长水平段超深水平井技术在元坝区块272-1H井的应用

272-1H井是元坝区块的一口长水平段超深水平井,垂深超过6 500 m、井底温度高达156℃,存在地质情况复杂、多套压力体系并存等技术难题。施工中通过钻井提速技术、井眼轨迹控制技术、高温定向工具技术、井眼清洁技术、摩阻扭矩监测控制技术、高温钻井液技术等,克服了裸眼段长、摩阻扭矩大、岩屑清洁效率低、井眼轨迹控制困难、工具仪器耐高温高压等问题,创造了元坝区块水平井水平位移最长、水平段长最长、钻遇含气储层最长三项纪录,并为同类超深水平井的施工积累了丰富经验。     

川西浅层长水平段水平井井身结构优化与应用

川西浅层蓬莱镇组气藏天然气资源丰富,是川西各气田主力产层之一。针对蓬莱镇组的长水平段水平井,受埋深浅条件限制,仅依靠套管自身重力下放套管困难。早期部署的浅层水平井通过采用三开制井身结构解决套管下入难题。三开制井身结构钻井周期长、成本高,减少了长水平段水平井经济效益。结合套管下入摩阻影响因素分析,开展浅垂深长水平段水平井井身结构优化论证,提出尾管悬挂两开制井身结构方案,并配套加重钻杆送放尾管技术及套管扶正器优化设计措施。该方案应用于川西浅层30余口井,平均节约钻井周期约36%。     

长水平段水平井钻井技术难点探讨

应用长水平段水平井钻井技术可提高油气采收率和产量,但长水平段水平井钻井作业面临着更多的技术难点,钻井工艺较复杂,对钻井工具性能要求更高。加强对长水平段水平井技术的研究,分析钻井难点并提出解决对策,对提高长水平段水平井钻井质量具有重要作用。     

苏里格气田长水平段水平井快速钻井技术

针对苏里格气田超过1 500 m的长水平段水平井,主要存在以下几方面的技术难点:一是砂体夹泥岩,井壁稳定性比较差;二是地层研磨性强,钻进效率低;三是水平段长,摩阻扭矩大,轨迹控制难度大.文章从井身结构、剖面设计、工艺工具、轨迹控制等方面进行了分析研究,形成适应于苏里格气田开发的长水平段水平井快速钻井技术,并在苏5-3-16H1井进行了成功应用,提高了水平井的机械钻速.     

长水平段水平井钻进摩阻控制

长水平段水平井能够增加钻遇油层的长度和数量,提高单井油气开采量,在薄油层开发、海油陆采方面具有明显的技术优势。但由于水平段过长,钻进过程中面临着严重的摩阻问题。以胜利油田某长水平段水平井为例,采用有限元方法,从井身剖面结构参数优化、钻井作业参数优选等方面,分析其对摩阻的影响规律及其内在影响机理。研究结果表明,案例井造斜段曲率半径对长水平段水平井摩阻影响较为明显,应综合考虑地层特点、造斜率控制难度以及后期送钻能力进行合理选取;起钻过快会导致钻柱与造斜段上井壁摩擦严重,下钻时应平衡下入效率、钻柱变形和摩阻的关系,防止遇阻;复合钻进时低速区的转盘转速不会引起摩阻的明显变化。     

新场气田长水平段水平井钻井技术

为提高川西新场气田开发效果,在新场构造北翼部署了一个3口井长水平段水平井井组。在油藏地质特征分析的基础上,将以往三开井身结构优化为二开;针对水平井裸眼段长、水平段长、位移大的特点,通过采用井眼轨迹控制、摩阻扭矩监测技术以及优选钻井液体系等措施,并配合高效PDC钻头,安全高效地完成了钻井施工,为川西地区中深长水平段水平井钻探积累了宝贵的经验。     

长水平段水平井冲砂管柱摩阻分析及应用

针对水平井垂深浅、水平段长,因水垂比高带来作业管柱下入摩阻大,直井段油管重力不足导致冲砂作业管柱下入深度受限的问题,开展了冲砂作业管柱下入摩阻仿真模拟研究。基于水平井井眼轨迹、管柱组合结构和流体摩阻等影响因素,同时考虑冲砂作业管柱存在多变径部位的特点,结合变径部位的轴向力计算模型,建立了冲砂管柱下入摩阻的预测模型。对CP11水平井的冲砂管柱进行了下入摩阻分析。分析结果表明:采用73.0 mm+88.9 mm两种规格工具油管组合的作业管柱改变了直井段的油管重力,增大了管柱的有效推力,提高了冲砂作业管柱的下入能力。同时分析表明冲砂管柱下入速度不宜过大,管柱下入速度过大会增大管柱的流体摩阻,影响管柱下入能力。研究结果可为油田长水平段水平井作业管柱优选及现场安全施工作业提供理论指导。     

三塘湖致密油长水平段水平井钻井技术

三塘湖盆地致密油勘探开发前景广阔,水平井技术是实现该区有效开发的重要手段。从分析三塘湖致密油水平井钻井难点出发,开展了以井身结构优化及剖面设计、个性化钻头优选、低成本高效轨迹控制、提高水平段储层钻遇率及优质高效钻井液等关键技术为核心的攻关研究,形成了适应三塘湖致密油水平井优快钻进的配套技术系列,并在芦101等5口井进行了成功推广应用,提速效果显著。     

长水平段水平井钻井技术难点分析及对策

长水平段水平井拥有直井和一般水平井无法比拟的技术优势。然而由于其水平段较长、钻遇岩性的复杂多样、钻井液和钻具与地层接触时间长等因素使得在钻进和固井过程中存在很多技术难题。为提高长水平段水平井的钻井技术水平,首先对钻进和固井中的技术难题做了归纳总结,再对不同的技术难题做了原因分析,认为长水平段水平井的钻进技术难题主要由水平段过长造成,而固井技术难题主要是由水平段延伸方向与套管和水泥浆的重力方向垂直或近似垂直造成;最后结合现场实践提出了优化井眼轨迹,优化钻井液、水泥浆性能,优化钻进、固井工具组合,优化套管下入方法等技术措施,提高了钻进效率和固井质量,对今后长水平段水平井的钻进和固井施工有一定的指导作用。     

页岩气长水平段水平井井眼轨迹控制技术

利用长水平段水平井提高单井产量是页岩气开发的发展趋势,涪陵页岩气田开发调整阶段将超长水平井作为增产提效的主要措施之一。但随着水平段的增加,钻井技术挑战进一步加剧:长裸眼水平段延伸极限预测难度大、井筒净化困难、摩阻扭矩大、井身剖面优化难度大、轨迹控制难度高。为此,本项目通过井眼轨道优化设计、极限延伸能力预测分析、钻具组合优配、降摩减阻技术配套和井眼清洁技术配套,形成了页岩气长水平段高效轨迹控制技术体系。形成的研究成果指导了焦页2-5HF和焦页30-5HF井的定向钻井工程实践,创国内长水平段纪录。     

长水平段水平井机械水力延伸能力研究

依据刚杆模型和油气井流体力学理论研究了机械承载能力和钻井水力参数对水平段极限延伸长度的影响,计算了相应的水平段极限延伸长度值,并给出了合理解释。研究表明,水平段极限延伸长度受摩阻扭矩和循环压力损耗的双重制约,其值随地层破裂压力和钻井液润滑性的提高而增加,随钻井泵排量和钻井液密度的增加而减小。因此,为满足长水平段水平井作业的需要,应尽量选用低密度、润滑性良好的钻井液,并配合大功率的顶驱装置,在较低的排量下施工。     

长水平段水平井高效钻井关键技术研究

长水平段水平井钻井技术是致密油气开发的重要技术保障。但是,长水平段给钻井带来了设备与钻具的选型、井眼轨迹控制、钻井提速等难题。大港油田实施的长水平段水平井G1701H井,创造了大港油田5 000 m以上水平井钻井周期最短、机械钻速最高、钻机月速最高、水平段最长"四个之最"的记录。因此,本文以本井为例,从钻前预测、实钻过程两个阶段阐述了长水平段水平井钻井关键技术。本文的研究将为同类型长水平段水平井高效钻井提供了理论指导和技术支持。     

长水平段水平井钻井技术在ZC1井的应用

ZC1井是一口长水平段水平井,目的层为长6储层。针对长6储层埋深浅、水平段和裸眼井段长、井眼清洁困难以及井壁稳定困难等技术难题,应用胜利油田发展成熟的长水平段水平井钻井关键技术,主要包括长水平段水平井井眼轨道优化设计技术、基于井斜趋势角的钻具组合优选技术、摩阻扭矩实时监测技术、井眼轨迹控制技术、保持井眼清洁和高效润滑的钻井液技术以及地质导向技术,实现了长6储层的有效开发,同时也验证了长水平段水平井钻井技术的可靠性和先进性。该钻井技术的应用为ZB区块油田后期成功开发低渗低孔油气藏提供了宝贵的技术经验。     

川西浅层气藏小井眼长水平段水平井钻井技术

小井眼长水平段水平井是开发低渗低效油气田的有效途径之一.介绍什邡104-2HF井储层特征,分析该井的钻井技术难点,对井身结构和井眼轨迹进行了优化设计.实钻过程中,采用了大井眼侧钻技术、待钻井眼轨迹优化技术及小井眼井眼轨迹控制技术,提高复合钻进比例和钻井效率,确保井眼轨迹平滑和地质中靶,井身质量良好.文章介绍的小井眼长水平段水平井钻井技术在该地区具有一定的推广价值.     

漂浮下套管技术在川西长裸眼水平井的试验

川西地区新场构造沙溪庙为目的层的二开制水平井有垂深浅、二开裸眼段长、水垂比大、轨迹上翘等特点,多次通井及调整钻井液性能后,套管下入摩阻仍大于全管柱油层套管有效重量;过大的摩阻导致中性点以下的管串屈服强度不足而发生屈曲,造成附加阻力,给套管下入带来困难,严重影响了施工进度。针对上述难题,文章建立了下套管力学模型,分析了漂浮下套管的影响因素;从工具结构、工艺流程方面分析了全通径漂浮下套管技术的技术特征与使用条件,优化设计了川西长裸眼水平井全通径漂浮下套管工艺。在川西5口水平井进行了试验应用,应用情况表明,全通径漂浮下套管技术安全可靠、经济环保、施工效果明显,极大减少了套管下入摩阻和钻塞工作量,有效解决了套管下入的难题及后续储层改造的需求。     

对长水平段水平井钻井技术的几点认识

为进一步明晰长水平段水平井与大位移井及常规水平井的差异,探讨相关钻井技术发展思路,进行了长水平段水平井技术特性分析。经分析、对比,认为三者之间的主要区别为:长水平段水平井重点解决的摩阻扭矩问题在常规水平井中不突出;其主要技术目标和形态特征是“相对较长”的水平段,但很多情况下不属于大位移井定义的范畴;相关钻井技术主要关注井斜角为86°以上“长”井段的作业能力,有别于大位移井以水平位移为目标的钻井完井能力。基于上述认识,提出了可表征长水平段水平井形态特征的初步定义,并从完善钻井设计基础理论、创新长水平段提速工艺和经济钻进模式等方面给出了详细建议。      

北美页岩油气长水平段水平井钻井实践与启示

在低油价压缩成本和提高油气单井产量的双重压力下，通过增加水平段长度已成为北美页岩油气公司降本增效的重要突破口。北美页岩油气生产商采取了一系列技术措施提高长水平段水平井钻井效率，降低了单位英尺作业成本，取得了较好的经济效益。通过调研北美页岩油气长水平段水平井钻井现状，分析了主要油气公司采用的关键钻井技术，包括井身结构优化设计、超大规格钻机、定向工具、钻井液、下套管技术等，结合我国页岩油气水平井钻井现状及技术需求，提出了长水平段水平井钻井技术发展建议，旨在为我国页岩油气增储上产、降本增效提供借鉴。     

金平1井浅层长水平段水平井钻井技术

长水平段水平井可增加油气藏的裸露面积，显著提高边际油气藏的综合开发效益。为了检验前期研究成果，进一步丰富完善长水平段水平井钻井技术，决定部署一口阶段试验井——金平1 井。在剖析该井施工难点的基础上，重点阐述了其井身结构与井眼轨道优化设计、大井眼浅层定向、井眼轨迹控制、钻具组合优化、安全钻进等关键技术，通过对水平段摩阻扭矩的理论与实际分析对比，保障了现场施工的顺利进行。该井的成功完钻，积累了大位移及长水平段水平井钻井技术经验，并创造了胜利油田3 项技术指标，位垂比达到了2.803，是当时国内陆上油田位垂比最大的一口井。     

河南油田页岩油长水平段水平井钻井实践

河南油田泌阳凹陷泥页岩油气藏储量丰富,是下一步河南油田的替代资源。水平井钻井技术是当前页岩油气开发的主流技术,应用水平井钻井技术,结合水力压裂技术能够实现致密页岩油气藏的商业开发。以泌页HF1井为例,从井身结构与井眼剖面设计、轨迹控制技术、钻井液技术和固井技术等方面介绍了河南油田页岩油长水平段水平井钻井施工中的关键技术,为类似区块应用水平井技术开发致密页岩油气藏提供技术借鉴。     

低孔低渗气田长水平段水平井钻井技术

通过理论研究和现场试验,以国内现有钻井装备条件为基础,形成了包括井眼轨迹控制技术、电磁波随钻测量技术、无固相钻井液技术和欠平衡钻井技术的长水平段水平井钻井配套技术,并在大牛地气田DP4、DP5、DP6等3口井进行了应用.实践表明,充气全过程欠平衡钻井技术提高了大牛地气田机械钻速,达到了在钻井过程中保护油气层、及时发现油气层和提高单井产量的目的.总结了长水平段水平井井眼轨迹控制的基本方法,提出了其他相关技术的发展建议,对于高效开发低孔低渗油气田具有重要的指导作用.