九龙山深井非常规井身结构固井技术

在九龙山气田的深井钻井中,传统的五层套管井身结构无法保障地质剖面复杂。地层压力层系多的“高温高压高含硫”深井钻井安全。以九龙山地层情况为依据,结合国内外深井非常规井身结构设计经验,首次在龙004-X1井采用非常规井身结构。成功进行了川渝地区首例Φ273.05mm非常规大尺寸套管的悬挂固井施工,总结出了一套复杂地质条件下的固井工艺,研制大尺寸全通径防硫高压悬挂器,高承压能力引鞋和特制水泥头等新型工具,为其他非常规井身结构深井固井提供了宝贵经验和重要指导意义。     

准噶尔盆地南缘下组合超深井非常规井身结构应用

准噶尔盆地南缘呼图壁背斜中、上组合存在多套压力系统,下组合压力系统不明,井身结构设计难度大;储气库建设增加了钻完井难度。为了确保大丰1井实现勘探下组合的目的,利用地震资料进行地层压力预测并结合区域钻井情况,井身结构存在4个必封点及1个风险点,首次在新疆油田设计了非常规井身结构。为了降低钻完井难度,将井位移出储气库库区通过钻定向井的方法实现地质目标。实钻表明,非常规井身结构能够满足南缘超深井及复杂多压力系统下的安全钻井要求,对新疆油田复杂深井超深井的油气勘探具有重要的意义。     

龙岗西地区首口非常规超深井钻井技术

龙岗61井是四川盆地龙岗西地区第1口非常规超深井,完钻井深6 618 m。侏罗系地层井壁稳定性差,纵向上压力系统复杂,深部海相地层H2S含量超过30 g/m3、同时存在异常超高压CO2气层和盐水层,井底压力超过110 MPa、温度在150℃以上。为此,龙岗61井采取了如下钻井技术措施:采用6开制非常规套管层序封隔不同复杂层段,有效预防和控制井下地质风险;在蓬莱镇—沙溪庙组易漏地层应用空气钻井防漏治漏、防斜快打;对自流井组和须家河组强研磨性地层优化钻头设计,并在小井眼段进行PDC钻头提速试验;优化抗高温聚磺水基钻井液,使之具备较强的抗高温、抗盐及抗钙污染能力。实践表明,龙岗61井非常规超深井钻井技术不仅有效解决了复杂地层所带来的钻井难题,实现安全快速钻至目的层,而且还在川渝地区超深井钻井技术上得到创新,形成了一套较完整的非常规超深井钻井技术。     

塔河油田及周缘超深井井身结构优化设计

随着塔河油田及周缘勘探开发的深入及勘探领域的外扩,油藏埋深不断增加,原有井身结构开始显现出其局限性,并影响钻井提速和钻井安全。为解决这一问题,根据具体地层情况,结合"自下而上"和"自上而下"井身结构设计方法,根据地层压力分布情况和必封点确定表层套管、技术套管和油层套管的直径和下深,将四开井身结构简化为三开井身结构,将φ177.8 mm套管优化为φ193.7 mm套管,形成了适合塔河油田主体非盐区等地质条件相对简单区块超深井高效钻井的φ193.7 mm套管直下三开井身结构;采用φ265.1 mm或φ206.4 mm套管封隔盐膏层,形成了适合塔河油田主体盐体分布区超深盐层井优快钻井的"长裸眼穿盐"和"专封盐膏层"井身结构;采用φ273.1 mm(φ311.1 mm)、φ206.4 mm(φ241.3 mm或φ215.9 mm)等非常规套管-井眼尺寸,形成了适合地质条件复杂区块超深井安全钻井的井身结构。通过简化井身结构、优化套管直径及下深,实现了地质条件相对简单区块的钻井提速、提效目的;通过优化非常规井身结构,确保了在地质条件复杂区块的安全钻进。      

非常规井身结构在准噶尔南缘超深井的应用

准噶尔盆地南缘地区发育山前冲断带,属山前高陡构造。该地区预探储层埋藏深度大,最大埋藏深度达到7 400 m。常规的井身结构在南缘地区超深及复杂地质条件的影响下存在诸多问题,如不能完全封堵不同压力层系、无法安全钻达深部目的层,非常规井身结构有效地解决了这些难题。针对南缘地质特点,考虑非常规井身结构的优势,DF1井采用套管程序:508 mm×365.1 mm×273.1 mm×206.4 mm×139.7 mm的五开非常规井身结构,同时四开井段进行定向造斜。分析了DF1井非常规井身结构应用中遇到的工程问题,同时对DF1井非常规井身结构的使用效果进行了总结分析。总结认为,DF1井采用非常规井身结构一定程度上克服了复杂地质条件,实现不同压力层系的分隔封堵,获得了较高的机械钻速;该井在加深过程中出现严重复杂,主要原因是套管破损;DF1为新疆油田超深井非常规井身结构的设计与应用提供了宝贵经验。     

川东北元坝区块井身结构优化设计

元坝区块是中国石化在川东北地区的重点勘探区块,由于气藏埋藏深,地质条件复杂,其钻井难度与风险极高。根据元坝区块的地质特点,针对目前井身结构存在的表层套管不能将低承压地层封固以及技术套管不能将高压层位完全封固的问题,对套管下深和套管尺寸进行优化,提出了非常规井身结构和水平井井身结构设计的优化方案,并对不同井身结构的特点进行了分析总结,认为非常规井身结构的大尺寸钻头进尺相对较小,有利于提高机械钻速,而水平井井身结构能提高元坝区块的单井产能。     

川东北复杂深井井身结构优化研究

川东北地质条件复杂,地层高陡,深井高温高压高含硫、同一裸眼段多套压力共存且压力跨度大等成为了该地区地质构造的普遍特征。目前常规钻头一套管程序和井身结构设计方法难以适应川东北深井的复杂地质环境,如何优化复杂地质条件下深井井身结构是钻井工程所面临的突出问题。为此,在分析国内外深井套管程序应用特点和川东北地质特征钻井技术难点的基础上,根据钻头、套管生产现状,结合现场实践的应用,优化了川东北海相复杂深井井身结构。     

南海莺-琼盆地复杂压力层系井身结构优化设计北大核心CSCD

南海莺-琼盆地中深层压力层系复杂,压力台阶多、抬升快等特征给钻井作业带来喷、漏、卡等工程难题,导致井身结构设计复杂。在分析莺-琼盆地复杂地质特征基础上,综合考虑目的层深度、地层三压力剖面、必封点、钻井复杂情况、测试方案、钻井成本等因素,对该地区复杂压力层系井身结构进行了优化设计。对于垂深3 000~4 000 m中深层高温高压井,通过优化表层套管和技术套管的下入深度,避免使用非常规套管层次,优化为5层次常规套管程序井身结构;对于垂深4 000~4 500 m压力窗口极窄或负压力窗口的深层高温超压井,通过增加1层298.450 mm技术尾管封隔薄弱地层,不增加开钻尺寸、减小完钻尺寸,优化为6层次常规套管程序井身结构;上述2种井身结构若中途提前下套管,则启用149.225 mm备用小井眼。优化后的井身结构在莺-琼盆地39口探井中取得了良好的应用效果,井下复杂情况明显减少,钻井周期大幅降低,具有较好的应用推广价值。     

南海莺-琼盆地复杂压力层系井身结构优化设计

南海莺-琼盆地中深层压力层系复杂,压力台阶多、抬升快等特征给钻井作业带来喷、漏、卡等工程难题,导致井身结构设计复杂。在分析莺-琼盆地复杂地质特征基础上,综合考虑目的层深度、地层三压力剖面、必封点、钻井复杂情况、测试方案、钻井成本等因素,对该地区复杂压力层系井身结构进行了优化设计。对于垂深3 000~4 000 m中深层高温高压井,通过优化表层套管和技术套管的下入深度,避免使用非常规套管层次,优化为5层次常规套管程序井身结构;对于垂深4 000~4 500 m压力窗口极窄或负压力窗口的深层高温超压井,通过增加1层298.450 mm技术尾管封隔薄弱地层,不增加开钻尺寸、减小完钻尺寸,优化为6层次常规套管程序井身结构;上述2种井身结构若中途提前下套管,则启用149.225 mm备用小井眼。优化后的井身结构在莺-琼盆地39口探井中取得了良好的应用效果,井下复杂情况明显减少,钻井周期大幅降低,具有较好的应用推广价值。     

川西地区超深井钻井完井技术现状及攻关方向

川西地区油气资源丰富,但超深层海相碳酸盐岩地质条件复杂,钻井过程中面临纵向上压力系统多、井漏频发、井壁失稳垮塌、部分地层可钻性差、钻井风险高及钻井周期长等技术难点。通过近几年的技术攻关,研究形成了适用于川西地区的超深井钻井完井技术,主要包括超深井井身结构优化技术、钻井提速关键技术、防漏堵漏技术、高压低渗气层控压钻井技术、抗高温强封堵油基钻井液技术、超深高钢级套管开窗技术、控压平衡法固井技术和超深短尾管固井技术等,创造了多项钻井工程纪录,支撑了川西地区超深层油气资源的勘探开发。但目前仍然面临风险区域地质认识不足,恶性井漏治理难度大、部分难钻地层提速不理想和漏垮同存地层安全钻井配套技术不完善等技术难点,因此,提出下一步需在井身结构对策研究、钻井提速新技术新工艺试验、高效堵漏技术研究和地质工程一体化等方向进行技术攻关,以推动川西地区超深井钻井完井技术快速发展,实现川西地区深层油气资源的经济有效勘探开发。     

提高四川深井超深井钻井速度的技术途径

四川地区地质条件复杂，深井超深井钻井速度低、完井要求高、勘探开发成本高，严重制约了深部地层油气勘探开发的进程。为此，对影响四川复杂地质条件下深井超深井钻井速度的主要技术难点进行了分析，并根据龙岗1井的成功经验和当前国内外钻井技术现状，提出了四川复杂地质条件深井超深井提高钻井速度的技术途径，包括浅中层沙溪庙组-须家河组层段采用气体钻井、中深层雷口坡组-长兴组层段采用复合钻井（螺杆钻具＋转盘配合PDC钻头）等新工艺、新技术与成熟技术配套应用的提速技术方案以及科学设计井身结构、配套应用新工艺、新技术和加强钻井装备配套等做法。     

盐下复杂压力系统超深井的非常规井身结构设计——以四川盆地五探1井为例

五探1井是部署在四川盆地东部达州—开江古隆起上的一口风险探井,主探寒武系、震旦系,设计井深7 570 m。该井志留系以下地层的地质不确定性强、风险度高,寒武系可能钻遇大段膏盐层、纵向上压力系统复杂、预测井底温度达到175℃、井底液柱压力超过140 MPa并含有硫化氢等,给井身结构设计带来了很大的挑战。为此,借鉴国内外盐下超深井钻井的成功经验,在分析钻井工程面临的难点和风险的基础上,结合该井的压力系统特点、膏盐层蠕变特性,优化设计井身结构,并进行了现场应用。结果表明:(1)基于裸眼段防漏、防喷和防压差卡钻等约束条件,确定井身结构必封点5个、套管层次6层;(2)压力衰竭的石炭系岩性致密,压差卡钻和漏失的风险低,可以不做为必封点;(3)为寒武系膏盐层专门设计一层套管,以实现盐层专打,套管抗挤强度160 MPa预防挤毁;(4)五探1井安全钻达设计地层,完钻井深为8 060 m。结论认为,为实现川东地区盐下安全钻井而确定5个必封点、六开非常规井身结构是合理的,该井的成功完钻为上述古隆起后续深层天然气钻探提供了经验和借鉴。     

元坝气田超深酸性气藏钻完井关键技术

四川盆地元坝气田是近年来中石化发现的一个大型气田,是继普光气田之后天然气增储上产的又一个重点探区。元坝气田超深酸性气藏地质构造复杂,储层埋藏深,钻遇地层复杂,特别是陆相深部地层,属于高研磨性地层,机械钻速慢,钻井周期长。为此,经过多年的钻井实践和技术攻关,引进新工具、新技术,研制专用钻头,优化钻井设计,形成了针对该气藏的6项钻完井关键技术:(1)保证提速、安全完井作业的井身结构优化技术;(2)陆相上部地层气体钻井、陆相深部高研磨地层钻井提效技术体系;(3)气液转换、超深大斜度井及水平井润滑减阻、井壁稳定控制及防酸性气体污染技术等钻井液配套技术;(4)气体介质条件下固井、深井长封固段固井及超高压小间隙固井技术系列;(5)完善了以测量仪器、动力钻具优选及钻具组合设计等水平井井眼轨迹控制技术;(6)适合该气藏衬管完井方式和完井管柱优选技术。现场应用效果表明,系列关键技术有效地解决了机械钻速慢的难题,大幅度缩短了作业周期,实现了7 000 m井深水平井的提速提效的目标。     

四川盆地元坝气田超深水平井井身结构优化与应用技术

四川盆地元坝气田具有超深、高含硫、高压特性,地质环境异常复杂。为此,在充分总结前期探井和开发评价井经验教训的基础上,从完井方式入手,综合考虑地层3个压力剖面、必封点、邻井井下复杂情况、完井方案及钻井成本等因素,采用自中间向两边推导的井身结构设计方法,优化确定出了元坝气田超深水平井的5层套管层序的井身结构。生产套管封隔器坐封位置以上采用高抗硫材质,封隔器坐封位置以下采用国产高镍基抗蚀合金套管,既满足了高含硫气田的长期安全生产,又减少了镍基合金套管的使用量,降低了开发成本。该井身结构在实际生产应用中,有利于气体钻井安全、高效、连续施工,将高压、易塌的陆相地层和海相地层分开,用厚壁套管封固膏盐层,将低压的上二叠统长兴组与其上部的海相高压地层分开,大幅度减少了复杂故障处理时间,有效保护了储层;同时,新完成的超深开发水平井与先期4口开发评价水平井相比,平均钻井周期减少130.3 d,大幅度提高了钻井技术经济指标。     

四川盆地深层碳酸盐岩钻完井技术实践与展望

四川盆地的油气资源勘探开发正在向着更深的层位进军,深层碳酸盐岩气藏深井超深井的多压力系统、可钻性差、超高压超高温、高含硫等诸多难题给钻完井工程带来了巨大的挑战。为了保障该盆地深层碳酸盐岩油气资源勘探开发的顺利进行,立足现场实践与技术攻关相结合的总体思路,“十三五”期间安全快速地完成了诸如双鱼石构造双鱼X133井等一批井深8 000 m左右的超深井,深井超深井钻完井配套技术试验攻关取得了重要进展。获得的成果包括:(1)非标准井身结构优化,配合精细控压、承压堵漏等技术的应用,奠定了优快钻进、安全钻达地质目标的基础;(2)全面优选推广使用高效、个性化PDC钻头,有效地提高了难钻地层平均机械钻速;(3)研发应用的抗200℃高温、抗复合盐水等钻井液及主动承压堵漏技术,有效地减少了高温、高压盐水、井漏等复杂地层钻进的井下复杂情况;(4)精细控压钻井及精细控压固井技术应用于窄密度窗口、多压力系统、压力敏感性地层,平均钻完井液漏失量下降90%以上,复杂处理时间缩短85%以上,固井质量合格率提高20%以上;(5)集成应用的气体钻井等提速技术和工具,使得钻井周期和成本均大幅度缩减。结论认为,该试验攻关成果已基本支撑了四川盆地安岳气田天然气资源的快速转化、川西北二叠系和泥盆系天然气资源的重大发现;同时,为适应“十四五”期间四川盆地9 000 m以深的深层天然气开发,钻完井技术仍需要在抗高温井下工具、工作液等9个方面加快攻关进程。     

川西地区深井非常规井身结构设计与实践——以九龙山构造龙004-X1井为例

位于四川盆地西北部的九龙山构造属于多产层超高压气藏,地质条件复杂,深井钻进过程中,三叠系雷口坡组—嘉陵江组地层缩径卡钻、嘉二段盐水侵、飞仙关组—吴家坪组漏喷同存等故障频发,严重影响了深部井段的钻井安全、加长了钻井周期。为此,通过总结九龙山构造深井钻井施工的特点与难点,以及已钻井常规井身结构不足的原因,结合建立的地层三压力剖面上存在的必封点位置,进而提出了一套深井非常规井身结构优化设计方案,即在深部井段提供3层套管层次,以满足分隔深部窄密度窗口井段地层的要求且可灵活调整,同时下部井段的固井环空间隙能够保证注水泥的基本要求。该设计方案在龙004-X1井实践获得成功,平均机械钻速达到了1.89 m/h,钻井周期缩短至418 d,同比邻井事故复杂损失时间降低了2 589 h,满足了该区深井安全快速钻井的需要,为该区开发二叠系超高压气藏积累了宝贵的经验。     

中国石化重点探区钻井完井技术新进展与发展建议

近年来,中国石化在顺北、川渝和鄂尔多斯等重点探区,通过技术攻关与现场实践,初步形成了顺北8 000～9 000 m特深层钻井完井关键技术、川渝页岩气钻井完井关键技术、四川海相碳酸盐岩油气钻井关键技术和华北鄂尔多斯盆地致密气低成本钻井完井关键技术,支撑其在特深层油气、海相碳酸盐岩油气和非常规油气资源方面获得了勘探开发突破。随着勘探开发不断深入,重点探区还面临钻井周期较长、机械钻速偏低、井下故障较多、压裂提产效果不理想等一系列技术难点和挑战,需要坚持需求导向,强化关键技术攻关,推广应用成熟技术,大力实施提质、提速、提效、提产的“四提”创新创效工程,为中国石化重点探区的油气高效勘探和效益开发提供技术保障。      

川渝地区超深井钻完井技术新进展

中国石油川渝地区勘探开发已由上二叠统—三叠系向更深的下二叠统—震旦系转移,区域向川中古隆起外围、川西下二叠统、川东寒武系进行战略拓展,地质条件愈加复杂,超深井的多压力系统、可钻性差、超高压超高温、高含硫等难题给钻完井工程带来巨大挑战。通过技术攻关,形成了集井身结构优化、个性化钻头、优质钻完井液、深井水平井钻井、精细控压钻井、特殊取心等技术为一体的超深井钻完井技术,为安岳气田龙王庙组资源快速转化、二叠系和泥盆系资源重大发现提供了强有力的技术支持,加速了川渝地区深层油气藏勘探开发进程。