色泥岩为主,夹薄层灰岩。造斜井段中泥岩段较长,受地应力及钻井液的浸泡作用,井壁极易坍塌,钻井施工中起下钻遇阻、卡钻、断钻具等复杂情况经常发生,甚至无法成井。针对巴楚组和桑塔木组复杂泥岩井壁失稳机理开展研究,对水化后力学特性影响进行分析,并形成了聚胺聚磺强抑制性防塌钻井液(XJA-1)技术。在TH10410CH2井泥岩段应用效果表明,新型聚胺强抑制剂具有强抑制性,不仅有利于井壁稳定,而且提高钻井液的稳定性和抗黏土污染能力,处理剂在钻井液中的加量在0.5%～1.0%之间。以聚胺为主要抑制剂形成的强抑制性聚胺聚磺钻井液体系,通过改善泥饼质量,降低滤液的侵入速度,封堵泥页岩中作为钻井液滤液漏失主要通道的微裂缝,阻止和延缓滤液的进入,达到有效支撑井壁,防止泥岩地层垮塌,安全、快速钻井的目的。     

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。     

综合录井技术在川西水平井钻井中的导向作用

根据所钻目标层的综合录井参数的表现特征．结合区域地质资料和MWD数据分析,能起到地质导向的作用,并且具有简单易行、成本低廉的优势。在川西地区碎屑岩地层中,砂岩与泥岩、致密砂岩与疏松砂岩可以通过肉眼岩屑鉴定或钻时变化进行识别。准确识别目的层后．根据砂体含气性判别参数变化,通过地质综合分析可以现场初步评价储层,指导水平井钻井在优质储段穿行。在钻遇目的层前的钻井过程中,靶点的随钻预测和确认尤为重要,钻头上、下倾钻进状态的判断主要是确定当前钻进方向与所钻目的层的空间关系,钻头位置分析可以结合目标层地质模型与随钻测斜数据进行分析。以LSIH井为例,介绍了综合录井技术在水平井钻井中的导向作用,结果表明：综合录井技术能及时发现实钻砂体与设计砂体的差异,实现现场靶点的调整,为钻头钻出砂体后重新找到砂体以及减少钻头钻出砂体的几率发挥了重要作用。可应用于非均质性不强、储层发育稳定的水平井施工。     

普光气田大斜度井井身结构设计

川东北地区尚未形成成熟的钻井工程设计及应用技术,尤其是在井身结构设计方面影响因素较多,难度较大。结合川东北普光气田的地质特点和钻井难点,从工程实际和采气安全出发,通过井下摩阻分析、地质导向技术、井下测量环境、套管磨损预测方法、井眼轨迹控制技术、完井作业能力等方面的研讨、分析,得出了以下结论：三开井身结构的井眼轨迹控制遇到井下磨阻过大、难以实施滑动钻进等问题,可通过使用不同底部钻具组合、钻井参数和复合钻进方式来解决;对于三开井身结构裸眼井段较长,井下情况复杂,存在安全隐患的问题,则需做好各种技术保障措施;三开井身结构设计需根据川东北地区特有的地质特点进行具体分析,有针对性地进行井身结构设计,应特别注意长裸眼井段的选择;考虑到双防合金套管的四开结构存在无法规避的技术风险,建议最好不予采用。     

胜利油田长水平段水平井钻井技术现状与认识

长水平段水平井技术已经成为低效油气田开发的重要技术手段.近年来胜利油田相关技术发展迅速,初步形成了长水平段水平井钻井关键技术,包括以井眼轨道优化设计为核心的工程设计技术,以底部钻具组合优化设计为基础的长水平段优快钻井技术,以及满足多种油气藏保护和井筒安全要求的钻井液技术和长效固井工艺技术.先后在大牛地气田、长庆油田、胜利油田、腰英台和川西等地区进行了现场应用,完成金平1井、高平1井、渤页平1井等重点工程项目.其中,高平1井利用自有技术实现了位垂比4.02、水平段长3462.07m的工程目标,创造了国内陆上油田多项钻井施工纪录.长水平段水平井钻井关键技术发展迅速,但仍需结合具体区块特点,在工程设计、井身质量监控、随钻地层界面识别、钻井液循环利用和完井开发一体化设计等关键环节进行深入研究,特别是加强旋转导向、近钻头地质导向、智能完井等高端技术的攻关力度,提高整体技术水平.     

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。     

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％.     

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。