华H50-7井超4 000 m水平段套管下入研究与应用

长庆油田华H50-7井完钻井深6 266 m,水平段长4 088 m,是目前亚洲陆上水平段最长的致密油井,针对该井套管居中难以保证和下入难度大等难题,结合井内实际工况,基于居中度分析计算模型,采用4种安放方式开展了套管居中分析研究.分析结果推荐水平井段1根套管安放1个?210 mm刚性扶正器,可确保套管下入过程居中效果...     

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.     

苏里格致密气藏超长水平段水平井钻井完井关键技术

针对苏里格气田致密气藏超长水平段水平井钻井完井过程中循环泵压高、摩阻扭矩大、机械钻速低、井眼清洁困难、完井套管柱下入困难等问题,分析了超长水平段水平井钻井完井技术难点,进行了高效钻具和钻井设备优化配置、井眼轨道设计和井眼轨迹控制、水平段钻井提速和清洁,以及旋转导向钻井、强抑制润滑性水基钻井液和"旋转引鞋+套管"漂浮下入...     

致密油1500m长水平段水平井井身结构优化设计

目前,国内水平段长度超过1500m的水平井,由于裸眼段长、钻完井摩阻扭矩大,存在漏失与坍塌等复杂层段、钻井风险高等因素,均采用下技术套管封固复杂层段、降低钻完井摩阻的三开井身结构。与二开井身结 构相比,三开结构套管层次多、钻井周期长、钻完井成本增加30％以上。为降低长庆致密油开发成本,开展由三开简化为二开的井身结构优化设计研究,研发的强抑制低摩阻复合盐钻井液体系,解决了裸眼复杂层段的漏失与坍塌,提高了井壁稳定性;开展钻完井摩阻扭矩计算分析及降摩减阻技术研究,降低钻完井过程中的摩阻扭矩,国内首次实现1500m长水平段水平井采用二开井身结构的安全钻完井,钻井周期由原来52.1d缩短至24.7d。     

国内3 000 m长水平段水平井钻井实例与认识

超长水平段水平井技术已经成为低渗透、非常规油气资源开发的重要技术保障,国内已钻成了多口3 000 m及以上长水平段水平井。由于水平段过长,导致摩阻扭矩大、井眼轨迹控制难、井眼清洁困难、钻压施加难、井壁稳定性差等问题。针对这些难点梳理了3 000 m及以上长水平段水平井钻井的关键技术,包括井眼轨道优化设计、井眼轨迹控制、钻井液性能提高、降摩减阻和“一趟钻”等。在此基础上提出了3 000 m长水平段水平井技术发展方向,以助于提高该技术的应用效果和技术整体水平。     

长庆气区储气库Y37-2H井长水平段钻井技术

鄂尔多斯盆地长庆气区Y37-2H井（完钻井深5 044 m,水平段长1 819 m）是国家储气库项目榆林储气库的第一口注采试验水平井,储气库的建设需要注采井不仅要达到强注强采（50×10⁴～100×10⁴ m³/d）的功能、还要满足长寿命（50年）要求。为此,在分析该区气井生产情况的基础上,采用Φ215.9 mm井眼钻长水平段并下Φ139.7 mm筛管完井方案来保障注采井强注强采功能;优选长半径水平井剖面,应用先进的随钻地质导向技术跟踪储层并控制水平段井眼全角变化率小于等于4°/30 m,满足了固井下套管对井眼轨迹的质量要求;应用水力振荡器在钻井液流过时产生的压力脉冲带动钻具产生温和振动,将钻具与井眼之间的静摩擦转换为动摩擦,有效地降低了摩阻和扭矩,改善了钻压传递,提高了水平段滑动钻井机械钻速和进尺;采用的无土相复合盐低伤害暂堵钻井（完井）液体系既能满足保护山₂³储层,又能满足长水平段润滑防卡和泥岩防塌的需要。该井的顺利实施,为长庆气区超大库容的储气库建设奠定了基础。     

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。      

玛湖致密砂砾岩2 000 m水平段水平井优快钻完井技术

准噶尔盆地玛湖斜坡百口泉组致密油为新疆油田公司新发现的大油区,在探索长水平段水平井开发过程中,面临砂砾岩地层可钻性差,地层井壁失稳垮塌严重,漏失复杂情况多,平均单井漏失173 m3,水平段机械钻速仅2.06 m/h,固井难度大等问题。针对以上难点,重点开展了井身结构及井眼轨迹优化、EVOLUTION?类油基钻井液、长水平段小间隙固井技术、砂砾岩难钻地层的钻头选型等钻井提速配套技术研究和实践。在玛131区块成功完钻了2口2 000 m长水平段水平井,钻井周期减少27.7%,下套管顺利,固井质量满足大型分段压裂要求,形成了一套适合玛湖地区致密油经济有效开发的钻完井技术。     

DP19井小井眼欠平衡长水平段水平井的钻井技术

DP19井是中国石油化工股份有限公司在鄂尔多斯盆地大牛地气田部署的第一口小井眼氮气泡沫全过程欠平衡长水平段水平井。该井为探索在小井眼条件下开发低压低孔低渗致密砂岩的自然建产潜力,设计水平段井眼尺寸为Φ152.4 mm,水平段长1 200 m。针对该井所面临的技术难点,在施工过程中采取了以下技术措施：应用了小井眼钻井、长水平段钻井、裸眼悬空侧钻、氮气泡沫钻井液、全过程欠平衡及地质导向等多项国内先进技术,在氮气泡沫钻井液条件下应用了英国GEOLINK公司生产的E-LINK MWD无线随钻测量仪器, 跟踪传递井底井眼轨迹参数和地层特性参数,使井眼轨迹能够安全有效地沿着目的层钻进;在地层自然伽马值稳定的井段,成功地实施2次裸眼悬空侧钻作业,保障了钻遇泥页岩夹层后井眼轨迹的顺利调整。多种先进适用技术在该井集成应用成功,为低效气藏的高效开发提供了新的工程技术手段和思路。