涠洲12-1北油田涠二段井壁稳定性技术

控制井壁失稳是北部湾涠西南油田群钻井过程中遇到的一个难题。在钻井过程中往往出现地层垮塌、井漏、卡钻等井下复杂事故,钻井时效低、报废钻具多,作业成本居高不下,该问题近年来一直未能得到根本的解决。在涠西南油田群第1批井的钻井作业中,出现了较多的复杂情况及井下事故,作业进度严重滞后。而在进行第2批井作业之前,通过对前面已钻井的现场资料分析总结,同时开展了大量的室内实验和理论研究,进一步摸清了造成该地区井壁失稳的主要机理,并提出了具体的技术措施。通过研究成果的现场应用,该油田后期的钻井过程中井下复杂事故发生率大幅度地降低,从而解决了十多年困扰本地区钻井的井壁失稳难题。以涠二段井壁为例,介绍了井壁稳定技术的研究与应用,为同类油田控制井壁失稳提供了经验。     

气体钻井后井筒预处理井壁稳定技术

气体钻井技术在提高川东北地区陆相地层钻速、有效防止地层漏失等方面作用显著，但实践过程中存在气体钻井后气液转化过程中的井壁失稳等问题。分析了川东北地区气体钻井后井壁垮塌的原因，探讨了疏水性处理剂对地层岩石表面润湿特性的改变机理，进行了润湿反转剂配方优选和室内试验研究。在川东北地区的多口井进行现场应用后，井壁稳定性明显好转，气液转换时间缩短，初步形成了适合川东北陆相地层地质特点的气液转换井壁稳定技术。试验表明，井筒预处理技术可以提高气液转换施工过程中的井壁稳定性，有效避免泥页岩地层快速吸水失稳垮塌后井下复杂情况发生。     

塔里木油田群库恰克地区井壁失稳机理研究

塔里木油田群库恰克地区井壁失稳是该区钻探过程中普遍遇到的技术难题,造成了多次钻井复杂事故,影响了钻井工程进度和增加了钻井成本。该文通过X-射线衍射等分析测试手段,对该地区失稳井段岩样进行了理化性能测试分析,研究了井壁失稳的机理,并分析了钻井液及工程因素对井壁失稳的影响,为该地区井壁稳定技术研究提供了依据。     

破解塔里木盆地群库恰克地区井壁失稳难题的钻井液技术

塔里木盆地群库恰克地区油气产层主要位于石炭系和泥盆系,岩性复杂,已完钻的几口探井钻进过程中共发生了200次井下复杂及钻井事故,严重影响了钻井工程进度、增加了钻井成本。采用X射线衍射仪、页岩线性膨胀分析仪等对该地区失稳井段的地层矿物组分及其理化性质进行了分析测试,结合泥页岩线膨胀率评价试验、滚动回收率评价试验、失稳井段岩石黏土矿物和全岩矿物分析,找到了井壁失稳的原因：①失稳井段泥页岩的矿物成分以伊利石为主,其次为伊/蒙间层、高岭石和绿泥石,缺失蒙脱石,岩样泥页岩膨胀率低;②井壁不稳定的原因主要是伊利石的分散作用;③现场所用水基钻井液体系滤液进入地层是导致井壁不稳定的重要原因之一。据此认为：采用抑制能力和封堵能力强钻井液是预防和减少该区块井壁失稳的重要措施,具体的技术对策包括：①筛选合适的防塌钻井液处理剂及体系;②分地层设计和使用钻井液体系。现场应用结果表明,防塌钻井液和分地层钻井液设计较好地满足了该地区钻井工程的实际要求,降低了井下复杂和钻井事故的发生概率,缩短了钻井周期,提高了钻井效率,节约了钻井成本,经济效益显著。     

气体钻井井壁稳定性评价方法分析

由于气体钻井技术在某些方面有着常规钻井液钻井不可比拟的优势，在国内得以大范围地试验应用。但是，作为一项新技术，气体钻井本身具有一定的局限性，其实用范围尚不完全清楚。因此，在现场试验过程中已经暴露出不少问题，井壁稳定性就是其中最为突出的问题之一。在常规钻井液钻井过程中，井筒与地层孔隙压力之间存在正压差，正压差对井壁起到一定的支撑作用，在一定程度上抑制了井壁坍塌，有利于井壁稳定。而在气体钻井中，这种支撑作用并不存在。为此，从气体钻井井壁岩石力学的基础着手，建立了气体钻井条件下井壁稳定性分析的评价方法，并结合实际工程地质特征，对川西特殊复杂地层没有流体产出情况下气体钻井井壁稳定性进行了定量评价，分析评价结果与现场施工情况吻合。     

失稳地层分析归类及泥浆对策

本文分析了钻井井眼失稳的几方面原因，井眼失稳包括井壁坍塌和井漏两方面，在此着重对井壁失稳与泥浆防塌进行了阐述，并根据国外对不稳定地层的分类方法，结合不同区域地层井壁失稳情况的分析判断，将塔里木的轮南地区，英买力地区，塔中，牙哈地区以准噶尔南缘地区的易塌地层归纳成四类，利用已钻井和邻井井塌情况，综合分析井下易出现的各种复杂情况，在现场中概率回归的方法，确定了失稳层位，深度，性质，并针对四类失稳地层采     

乾安地区井壁坍塌机理及钻井液技术研究

吉林油田乾安地区存在着严重的井壁坍塌、掉块等问题。利用X-射线衍射分析、电镜扫描、分光光度法、电动电位分析、滚动回收率测试和膨胀率测试等实验手段，对乾安地区岩样的结构及理化性能进行了系统分析。通过分析认识到，该地区泥页岩属中～弱膨胀和中～弱分散的硬脆性泥页岩，并进一步讨论了该地区复杂地层井壁坍塌的机理，形成了满足该地区地层钻井要求的有机硅成膜钻井液。现场试验结果表明，该钻井液能有效控制该地区的井壁失稳，大幅度降低井下复杂情况的发生。     

山前钻井液安全密度窗口的分层地质力学预测方法

山前地区受到多期构造运动的影响,高陡构造和复杂岩性发育,井壁失稳导致的事故复杂将严重制约钻井安全和效率,并影响固井质量。基于线弹性的常规计算模型并不适用山前地层,计算得到的钻井液安全密度窗口与现场情况存在偏差。以库车坳陷山前带的迪那2 气田为例,通过对区域地质特征和现场测、录、试井数据的关联分析,发现山前钻井事故复杂具有分层规律性。针对山前钻井特点,考虑地层温度、渗流和水化效应的叠加影响,建立适合山前直井的井周应力状态方程。在研究山前井壁失稳和破裂机理的基础上,提出山前钻井液安全密度窗口的分层地质力学预测模型。现场计算实例验证了模型的精度和适用性,该模型对山前地区后续安全高效钻井施工具有重要的指导意义。      

渤南地区井壁不稳定抑制的研究

对渤南地区井壁不稳定的原因,从地质因素、钻井液特性及钻井工艺措施等三方面进行分析;重点探讨用钻井液技术抑制该地区井壁不稳定,建立渤南地区防止井壁不稳定的钻井液工艺和措施。经现场１２８ 口井应用,基本上消除了该地区的井壁不稳定问题。与３０ 口使用 Ｆ Ｃ Ｌ Ｓ— Ｃ Ｍ Ｃ 钻井液且井深相当的对比井相比,平均机械钻速提高２０６ ％ ;钻井、建井周期分别缩短１７ ％ 和１４２ ％ ;事故复杂时间降低２８９ 个百分点;完井电测成功率提高２０１ 个百分点,取得了良好的技术经济效益。     

气体钻井转换钻井液井壁稳定技术

气体钻井可以提高机械钻速、预防井漏,川东北地区上部陆相地层采用该技术钻进,加快了施工速度,大大缩短了钻井周期.但在气体钻井结束,转换为钻井液钻进后经常出现井壁失稳问题.分析了川东北地区气液转换过程中井壁失稳的原因,主要是该地区复杂的地质特点、干燥井壁吸水和钻井液冲刷.针对干燥井壁吸水,提出以润湿反转剂作为前置液的技术措施;针对该地区的地质特点和钻井液冲刷制定了符合川东北地质特点的气液转换施工工艺.在P204-2井和其他井的应用结果表明,以润湿反转剂作为前置液的技术措施和制定的气液转换施工工艺能减少由气液转换井壁失稳造成的井下复杂情况,避免恶性钻井事故的发生.     

玉北地区深井快速钻井技术

玉北地区是中国石化西部地区的重点勘探开发区域,玉北1井在奥陶系鹰山组地层钻遇良好油气显示,但该地区古近系膏岩层易蠕变缩径、二叠系火成岩地层易垮塌掉块、古生界地层可钻性差,导致钻井过程中复杂情况多、机械钻速低、钻井周期长。为此,通过处理分析测井资料和岩心三轴应力测试数据,建立了玉北地区地层压力剖面和地层可钻性剖面。利用地层压力剖面对井身结构进行了优化,利用地层可钻性剖面优选了钻头,利用优选出的PDC钻头与螺杆钻具配合进行了复合钻井试验。根据不同地层的特性和失稳机理,优选出了强抑制性聚磺钻井液和强抑制非渗透钻井液2种防塌钻井液。钻井实践表明,采用优化后的井身结构,利用优选出的PDC钻头与螺杆钻具配合进行复合钻井,使用优选出的防塌钻井液,钻井过程顺利,没有出现缩径、阻卡和垮塌掉块等复杂情况,平均机械钻速提高了22.6%～28.6%,单井钻井周期缩短了47.00～90.78 d。      

低压低渗枯竭型砂岩储气库钻井工程方案设计

由于枯竭型储气库的产层压力低、运行周期长、注采气量大的特点,给钻井和固井质量提出了更高的要求。针对文23的地质特征和储气库设计要求,考虑储层保护、固井质量及盐层井段,提出三开次井身结构设计,生产套管设计金属气密封、P110钢级177.8 mm套管;技术套管段设计双密度水泥浆体系一次固井,生产套管段设计采用非渗透防窜增韧水泥浆体系,采用尾管悬挂+套管回接方式固井;三开设计使用低密度微泡钻井液体系,配合凝胶暂堵技术减少漏失及储层污染。形成的文23储气库钻井工程方案,为国内低压低渗枯竭型储气库钻井设计提供了技术借鉴。     

苏25-2-2H井钻井工程设计优化与应用

为进一步提高苏里格地区水平井钻井速度、加大后期储层改造力度,对苏 25-2-2H 井进行了钻井工程设计优化。首先根据该井钻遇地层的特点及开发要求,将井身结构优化为二开井身结构,并利用Compass软件的Plan Editor模块将剖面优化为"直—增—调整(稳—增)"剖面类型;其次优化了适合直井段、斜井段和水平段的钻具组合;再次利用Wellplan软件校核了钻具和套管的强度,其强度符合现场施工需求;最后根据岩层性质、地层压力剖面等优选出了适合该井钻遇地层特点的PDC钻头及具有良好抑制性能及流变性能的KCl钻井液。苏 25-2-2H 井现场实钻结果表明,将井身结构优化为二开井身结构,并对其工程设计进行优化后,机械钻速较邻井提高了24.61%,钻井周期较邻井缩短了30.79%。苏 25-2-2H 井的成功实施为今后该地区的完井方式、后期的增产改造提供了更多的选择。      

龙岗地区复杂压力层系下非常规井身结构设计与应用

在龙岗地区的油气勘探开发过程中,传统的5层井身结构设计无法安全应对三高（高温、高压、高含硫化氢）、多压力层系和压力不确定性强等地质风险。以地层情况和相关压力信息为依据,结合现场实际,对油管、生产套管和完井管柱的设计,地层压力体系和必封点的分析,6层套管层次的优化以及小间隙下抽吸压力和激动压力的校核等问题进行了深入的研究,并据此设计了龙岗西部超深井和复杂压力层系下的非常规井身结构方案。从2008年至今,该方案先后在龙岗61井、龙岗62井、龙岗63井和龙岗68井成功实施,从而进一步提高了龙岗地区在钻完井过程中对地质风险的预防和控制能力。非常规井身结构设计适应了超深井以及复杂多压力层系下三高气井的生产要求,为四川盆地油气勘探提供了可靠的钻井安全保障,在川渝等复杂地区的勘探开发中将会得到进一步推广和应用。     

准噶尔盆地莫深1 井区三维压力分析

莫深1 井是中国石油在准噶尔盆地腹部部署的一口重点科学探井,完钻井深7 500 m. 该井钻探层位深、地层变化大,其钻井完井的顺利实施对认识莫索湾地区深层压力分布有重要作用。分析了莫深1 井区域地层压力的纵、横向特征,并在该区三维地震资料测井约束反演的基础上,获得了该区域三维层速度体,进而运用Bowers 方法计算出该区三维地层压力。有效提取了该区2 口重点探井莫深1 及盆参2 井位置上的地震层速度,分别与其测井声波速度进行了比较,结果吻合较好,表明此三维压力能较好地反映该地区压力分布。     

喷漏同存条件下堵漏压井技术——以四川盆地九龙山构造龙探1井为例

龙探1井在对四川盆地九龙山构造深部中二叠统栖霞组超高压气藏的钻进中,受井身结构的限制,同一裸眼井段内面临高温超高压复杂压力剖面,?190.5 mm井眼钻进至栖霞组发生溢流,在控压循环加重的情况下引起下喷上漏,如何安全处理成为该井能否顺利完成的关键。为此,在仔细分析龙探1井喷漏同存复杂情况和处理技术难点的基础上,确定出把上部漏层与下部高压气层进行隔离、提高漏层的承压能力以满足平衡钻井要求的处理技术思路,制定出GZD刚性颗粒+核桃壳+HHH堵漏配方的具体处理实施办法:(1)通过正、反推压井液将气体污染钻井液推回漏层,降低关井的井口压力,再采用隔离法注水泥封隔喷、漏地层,阻断井下内循环;(2)堵漏施工中采用井口压力升高的时间和堵漏浆的注入量推算出漏层大致位置,推测漏失通道的大小、漏层对堵浆的吸收能力等漏层性质,作为后续作业调整堵漏浆的粒度、浓度、使用量的依据。采取上述措施成功地将龙探1井上三叠统飞仙关组承压能力提高到2.35 g/cm~3并顺利钻穿栖霞组,下?168 mm套管固井。结论认为,适宜的堵漏配方能有效地扩大钻井液安全密度窗口,该实例可为该区及其他地区处理此类问题提供有益的经验。     

准噶尔盆地春光探区油气微生物指示

油气微生物勘探具有有效、直接、经济的技术特点,日益受到全球油气勘探界的重视。以准噶尔盆地春光探区为研究对象,在探区北部横穿稀油区(T23井沙湾组)和稠油区(T10井—T17井白垩系)部署了一条微生物地球化学勘查剖面,分别采集微生物勘探样品和化探样品120件。同时在探区西南部油藏上方部署一块采样区,采集微生物勘探样品243件。采用平板菌落法培养分析样品中油气指示微生物的数量,结合油藏和钻井信息研究微生物异常分布特征。结果显示,剖面上油气微生物数量与酸解烃含量的分布与下伏油藏及背景区有很高的吻合度,两者在油藏上方呈顶端异常模式,剖面南北两端形成低值背景区。此外,结合石油地质及钻井信息探讨了油气微生物平面分布规律:平面上微生物异常分布集中,与油藏聚集体吻合度较高,在高产油流井T45-1井、T33井、T22井及T67井区形成了高值异常区,其中T67井微生物高值区钻井部署较少,需加大勘探力度。微生物异常与钻井对比显示,两者符合率达70%以上。春光探区油气微生物指示初探表明,微生物对油藏中轻烃组分的微渗漏具有有效指示性,与下伏油藏具有较高响应关系。在实际勘探中,微生物勘探结果应与石油地质、地震、钻井等资料相结合,为油气富集区预测、钻前评价和钻井部署提供有力依据和建议。     

塔河油田三开井段井壁稳定分析及实践

在对塔河油田已钻井资料分析的基础上，分析了井壁失稳的主要原因。利用井壁稳定分析技术，通过对孔隙压力、地应力、地层强度特性的分析，结合测井资料处理确定了该油田安全钻井液密度窗口，并成功应用于该油田TK431井的钻井作业中。现场应用表明，该技术有效避免和减少了井下复杂情况的发生，提高了钻井效率，为钻井工程设计、现场钻井液密度的合理调整和实现安全快速钻进提供了科学的依据。     

缅甸D区块Yagyi-1x井控压钻井技术

缅甸D区块极易发生井漏与坍塌等井下故障,严重影响了钻井时效。结合该区块的压力剖面和钻井实践分析认为,钻井液安全密度窗口窄是引发井下故障的主要原因。由于控压钻井技术是解决窄安全密度窗口安全钻进问题的有效技术手段,因此首先结合缅甸D区块的实际情况分析了控压钻井技术在该区块的适应性,并制定了Yagyi-1x井控压钻井技术方案。该井五开井段应用了控压钻井技术,有效缓解了漏失,解决了井壁坍塌的技术难题,提高了钻井时效(与Yagyi-1井相比,提高28%)。     

随钻地震技术在莺歌海盆地高温高压地层钻井中的应用

南海莺歌海盆地高温高压地层的钻井安全风险较高,为降低钻井风险,需要准确预测高压地层的压力和深度。为此,在预探井DF-X1井钻井过程中研究应用了随钻地震技术,利用随钻地震数据获得时深关系和地层层速度,实时更新钻头在地震剖面中的位置,确定钻头前方高压储层的深度和地层压力系数。在DF-X1井实钻过程中,应用随钻地震技术准确预测了高压储层A1砂体的地层孔隙压力系数、破裂压力系数和深度,高压储层A1砂体的预测深度与实钻深度相差仅6.00 m,确保了?244.5 mm套管成功下到高压储层上部的泥岩中,确保了?212.7?mm 井段的安全压力窗口;A1砂体孔隙压力系数和破裂压力系数的预测精度分别达到3.0%和1.0%,确保了该探井的顺利完钻。研究结果表明,随钻地震技术可以准确预测地层压力和高压储层深度,能有效降低钻井风险,提高作业效率。