辽河油田燕南潜山带钻井提速技术研究与应用

辽河油田燕南潜山带位于辽河滩海东部,古生界、元古界和太古界为油气勘探目的层。该区块地层古老,地质条件复杂,钻井施工中存在古潜山地层易发生井漏、中生界地层易发生井壁失稳、地层倾角大使井眼轨迹难于控制、地层硬度大机械钻速慢等难题。为了实现该区块的优快钻井,针对以上难点,开展了钻井提速技术研究,通过井身结构优化、钻井液体系优选、井眼轨迹控制技术研究及钻井提速工具的优选,形成了适合该区块的钻井提速配套技术。现场应用表明,此文形成的提速技术能够大幅提高燕南潜山带区块的机械钻速,缩短钻井周期,降低钻井成本。     

渤海油田变质岩潜山油藏钻井关键技术

渤海油田某潜山构造的深部变质岩潜山具有巨大的成藏潜力,但该构造地质条件复杂,目的层较深,钻井面临机械钻速低、储层保护难度大、井壁失稳和漏失风险高等技术难点,为此,进行了钻头及提速工具优化设计、井壁稳定技术、储层保护技术、螺杆钻具优化、防漏堵漏技术等方面的研究,形成了渤海油田变质岩潜山油藏钻井关键技术。该构造的7口探井应用了该技术,克服了该构造存在的技术难点,机械钻速得到提高,其中3口探井获得高产油气流。研究和现场应用结果表明,渤海油田变质岩潜山油藏钻井关键技术可为渤海油田深层变质岩潜山油气藏的勘探开发提供技术支持。     

乍得潜山花岗岩地层欠平衡钻井试验

中石油海外乍得项目在乍得H区块Bongor盆地花岗岩潜山地层发现了油藏。Bongor盆地花岗岩潜山地层压力低(压力系数1.0),裂缝发育,钻进过程中极易发生严重井漏。鉴于欠平衡钻井技术在提高油气发现、钻井速度,避免井下复杂情况和保护油气层等方面的优势,决定采用欠平衡钻井技术钻探Bongor盆地花岗岩潜山。在分析Bongor盆地潜山地质和前期钻井情况的基础上提出了欠平衡钻井初步方案,对前期欠平衡钻井2口井的试验情况进行了分析,对完善现场试验提出了建议。     

杨税务潜山油气藏大位移井钻井完井关键技术

为了解决杨税务潜山油气藏大位移井钻井完井中面临的摩阻扭矩大、井眼轨迹控制难度大、泥岩砾岩玄武岩地层钻速低、井底温度高和小间隙固井难度大等技术难点,结合区块地层特点,通过理论分析和模拟计算,优化了井身结构和井眼轨道,优选了井眼轨迹控制方式和钻井液体系,优化了钻井液性能,制定了提速和固井技术措施,形成了华北油田杨税务潜山油...     

深潜山阳探1井钻井提速技术

为解决深潜山阳探1井钻井中存在的深部地层可钻性差、存在异常高压地层、井壁易失稳、易井斜等技术难点,提高钻井速度,加快勘探进程,开展了钻井提速技术研究。针对地层特征和钻井技术难点,进行了井身结构优化设计、井位预移＋方向造斜技术、古近系深层个性化PDC钻头设计与优选、简易控压钻井技术和聚胺KCl钻井液技术的研究,形成了钻井提速综合配套技术。阳探1井顺利达到钻探目的层,三开段平均井径扩大率仅为1.8%,与邻井相比,复杂时效由5.4%降为0,平均机械钻速提高了39.86%,钻井周期缩短了40.20%,建井周期缩短了44.19%,提速效果突出。研究结果表明,深潜山阳探1井钻井提速技术是实现饶阳凹陷深潜山井优快钻井的有效技术手段,可进一步推广应用。      

乍得潜山钻井配套技术研究与应用

潜山油藏是乍得项目主力油藏之一,具有较高的商业开采价值,但是由于潜山地层硬脆性花岗岩的地质特点,且裂缝发育,钻速慢、钻井周期长以及井控风险高成为潜山油藏高效开发的主要技术瓶颈。鉴于此,在国际安全环保标准日益严苛的大形势下,通过室内研究、软件模拟和现场应用形成了一系列潜山钻井配套技术,包括优化钻具组合、优选钻头、RCD控压装备配套以及潜山裸眼电缆测井等工艺技术。2016年8月系列技术在Baobab A井的现场应用中,平均机械钻速4.44 m/h,与邻井使用的3只PDC钻头相比,钻头指标大幅度提高;与相邻37口井中使用的43只牙轮钻头相比,平均机械钻速提高97.33%,平均单只钻头进尺提高54.19%。该系列钻井配套技术为乍得潜山地层安全、环保、高效地完成钻井任务提供了有力保障。     

川东北地区超深井优快钻井技术

针对钻井速度慢、井身质量难以保证、钻井成本高等问题,统筹考虑多压力剖面和钻井复杂情况,开展四开制井身结构试验,在此基础上以优快钻井为目标,对欠平衡、垂直、复合以及旋转导向钻井等关键技术进行研究,优选优配各层段钻井工艺,形成以垂直与欠平衡钻井为核心的陆相地层防斜打快钻井技术和以复合与旋转导向钻井配合高效钻头的海相地层安全钻井配套技术.现场试验表明,优快钻井方案在钻井提速、井身质量控制和降本增效方面效果显著.     

“一趟钻”快速钻井技术在鲁克沁稠油油藏中的应用

鲁克沁稠油油藏油层深、盐膏层发育,对井身质量要求高,原有的钻井工艺起下钻频繁,钻井时效低。在调研前期大量现场施工的基础上,分析了钻井井史资料,研究了提速配套技术,通过改变提速技术方案,设计优选了高效PDC钻头、高效井下动力钻具及采用优质配套的钻井液等措施,最终实现了二开“一趟钻”的目标。“一趟钻”快速钻井技术大幅度提高了鲁克沁稠油油藏的钻井速度,降低了钻井成本,有效地保护了油气层,为油田增储上产起到了较大的推动作用。     

苏里格气田水平井井身结构优化及钻井配套技术

苏里格气田致密气藏埋藏深,钻遇地层塌漏问题突出,机械钻速低,前期水平井采用三开井身结构,难以达到钻井持续提速和降低钻井成本的目的。为此,在开展缩短中完周期、优化封固段和井眼尺寸等方面的理论分析,并进行井身结构优化过渡性方案现场试验的基础上,提出了井身结构优化思路,分析了可行性;然后,进行了封固段优选、井眼尺寸优化,设计了水平井小井眼二开井身结构。基于此井身结构,研究了井眼轨迹控制、个性化钻头和配套提速工具优选、强抑制高效润滑钻井液分段措施优化等关键钻井配套技术。该技术在19口井进行了现场应用,解决了长裸眼段“塌漏同存,上漏下塌”的问题,提高了各井段的机械钻速,大幅度缩短了钻井周期。研究结果表明,小井眼二开井身结构设计合理,钻井配套技术提速效果显著,可在苏里格气田水平井钻井中推广应用。      

杨税务潜山超深超高温井安全优快钻井技术

为解决冀中地区廊固凹陷潜山构造带超深超高温潜山油气井在钻进过程中遇到漏、喷、卡、机械钻速低及轨迹控制困难等问题,在分析已完井钻井难点,调研国内超深井钻井提速技术基础上,采取了优化井身结构,简化井眼轨道,针对地层特点设计孕镶齿PDC钻头并优选钻具组合及钻井参数,研制220 ℃低固相抗高温钻井液,研发200 ℃全金属随钻测量井下脉冲发生器等措施。现场应用结果表明:优化后的井身结构与井眼轨道更易于井眼轨迹调整,使用高效PDC钻头与辅助提速、破岩工具相配合,平均机械钻速较之前提高了1~2倍,低固相抗高温钻井液在200 ℃性能稳定,满足安全施工需求,随钻测量全金属脉冲发生器在井温175 ℃条件下可持续工作超过200 h。该区块平均钻井周期较前期完井缩短了50%,最深完钻井深6 455 m、实测井底静止温度207 ℃。所采取的安全、优、快钻井技术可对后期超深、超高温井钻井提供借鉴与参考。     

河南油田浅层稠油水平井钻井工艺技术研究

河南油田采用水平井开采主要稠油上产区块可以大幅度提高油藏接触面积,增加产量。以楼平5井为例,主要从井身结构与井眼剖面设计、轨迹控制技术、钻柱优化设计、钻井液和固井技术方面介绍了水平钻井施工中的关键技术,为浅层稠油水平井钻井工艺技术的应用提供技术基础。     

天然气钻水平井工艺技术

气体钻井技术与水平井技术的结合使用能最大限度减少对储层的污染,能增大储层暴露面积,是开发低渗油气藏的一项重要技术措施。文中介绍了气体钻水平井存在的主要问题,天然气钻水平井的适用条件,天然气钻水平井钻井工艺流程、准备工作、操作方法、完井电测、完井工艺等。结合广安002-H8-2井实际钻井情况,提出了天然气钻水平井应注意的问题,提出了改进方向。     

松科1井(主井)防塌钻井液技术

松科1井是全球第一口陆相白垩纪科学探井,采用"一井双孔"方案,由南孔和主井(北孔)组成。主井设计井深1 810.00 m,连续取心1 630.00 m,主要钻遇以泥岩和砂岩为主的沉积岩地层,钻进过程中存在防塌、护心、井壁稳定等方面的问题和难点。针对松科1井(主井)的钻井难点,在室内钻井液体系优选的基础上,根据不同地层分别采用了PAM钻井液体系、DFD-LG-CMC钻井液体系和DFD-NH4HPAN-SAKH钻井液体系,同时结合钻井液粘度控制技术、降低钻井液循环压降技术等,解决了松散砂层、水敏性泥岩和硬脆性泥岩中取心钻进的防塌钻井液技术难题,探索出了一条用低钻井液成本进行类似科学钻探工程的成功之路。     

无土相漂珠钻井完井液体系在DP3井水平段的应用

为了增加泄气面积,了解盒3气层的自然产能,在大牛地气田盒3气层实施了DP3井水平井钻井工艺试验。为了有效保护气层,在DP3水平井水平段采用水基欠平衡钻井,循环介质采用无土相漂珠钻井完井液体系,该体系特点是通过减轻剂—玻璃微珠降低钻井液密度实现欠平衡钻井,有效保护储层。现场应用表明,无土相漂珠钻井完井液体系基本满足了安全生产的要求,实施了平衡钻井技术,部分井段实现了微欠平衡钻井,有效地保护了储层,很好地解决了水平井段的携带岩屑、固相控制、润滑防卡、井壁稳定、储层保护等技术难题。后期测试无阻流量达到6.34×10~4 m~3/d。     

塔里木盆地山前巨厚砾石层快速钻井技术

塔里木盆地山前某构造沉积巨厚砾石层,钻井液钻井存在着钻速低、钻头消耗多等问题,而采用空气钻井来提速又面临井斜控制和井眼失稳两大技术难题。为此,在大量试验研究基础上提出了空气钻井的实施技术方案。根据最小动能法判断准则,落实不同条件下的合理注气量;应用连续循环空气钻井技术避免沉砂卡钻,延长钻井进尺,提高钻井时效;基于钻具动力学特性分析,提出空气钻井动力学防斜技术,优选出"弯短节+双扶正器"防斜钻具组合;优配"二强二高一低"(强抑制、强封堵、高防塌性、高润滑性、低滤失)的聚磺-KCl转换用钻井液体系,给出钻井液转换工艺措施。通过在A井现场试验,空气钻井井段最大井斜角仅2.19°,仅用2d时间就顺利完成钻井液转换作业,同比钻井液钻井机械钻速提高3~5倍,节省钻井时间119d,取得良好应用效果,该配套技术的形成可对该区深部天然气勘探钻井提速发挥积极的推动作用。     

高性能水基钻井液在大庆油田致密油水平井的应用

大庆长垣外围青山口组高台子油层和泉头组扶余油层的致密油储层物性较差,单层厚度薄;施工中存在地层摩阻大、机械钻速低、钻井周期长、井壁失稳等一系列问题。对于钻井液的抑制性、携岩性等都提出了较高要求。综合考虑成本、环保等因素,油基钻井液已经无法适应当前致密油藏大规模效益开发的要求。针对松辽盆地中深层致密油藏水平井开发需要,研发了一套高性能水基钻井液体系,即在阳离子聚合物钻井液体系中引入胺基抑制剂AP-1及聚合醇。利用聚合醇的"浊点效应"对泥页岩地层微裂缝进行内封堵。结果表明,该体系具有抑制性强、润滑性好、滤失量低等特点,能够有效解决大庆长垣外围致密油水平井施工中存在的一系列问题。     

辽河油田杜84区块超稠油油藏水平井钻井技术

辽河油田杜84区块是一个以砂岩为主的超稠油油敦，为了提高开发效果进行了直井与水平井强哈重力辅助蒸汽驱（SAGD）开发试验。针对杜84区块水平井钻井中存在的防碰难度大、造斜困难、井眼轨迹控制要求高、固井质量差、易出现沉砂卡钻等技术难点，应用了三维绕障防碰技术、复合导向钻井技术、井眼轨迹控制技术、水平井井眼净化技术，并优化了井身结构和剖面设计，所钻5口水平井都精确入靶，井身质量和固井质量合格率都达到了100％，施工过程中没有出现井下复杂情况和事故，提高了机械钻速，缩短了钻井周期，降低了钻井成本。     

鄂尔多斯盆地超低渗气藏钻井技术难点与对策

针对鄂尔多斯盆地超低渗气藏开发井地层古老、砂砾岩及石英砂岩可钻性差、研磨性强、夹层多、非均质性强、有效应力高、井斜、井漏、井壁失稳、井喷、卡钻、跳钻等地层特性与井下复杂情况,从地质和工程2个因素分析了钻井过程中面临的技术难点,提出了优化钻具组合、优选钻头类型、优选钻井液、优化气层保护完井液、钻具失效预防等技术对策与措施。现场应用结果表明,有效地解决了鄂尔多斯盆地山西组开发井的钻井难题,使该井实际钻井周期缩短30%,机械钻速提高10%,为鄂尔多斯盆地超低渗气藏开发井的有效钻进和储层保护提供了技术参考。     

松南地区深井钻井提速难点与对策

松辽盆地南部地区深部地层是中国石化东北油气分公司勘探开发工作的重点,但该地区深层碎屑岩、火山岩地层可钻性差,可钻性级值达到8～10级,平均机械钻速低,单只钻头进尺少,钻井周期长,超过4 000 m的深井钻井周期在6个月左右。同时存在碎屑岩地层井壁易失稳、火山岩地层易发生裂逢性漏失、硬夹层较多且部分井段含有砾岩导致断钻具事故频繁、CO2污染钻井液等技术难点。针对这些技术难点,提出了优化井身结构、针对不同地层特点优选钻头、应用旋冲钻井技术等技术对策。现场实践表明,松南地区采取这些技术对策和措施后,提高了钻井速度,缩短了钻井周期,漏失得到控制。      

龙马溪页岩井壁失稳机理及高性能水基钻井液技术

目前长水平井段井壁失稳问题仍是制约国内外页岩气资源钻探开发的重大工程技术难题。为解决龙马溪组页岩长水平井段的井壁失稳问题,采用X射线衍射分析、氦气孔隙体积测试、高压压汞测试、高分辨率场发射扫描电镜、CT扫描、岩石连续刻划强度等实验,分析了龙马溪组页岩微观组构特征及理化特性,探讨了微观组构特征、理化特性对龙马溪组页岩井壁稳定的影响。研究表明:龙马溪页岩富含脆性矿物,黏土矿物以伊蒙混层为主,微纳米孔隙发育,微裂隙呈缝状、近平行分布,敏感性矿物的存在及其层理、微裂缝发育是导致页岩井壁失稳的主要内在因素。为此,针对性地提出了多元协同稳定井壁水基钻井液防塌技术对策,即"强化封堵-适度抑制-合理密度-高效润滑"。应用该技术对策构建了高性能水基钻井液优化配方,评价表明,该体系有较好的封堵性和抑制裂缝扩展的能力。该体系在黄金坝区块2口井三开进行了现场试验。现场试验结果表明,该体系较好地解决了页岩长水平井段的井壁失稳和水平段摩阻较大的问题,为中国采用水基钻井液技术高效钻探开发页岩气资源提供了新的思路及经验。