北部湾盆地海上勘探井钻井提效关键技术

南海西部北部湾盆地海上古近系地层具有构造运动强烈、地层倾角大、夹层频繁和水敏性强等特点,钻进过程中存在井壁易失稳、井眼轨迹控制困难、导向钻进效率低和机械钻速低等问题。为解决这些问题,在区域勘探井传统钻井作业采用四开井身结构及常规钻井技术的基础上,结合区域工程地质特征,对制约钻井提效的关键因素进行了系统分析,简化了井身结构,构建了适用于南海西部北部湾盆地古近系地层的高性能强封堵钻井液,并进行了高效PDC钻头优选和钻具组合优化设计,形成了北部湾盆地海上勘探井钻井提效关键技术。该技术在北部湾盆地多口勘探井进行了应用,在井深及钻井难度相似的情况下,钻井周期与传统钻井方式相比缩短了36.1%。研究认为,北部湾盆地海上勘探井钻井提效关键技术可为北部湾盆地油气资源的高效勘探开发提供技术支持。      

北部湾盆地开发井高效安全钻井技术

南海西部北部湾盆地地层微裂缝发育,水敏性强,尤其是涠洲组2段地层井眼失稳问题突出,导致井下故障频发。为了提高北部湾开发井钻井效益,使用废弃井槽,在隔水导管内开窗侧钻建立井口,以高效利用槽口资源;表层井段使用海水聚合物钻井液,同时减小其井眼直径,达到增加表层井段钻深的目的;目的层井段使用强封堵全油基钻井液钻穿涠洲组2段地层;在优选钻井液的基础上,将三开井身结构优化为二开井身结构,提高了目的层井段钻井安全,同时提高了机械钻速、缩短了钻井周期,最终形成了北部湾盆地开发井高效安全钻井技术。该技术在北部湾盆地多个油田30余口井进行了现场应用,避免了槽口资源浪费,降低了表层井段钻井液成本和目的层井段发生井下故障的概率,全井段机械钻速提高超过20%,钻井周期缩短近25%。北部湾盆地开发井高效安全钻井技术为类似油田的高效开发提供了技术借鉴。      

北部湾盆地勘探井小尺寸隔水导管技术

海上隔水导管设计直接影响到作业安全、工期及费用,在满足作业安全的前提下,如何设计合适的隔水导管来提高钻井速度、降低钻井成本是区域勘探井钻井的关键问题之一。基于边界约束条件,考虑作业海域水文气象季节性影响,建立了小尺寸隔水导管强度设计方法及稳定性分析,并进行了实际应用。结果证实,在北部湾海域非台风季节下作业,小尺寸隔水导管技术可以弥补常规?508 mm隔水导管设计工期长、费用高的问题,同时也能解决?508 mm×?339.73 mm变径组合隔水导管“盲替”固井方式的缺陷。该技术的成功应用,突破了传统常用的?508 mm隔水导管井口稳定需求的限制,为今后北部湾勘探井隔水导管设计提供了新的参考方向,也为后续勘探井可持续发展的安全高效作业奠定基础。     

北部湾盆地开发井表层钻井模式

南海西部海域北部湾盆地地质条件复杂,进行开发井表层钻井时,存在井壁失稳、钻井液性能不易控制、井眼轨迹不易控制等问题,导致表层钻井井眼携岩困难、定向滑动钻进摩阻大效率低,还存在较大的防碰风险。而目前该盆地以低品位油气藏或边际油气田为主,油田开发效益低,因此需要进行有效的钻井成本控制。介绍了北部湾盆地开发井表层钻井的技术难点;通过优化井身结构、选用经济适用型海水膨润土浆钻井液体系、优化设计螺杆钻具组合及改进随钻测量系统,形成了一套提高该盆地开发井表层钻井效率、降低作业风险的方法。现场应用表明,该模式能在保障作业安全与质量的前提下,提高钻井效率,降低钻井成本,该模式也可为现场施工人员提供技术参考。     

北部湾盆地简易井口新型隔水导管应用研究

在北部湾盆地,油气开采设备需满足百年一遇的台风海况要求。常规探井普遍采用一开双眼,并将ø508 mm套管作为表层隔水导管,下入ø508 mm和ø339.7 mm复合套管,较难保障固井质量。为提高固井质量,并进一步节约工程投资,采用有限元方法建立隔水导管稳定性分析模型,探究了水深、隔水管外径、壁厚等因素对简易井口隔水管井口允许载荷的影响规律,确定了主控因素强弱顺序为:外径> 壁厚>钢级>水深>井口高度,且外径对井口允许载荷的影响远大于其它因素。在此基础上,对北部湾盆地乌石海域探井隔水导管进行优化研究, 在非台风季节时,实现了新型小尺寸套管作为隔水导管在北部湾W井的首次应用。该隔水导管优化技术的成功应用,为后续探井的井深结构优化、进一步提高作业时效、降本增效提供借鉴。     

BZ13-1油田井壁稳定性研究及应用

位于渤海中部海域的BZ13-1油田在前期钻井中存在溢流、井漏、阻卡等较多复杂问题,制约了钻井速度。井壁稳定的力学分析方法主要利用钻井资料、测井资料、录井资料等,分析地层压力、地应力、地层强度参数的分布规律,结合岩体强度准则计算坍塌压力与破裂压力,得出钻井安全密度窗口。通过对BZ13-1油田井壁稳定性进行分析,得出了高压层、易漏失层、易坍塌层位置,并据此对开发井进行井身结构设计,分析结果在开发井钻井中取得了良好的应用效果,有效减少了钻井复杂问题。     

渤海油田探井隔水导管整体力学特性分析

在海洋探井钻井过程中,隔水导管的强度及稳定性对于安全钻完井作业具有重要意义。文中介绍了渤海油田常规的探井井口结构,研究了海风、海浪、海流及海冰作用对钻井隔水导管强度及稳定性的影响,建立了探井钻井隔水导管的受力分析模型。应用通用有限元软件ANSYS建立了钻井隔水导管有限元计算模型,并且对钻井隔水导管及组合管柱结构进行了强度和稳定性校核。以渤海油田某探井为例。对25a-遇海洋环境条件下钻井隔水导管的强度及稳定性进行了计算与分析,研究成果能够为该地区今后的探井钻井作业提供科学依据和技术指导,从而保证海上钻完井施工作业的安全。     

大宁-吉县区块深层煤岩气水平井钻井技术

为了解决鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县区块深层煤岩气先导性试验区大平台钻井轨道设计困难、长裸眼段反复漏失、泥灰互层可钻性差、泥岩和煤岩易坍塌、水平段固井质量差等技术难题,从先导性试验区煤岩储层特征和岩石力学特性入手,开展了井眼轨道优化设计、防漏堵漏工艺技术、高性能PDC钻头设计、长裸眼段钻井液技术和固井工艺技术等关键技术的研究,形成大宁-吉县区块深层煤岩气水平井钻井技术。在先导性试验区25口水平井中应用结果表明：高性能PDC钻头平均进尺、平均机械钻速明显提升,复杂时效有效降低,钻井周期明显缩短,防漏堵漏提升明显,固井质量合格率100%,提质提效效果明显。研究成果可为鄂尔多斯盆地东缘深层煤岩气的有效动用提供技术支持,对我国其他深层煤岩气区块勘探开发具有一定的借鉴意义。     

C101井钻井液技术

C101井位于酒东盆地营尔凹陷,是一口深探井,完钻井深为4700 m,钻井周期为236 d.营尔凹陷地质构造复杂,自上而下有大砾石层、强造浆软泥岩层、芒硝层、石膏层和高压盐水层,极易造成井壁坍塌,给钻井施工增加了难度.针对不同的井段采用了不同的钻井液体系:0～800m井段(砾石层)使用"三高一适当",即高膨润土含量、高粘度和高切力、高滤失量、适当密度的钻井液;800～3200 m井段(棕红色软泥岩层)使用复合金属两性离子聚合物钻井液;3200～4162 m井段使用甲基硅油聚磺高密度钻井液;4162～4700 m井段使用金属复合离子聚磺钻井液.在3200～4162 m井段采用了一些新的工艺技术,有效地保护了长裸眼井壁的稳定和高温高压下钻井液性能的稳定.应用结果表明,该套体系满足了C101井地层情况,全井无事故,复杂率为1.29%(邻井事故率为5.02%,复杂率为7.41%),电测成功率为100%,钻井周期比邻井缩短近100d.     

隆页1HF页岩气井钻井关键技术

隆页1HF井是位于彭水区块的一口页岩气预探井,钻遇地层具有缝洞发育、倾角大、可钻性差等特点,钻井过程中面临易漏失、易井斜、页岩层易坍塌、机械钻速低等难点。通过综合应用近钻头地质导向钻井技术、油基钻井液、双凝双密度水泥浆等,并对井眼轨道、钻头和钻具组合进行优化设计,实现了安全、优快钻进。隆页1HF井全井未发生恶性漏失,大斜度井段机械钻速比相邻地区页岩气井提高32%,储层穿遇率达100%,钻井周期缩短25.68%,固井质量优秀。该井采用的钻井关键技术能够进一步降低彭水区块页岩气开发成本。      

徐闻区块复合有机盐钻井液技术

徐闻区块位于北部湾盆地,由涠西南凹陷、乌石凹陷、迈陈凹陷、福山凹陷和雷东凹陷组成。该地区下部地层岩性以微裂隙发育的硬脆性泥页岩为主,坍塌压力系数较大,易发生井壁坍塌,导致钻井过程中井下复杂、事故频繁发生。针对以上地层特点,在该区块积极推广应用了复合有机盐钻井液体系。现场应用表明,该体系具有很强的抑制性和防塌能力。推广应用的3口井与同区块的邻井相比,机械钻速提高了44%,平均钻井周期缩短了近26 d,复杂事故时效大幅度降低,平均井径扩大率减小了50%。说明徐闻区块流沙港组地层的井壁失稳问题得到了明显改善,电测成功率也大幅提高,很好地满足了该区块钻井施工的需要。     

金1井钻井过程中遇到的难题及技术对策

金1井处于准葛尔盆地南缘从山前构造到盆地腹地之间的过渡带，设计目的层深，钻遇多套复杂地层。上部极易坍塌的砾石层、安集海异常高压层、塔西河沙湾的缩径；给钻井施工增加了难度。结合地层特点，采用合理确定井身结构、砾石层安全钻井、加快深井钻井速度配套、保证井眼稳定的钻井液、深井固井、安集海复杂地层安全钻井等技术，基本解决了7000m井深以前所遇到的各种技术难题。     

长7井复杂地层优快钻井技术

长7井是玉门油田在酒东区块长沙岭构造上部署的一口预探井,该地区钻井存在一系列技术难点:上部第三系地层黏土含量高,易水化膨胀,缩径严重;白垩系地层压力系统复杂,井下事故和复杂情况多,下沟组紫红色泥岩地层坍塌压力高,微裂缝发育,岩性硬脆,长时间裸露后易发生应力破裂,使井壁坍塌严重,造成井下频发阻卡等复杂情况;白垩系下部地层岩石可钻性差,胶结致密,机械钻速低。为此,长7井在钻井过程中采取了有针对性的设计方案及技术措施,包括合理选用钻头和优选钻井参数、优选钻井液体系和水泥浆体系等。长7井实钻效果表明,与邻井同井深相比,该井平均机械钻速大幅度提高,钻井周期明显缩短。      

北部湾WX油田隔水导管最小入泥深度研究

隔水导管是海洋钻井关键部分,确定合理的下入深度对于安全钻完井作业具有非常重要的意义。随着WX油田开发,针对隔水导管下入深度问题,此文根据隔水导管不同工况,建立了基于钻井液安全循环和基于最大地层承载能力导管最小入泥深度计算模型,提供了计算方法及步骤,该计算模型指导了北部湾WX油田隔水导管入泥深度设计和现场施工作业,满足了开发的要求。     

南海高温高压气田密集丛式井表层?660.4 mm井段安全钻井技术

南海高温高压气田采用丛式井模式,表层?660.4 mm井段集中批钻作业面临着上层隔水导管鞋易漏失、浅部松软地层钻进造斜率难保证、密集型井槽井眼碰撞的难题,限制了表层钻井的作业时效。为此,针对性地采取井槽防窜漏工艺、优化井眼预斜钻具组合、开展表层防碰设计及安全钻进参数控制,形成了适合该区域的丛式井表层?660.4 mm井段安全钻井关键技术。现场应用效果表明:(1)?660.4 mm井段钻井采用顺序"跳打"方式,在隔水导管内清淤,出隔水导管后实施钻进参数控制,并在固井时实施中间液附加量和排量控制,解决了表层大尺寸井眼、槽口密集环境下的井间窜漏问题;(2)优选大尺寸马达导向工具,根据预斜情况调整马达弯角至1.5°,提高了在浅部松软地层海水钻进作业的预斜效果;(3)钻具组合中配套MWD工具、新增Mob Stab工具,满足一趟钻预斜、稳斜、防碰要求;(4)基于隔水导管不同偏斜角度的表层防碰设计及安全钻进参数控制的关键在于1～3个立柱钻进的钻井液类型选择、提拉与划眼操作选择以及不同位置的高低排量选择来确保造斜效果。结论认为该套技术能有效缓解该气田表层?660.4 mm井段作业中的窜漏和防碰压力,作业提效50%以上。     

隔水导管相碰后钻井绕障技术

在海洋导管架上利用丛式井组开发海洋油气田时,隔水导管常以锤入方式下至泥面以下。在进行隔水导管作业过程中经常发生偏斜现象,严重时甚至与邻井隔水导管相碰,影响后续作业甚至会导致相应井槽报废。东海某平台井槽B10井在锤入φ609.6 mm隔水导管时与邻井隔水导管相碰,一开φ444.5 mm钻头钻至导管鞋处遇阻无法继续钻进。此文以该井为例介绍了隔水导管相碰后的钻井绕障技术。     

基于相关系数法的涠西南凹陷潜山地层提速技术

北部湾盆地涠西南凹陷深部潜山地层高强度灰岩对钻井参数敏感性高、机械钻速慢,制约了深部潜山油气田的经济勘探开发。由于钻井参数数据量大、种类多,需要综合分析潜山地层难钻原因,设计提速方案。为此基于现场大数据,采用相关系数法,分析影响潜山地层难钻的主控因素,推荐合理钻井参数,并结合钻头优化设计和提速工具选用形成针对性的提速方案。该提速技术在潜山层位应用后相比于邻井机械钻速提高41%,取得了良好效果。     

防井壁失稳及井漏钻井技术在北部湾盆地的应用

北部湾盆地地质油藏情况复杂,由于沉积及断层等方面的原因,造成该区域钻井工程作业难度大大增加,井壁失稳以及井漏风险尤为突出。南海西部石油管理局钻井技术人员在某油田开发钻井作业过程中,充分利用批钻模式,不断总结提高,形成了环保型防塌钻井液体系以及高压易垮地层生产尾管固井作业技术,辅以工程上的精细化操作,确保钻井作业安全、高效完成。该系列技术的成功应用,为北部湾盆地后续类似油田的钻探开发作业提供重要的参考价值。     

北部湾盆地探井提速提效技术及应用

北部湾盆地油气资源丰富,但地层构造分布零散,断层发育,地层坍塌压力高,钻进期间易发生井漏,目的层裸眼段长,经常钻遇抗压强度高的花岗岩。钻探面临着井位转换频繁、地层易垮塌及漏失、海上油基钻屑处理难度大、花岗岩机械钻速低、弃井时效低等问题。为进一步降低钻探周期及作业成本,采用“一孔双眼”勘探模式、井身结构优化技术、海上油基钻屑处理技术、新型复合冲击钻井提速技术、长裸眼段一次性水泥塞弃井工艺、水泥伞悬空水泥塞技术等提速提效措施,有效解决了南海西部海域钻探难题,且在实际应用中效果显著,提高了勘探及钻井作业时效,为同类型油气田钻探提速提效提供参考。     

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。