元坝超深水平井井眼轨迹控制技术

元坝地区水平井钻井施工难度大、风险大,安全开发级别要求高。井眼轨迹控制技术是水平井钻井整套技术的关键环节,在分析元坝区块水平井施工难点的基础上,首先对入井工具、仪器、钻具组合及钻井参数进行了优选及优化分析,然后根据施工要求有针对性的提出了元坝超深水平井轨迹控制技术方案,包括超深水平井侧钻技术、造斜段井眼轨迹控制技术、超深水平井着陆控制技术、水平段轨迹控制技术等。在此基础上,优选出了适合元坝超深水平井的高温高压测量仪器,形成了超深井井眼轨迹控制技术及操作规程,提高了钻井效率。     

小井眼开窗侧钻绕障水平井的施工工艺

应用小井眼开窗侧钻水平井钻井技术是降低钻井综合成本,提高原油产量的重要途径之一。通过分析完成的小井眼开窗侧钻绕障水平井（侧平苏204井）的施工情况,从开窗侧钻方式的选择、井眼轨迹的形状设计、钻具组合的优化和钻井参数的优选、钻井液性能控制技术等多个方面系统地阐述了小井眼开窗侧钻水平井钻井工艺。     

侧钻水平井井眼轨迹控制技术

井眼轨迹控制是侧盐水平井钻井施工的关键技术，是决定侧盐水平井钻井成败、钻井费用及生产能力的重要因素。与常规水平井相比，侧盐水平井由于井眼曲率大、钻具刚度低、中靶要求高，因此要求井眼轨迹控制不仅要有较高的控制精度和预测准确度，还应对油层垂深误差、工具造斜率误差、井底参数预测误差具有较强的适应能力。本文介绍了φ139．7mm套管开窗侧钻水平井井眼轨迹设计、钻具组合设计与井眼轨迹控制施工工艺，包括初始造斜侧钻、井眼轨迹测量、井眼轨迹控制软件及造斜段、水平段轨迹控制方案。     

涪陵页岩气田三维水平井大井眼导向钻井技术

涪陵页岩气田三维水平井二开斜井段井眼尺寸大,稳斜段长,砂泥岩地层交互频繁,存在井眼轨迹方位调整幅度大、钻具组合造斜率低且不稳定、机械钻速低等问题,为此,进行了三维水平井大井眼导向钻井技术研究。利用地层的自然造斜能力,对井眼轨道进行优化设计,降低造斜率,缩短稳斜段长度,减少井眼轨迹调整量,降低井眼轨迹控制难度;将“单弯双稳”钻具组合优化为“单弯单稳”钻具组合,并对钻压进行优化,以提高稳斜段复合钻进进尺,降低摩阻扭矩;应用水力振荡器降低扭方位井段的摩阻扭矩,以实现提高机械钻速的目的。该导向钻井技术在涪陵页岩气田焦石坝区块34口水平井进行了应用,二开斜井段平均定向钻进时间15.30 d,较同区块已完钻井缩短37.63%,平均钻井周期58.45 d,较同区块已完钻井缩短21.01%,井身质量合格率100%。应用效果表明,三维水平井大井眼导向钻井技术可以有效提高涪陵页岩气田大尺寸斜井段的机械钻速,缩短钻井周期。      

顺北油气田超深高温水平井井眼轨迹控制技术

顺北油气田储层埋藏深、井底温度和压力高,导致MWD仪器故障率高,超深高温水平井下部高温井段有时无MWD仪器可用,井眼轨迹控制难度较大。为了降低该油气田超深高温水平井轨迹控制难度并提高钻井效率,对水平井井眼轨道设计与井眼轨迹控制进行一体化规划,将顺北油气田超深高温水平井井眼轨道设计成造斜率“前高后低”的多圆弧轨道,优化钻具组合和钻进参数;对于下部无MWD仪器可用的高温井段,采用单弯单稳定器螺杆钻具组合进行复合钻进,以控制井眼轨迹。研究和应用结果表明,采用单弯单稳定器螺杆钻具组合进行复合钻进,根据复合钻进井斜角变化率预测结果优化钻具组合和钻进参数,可以解决顺北油气田超深高温水平井下部高温井段无法应用MWD控制井眼轨迹的问题,降低井眼轨迹控制难度,提高钻井效率。     

川西中浅层气藏千米水平段一趟钻关键技术

针对川西油田水平井机械钻速低、起下钻频繁和钻井周期长的问题,在底部钻具组合力学分析的基础上,对水平段稳斜钻具组合进行优选,并提出了以水平段轨迹控制技术、井眼清洁控制技术、PDC钻头优选技术、润滑防塌钻井液技术和无线随钻测量技术为核心的川西中浅层气藏千米水平段一趟钻关键技术。应用一趟钻关键技术在川西地区完成了多口井的施工,与2011年完钻同类型水平井相比,钻井技术指标大幅提升,沙溪庙组水平井在水平段长增加434 m的情况下,钻井周期缩短13.71%,机械钻速提高37.99%;蓬莱镇组水平井钻井周期缩短38.00%,机械钻速提高24.83%。     

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在水平井钻井中，进行水平井造斜段实钻井眼轨迹中靶情况判别和待钻井眼轨迹的设计是非常复杂而又至关重要的问题，它们相互影响，并直接关系着水平井钻井的成败。文中揭示了实钻井眼轨迹和待钻井眼轨迹间的相互关系。首先通过实钻井眼轨迹数据和井下钻具的造斜能力来判别实钻井眼轨迹与原设计井眼轨迹的偏离情况，然后根据偏离的情况来修正待钻井段的井眼轨迹设计，并对待钻井段造斜钻具组合进行判别：当未发生偏离时，不改变原钻具组合，继续钻进；当实钻井眼与原设计轨迹发生偏离时，利用实钻中正在使用的造斜钻具另加一套稳斜钻具可准确钻达水平段的入靶点。这样可充分保证在钻达水平段入靶点时的垂深、水平位移都能达到原设计要求，为水平段在产层内准确钻进打下良好的基础。     

Missan油田F区块水平井复杂层段钻井实践与认识

F-29H井是Missan油田F区块第一口水平井,完钻井深4 935 m,水平段长600 m。第三系Lower Fars组盐膏层含有高压盐水层、盐下碳酸盐岩裂缝发育且泥质含量高,钻井过程中井漏、溢流、垮塌和井眼缩径等事故频发。为此,在复杂层段中应用了井身结构优化、HIBDRILL高密度钻井液、井眼轨迹优化、钻井参数优化和钻具组合调整等钻井技术措施,有效解决了复杂层段的钻井难题,安全快速钻至目的层。全井钻井周期128.78 d,平均机械钻速5.74 m/h,易坍塌层段平均井径扩大率为1.27%,开创了Missan油田F区块水平井钻井先河。     

川西中层水平井轨迹优化控制技术

川西中层水平井目的层为沙溪庙组,因地表限制多为小偏移距中曲率半径三维水平井,存在地层稳定性差、造斜点深、井眼轨迹控制难度大等特点,首轮次钻井施工因增斜井段不规律交错的砂泥岩失稳垮塌,造成井下摩阻和扭矩增大、水平段钻进困难等问题。为减少复杂时效、缩短施工周期,对施工井轨迹按直井段、增斜段、水平段进行了分段优化,形成了一套适合川西中层水平井的井眼轨迹控制技术。该技术在7口井进行了应用,平均钻井周期由127.86 d降至59.63 d,平均机械钻速由5.37 m/h提高至8.95 m/h。     

水平井井身轨迹控制技术——以川西地区新场构造须二段新10-1H井为例

新10-1H井是为开发川西地区新场构造须二段超低渗透气藏而部署的第1口水平井,也是川西地区目前难度最大、位移最长、垂深最深、井下温度最高的水平井.在该井的钻进过程中,对于直井段,应用防斜打直控制技术为下部井段的顺利施工提供了有利条件;对于水平段,应用钻头优选技术、钻具组合和钻井参数优化技术及井眼轨道控制技术,保证了井眼畅通、轨迹平滑;并采用复合金属离子聚磺防漏水包油钻井液体系,达到了全井井壁稳定、携岩和润滑的要求.该井成功钻达目的层,实际完钻井深为5 815m,水平段长度为814.66 m,为水平井方式大规模开发须二段气藏提供了轨迹控制经验.     

川东北超深水平井轨迹控制方法优选

川东北地区海相气藏埋藏深,水平井垂深6700m,井底温度高(超过160℃),对水平井轨迹控制技术提出了较高要求.为了提高超深水平井钻井技术水平,中国石化在川东北超深水平井进行先导攻关.针对五开裸眼水平井的实际,文中从高温对定向工具的影响、超深对轨迹控制和钻具的限制等方面全面分析了川东北水平井钻井施工的难点,并针对性地从...     

高造斜率旋转地质导向技术在哈得逊油田的应用

塔里木油田哈得逊薄油藏埋藏深、构造变化大,水平井钻井井眼轨迹控制困难,传统的旋转导向工具侧钻初期造斜率普遍不足,需使用弯螺杆马达增斜至30°左右后再更换工具,增加了钻井风险与周期。2013年,该区块应用高造斜率旋转导向工具(Power Driver Archer RSS)及新一代地质导向技术(Scope系列),从侧钻点开始旋转导向钻进,在着陆及水平段加装地质导向工具,相比2012年,水平段平均井深增加214 m,钻井周期缩短36.7 d。在介绍高造斜率旋转导向以及随钻测井技术的基础上,结合现场应用实例分析,认为在哈得逊油藏,全井段旋转导向有利于降低井眼摩阻,节约钻进周期;地层探边及储层评价技术的应用提高了水平井的储层钻遇率,有利于该油藏的规模开采。     

徐闻X3井井眼轨迹控制技术

徐闻X3井是一口部署在北部湾盆地迈陈凹陷区块的多靶点定向井, 也是中石化首口超高温超深四靶点定向探井,该井二开井段长达2 667 m,为大尺寸长裸眼井眼;三开实钻裸眼段长1 540 m。该地区地温梯度高,井深5 974 m电测温度为211 ℃,高温影响MWD仪器使用性能,下部井段只能依靠多点投测,井身轨迹控制具有滞后性。为实现徐闻X3井井眼轨迹的有效控制,该井直井段采用塔式钻具组合,长达2 028 m的直井段最大井斜角仅为1.39°,定向井段采用1.5°的单弯螺杆定向,稳斜井段采用满眼、微增钻具组合钻进。该井4个靶点均顺利中靶,实钻井眼轨迹达到设计要求,完钻井深6 010 m,完钻水平位移达2 017.22 m。该井的顺利完钻为同类井的施工提供了经验。     

元坝101-1H酸性气藏超深水平井优快钻井技术

针对元坝高含硫气藏超深水平井钻井过程中存在的陆相高压层钻速慢、海相产层漏失严重、超深高温高压定向困难等问题,元坝101-1H井通过延伸气体钻井深度、应用扭力冲击器和直螺杆配合PDC钻头复合钻井技术,实现了陆相致密砂岩硬地层的有效提速;采用等壁厚直螺杆配合EM1316 PDC钻头,实现了海相高强度低研磨均质地层直井段有效提速;在水平段采用可调式抗高温螺杆,配合欠尺寸双稳定器稳斜钻具组合,既提高了复合钻进比例又保证了井眼全角变化率,效果相当于旋转导向钻井工具;采用双效防磨技术,减少了套管磨损,保证了管柱密封性能。现场应用结果表明,元坝101-1H井完钻井深7 971 m、垂深6 946.44 m,创元坝工区高含硫超深水平井完钻井深最深记录;钻井周期380 d,较设计周期缩短54 d、较前期开发评价水平井平均周期缩短149.92 d,提速效果显著,为同类井的施工提供了较好的经验。     

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。      

让纳若尔低渗薄油层水平井LWD钻井实践与认识

哈萨克斯坦让纳若尔油田Дю区块油藏渗透率低,仅为10 mD,属于特低渗透率油藏,同时该地区油层薄,仅为2~3 m,已钻直井单井产能低,多年来一直未能得到有效开发。为挖掘剩余油潜力,开发低渗难动用储量,同时为提高低渗油藏开发效率,尝试应用水平井钻井技术,并结合导眼钻井、LWD地质导向、地质录井等关键技术,顺利钻成H5147井和H4061井2口水平井,有效保证了水平井段中靶率和油层钻遇率,最终获得较高的单井产能,单井初期日产分别达到89 t和91 t,达到直井初期产能的3倍。其中,导眼钻井有效确定油层深度与厚度,LWD地质导向和地质录井则保证了井眼轨迹在油层中穿行。2口井的产能效果证明了水平井及配套钻井技术在Дю区块的适用性和必要性。     

大位移井钻井技术在渤海QK17-2油田开发中的应用

总结了国家863-820-09-01课题,海底大位移先导实验井渤海QK17-2地区4口大位移井钻井作业的经验,该项目在西区平台往东区钻4口大位移井,平均井深4551m,平均垂深2008m,平均水平位移3668m,平均井斜86°,平均水垂比1.83(最大为1.94)。该项目在渤海首次采用大位移井开发周边油田、大位移水平井技术批量钻开发井、水平井裸眼砾石充填完井、大斜度井水平井注水泥固井、松软地层大井斜及大井眼造斜及井眼轨迹控制、水基钻井液井壁稳定及井眼净化套管漂浮下入、水平井及大斜度套管磨损保护、MWD/LWD测量、扭矩摩阻计算及预测等10大技术,在此基础上,指出存在的问题及今后努力的方向,这对于渤海今后应用大位移钻井技术开发油田具有更加广泛的指导和借鉴意义。     

锦27-平1井施工技术

锦27-平1井是辽河油田自"八五"开展水平井钻采配套技术研究以来,钻井周期最短、成本最低的1口水平井。首次应用带自然伽马的MWD无线随钻测斜仪。造斜段和水平段共用2套钻具组合,2套钻井液体系,2套随钻测斜仪器,轨迹控制精度较高。井深1559.62m,垂深1205.47m,水平段长200.13m,最大井斜95.5°,完井周期25d,全井安全无事故。详细介绍了施工过程及技术措施。     

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。      

四川盆地深层页岩气水平井优快钻井技术——以泸203井为例

泸203井是中国石油天然气集团有限公司部署在四川盆地南部泸县—长宁页岩气区块的1口重点超深页岩气探井,实际完钻井深达5 600 m,测试日产气量为137.9×10~4 m~3,成为目前国内首口单井测试日产量超百万立方米的页岩气井。为了给深层页岩气井优快钻井提供借鉴和经验,以泸203井为例,在分析储层特征对钻井要求的基础上,归纳总结了保障该井页岩气水平井钻井井身质量、优质储层钻遇率、快速钻进以及降低复杂事故率的优快钻井综合配套技术,并对其应用效果进行了评价。研究结果表明:(1)采用旋转导向工具并配合钻柱扭摆系统钻进,减少了滑动定向钻进进尺,成功地控制了钻具托压现象,大幅度降低了定向辅助时间;(2)实施的4种削减钻具振动措施很好地解决了水平段钻进中螺杆故障问题,进一步提高了钻井速度;(3)采用近钻头伽马测量系统实时追踪储层,控制轨迹在优质产层内钻进,保证了优质页岩储层钻遇率;(4)优配钻井装备及高密度的油基钻井液的应用保证了井下动力钻具的动力和井眼携砂的需求以及钻井液性能的净化,确保了井眼畅通、保持了井壁稳定,起到了提高钻井速度的重要作用。结论认为,泸203井按照地质工程一体化的技术思路,采取先打直导眼再侧钻水平井的方式,优质页岩储层钻遇率达到100%,该井的实施进一步完善了四川盆地新区块超深页岩气水平井配套优快钻井技术。