磁导向钻井技术在井眼重入中的应用

在储气库库址筛选评价中发现某些生产老井,由于卡钻、钻具落井等历史原因,存在弃置裸眼钻穿储气库盖层的现象,为了建库安全,需要对其裸眼进行有效封堵。但由于井下钻具与周边套管对测量工具存在严重的磁干扰影响,常规方法不能有效封堵裸眼。为此,通过救援井重入裸眼固井封堵的方式,利用国内自主研制的首套主动磁测距系统计算出两井眼的空间距离,搭配陀螺测斜仪校正救援井的方位,反演出两井眼的空间位置关系,引导救援井重入裸眼,完成冲探、封堵作业。结果表明：(1)救援井重入裸眼方案具有可行性和操作性,可通过无线随钻测量系统接近老井、磁测距定位逼近、轨迹伴行跟踪、连通重入裸眼4个阶段实现对救援井轨迹的精准控制;(2)通过轨道优化调整、岩屑识别及元素分析、钻具组合优选及钻井参数优化等多项技术手段,现场顺利实现裸眼重入;(3)国内首套主动磁测距系统可满足井眼重入轨迹的精度要求,磁导向钻井技术在储气库复杂弃置井眼的重入封堵领域得到了成功应用。     

主动磁测距技术在裸眼落鱼井中的重入试验

主动磁测距技术通过对井中套管、落鱼等施加一定的激励,使套管、落鱼等产生相应的磁场强度,探测目标井套管或落鱼的管柱与新钻井眼的距离及相对位置关系来实现井眼连通,在原油泄漏井、井喷失控井等救援方面有重要应用价值。文章介绍了国内自主研发的主动磁测距技术在储气库贯穿盖层及储气层的落鱼废弃井眼中的重入试验,拓展了磁测距技术的应用领域。针对废弃井眼井斜角度大,盖层上部有长段留置钻具的情况,设计新井眼轨迹为渐进探测段、试碰段、回填侧钻伴行段、重入段,并制定了基于主动磁测距技术的轨迹控制要求,对可能出现的复杂情况制定了配套技术措施。该技术在南堡1-29储气库12-198井中进行了现场试验,新钻井眼成功进入废弃井眼,验证了自主磁测距技术在裸眼落鱼井中重入导向的可靠性,其轨迹设计及探测方法、作业流程可为同类型井的应用提供技术借鉴。     

地下储气库多井眼重入封井技术研究及应用

老井封堵改造是储气库建设的基础核心工作,多井眼老井主要特征为同一井筒内有多个井眼,封井工艺复杂度更高,亟需一种快速可靠的封井手段。通过系统分析多井眼老井封堵面临的相邻井眼干扰、井眼状况不明、轨迹预测不准、测深存在偏差等技术难点,提出了基于国产无源磁导向工具的救援井防碰、测距、轨迹控制、录井技术一体化解决方案。在冀东油田海上储气库2口不同井况多井眼老井进行了现场试验,均顺利完成重入封井目标。该技术方案为储气库多井眼封井提供了完备的解决思路,具备良好的推广应用价值。     

基于邻井距离测量误差的救援井磁测距工具优选方法

为了确保能在可探测的前提下选用测量精度更高、作业风险更小的磁测距工具探测事故井,进行了救援井与事故井相对距离测量误差计算。由于“梯形”误差模型无法与井眼轨迹误差相耦合,通过协方差传播率,建立了磁测距工具测量误差模型。将磁测距工具测量误差与井眼轨迹误差相耦合,可得到磁测距工具工作平面内的总协方差矩阵,进而给出由总协方差矩阵确定的误差椭圆和救援井磁测距工具的优选方法。实例计算结果显示,救援井当前井底与事故井相距7.41 m时,磁测距工具测量误差椭圆长、短半轴长度分别为1.26 m和0.33 m。测距作业后,救援井继续钻进,当两井相对距离为6.68 m时,推荐使用Wellspot工具;当两井相对距离为5.21 m或2.07 m时,推荐使用RGRⅠ工具。研究结果表明,测距作业后,随着救援井继续钻进,两井相对距离的减小趋势大于两井相对距离测量误差的增大趋势;当磁测距工具探测范围完全包覆两井相对距离测量误差椭圆时,可以选用作业距离更小、但测量精度更高的磁测距工具。      

安塞低渗油田水平多分支井钻井技术

针对安塞油田低渗透油藏地质特征,结合分支井开发方式的适应性及其技术特点,通过对分支井井身结构优化、钻头选型、轨迹控制、分支井眼侧钻、地质导向、摩阻扭矩分析等技术的研究和应用,成功完成了安塞油田第1口水平多分支井-杏平1井。该井完钻井深5068 m,水平位移1574.22 m,主水平段长1203 m,水垂深比1.16。在只能使用常规钻井设备及导向工具等难题下,成功采用低边侧钻技术在主水平段内侧钻了7个分支井眼,分支井眼总长2300m,累计打开目的储层3503 m,并实现了多次重入钻井,初步形成了适合安塞油田地质特点的分支井钻井技术。     

煤层气多分支水平井分支井眼重入筛管完井技术

为了解决煤层气多分支水平井分支井眼因重入困难、不能下入筛管、无法实现筛管完井的问题,研制了空心结构的筛管完井重入引导工具,优选了煤层气多分支水平井完井方式,给出了分支井眼重入筛管完井施工步骤,形成了煤层气多分支水平井分支井眼重入筛管完井技术。该技术在沁试12平1井的现场试验结果表明,对比重入引导工具与钻进时MWD测得的井眼轨迹数据可判断是否重入成功,筛管能顺利通过筛管完井重入引导工具下至分支井眼,实现分支井眼筛管完井。研究结果表明,煤层气多分支水平井分支井眼重入筛管完井技术,解决了煤层气水平井分支井眼无法重入、不能实现筛管完井的问题。      

页岩油原位开发小井间距水平井钻井模拟实验初探

原位开发是一种环保、经济的页岩油开发模式,期望被用于中低熟度页岩油开发。由于开发需要,井间距宜控制在6～10 m之间,井眼轨迹误差率需控制在5%以内,目前,常规钻井技术还不能满足这样的高精度防碰要求。文章基于磁测距技术现状,在地质导向技术的基础上,结合“U”型穿针磁测距技术及双水平井磁测距技术进行标准井、水平井的井眼轨迹控制,提高防碰精度,形成适用于页岩油原位开发小井间距钻井技术方案,并搭建了页岩油原位开发小井间距磁测距模拟实验装置进行地面物理模拟实验。实验结果表明在井间距3～6.5 m范围内,“U”型穿针磁测距和双水平井磁测距技术获得的井眼间距误差均小于5%,基本满足页岩油原位开发小井间距钻井需求,为原位开发页岩油提供了技术思路,具有指导意义。     

南堡13-1706大位移井钻井技术

冀东油田南堡滩海油田受端岛面积限制,需要部署水平位移大于3 000 m的大位移井开发。针对大位移井钻井施工中存在摩阻扭矩大、轨迹控制难、循环泵压高、井眼清洁难度大、长裸眼井壁失稳、深部井段定向托压等技术难题,开展了人工端岛大位移井钻完井技术研究。通过对井眼轨道优化设计、装备升级改造,提升大位移井井眼延伸极限,利用Landmark软件对摩阻扭矩、钻井参数进行分析,研究了KCl抗高温钻井液复配新型固壁剂和封堵剂强化钻井液封堵能力及套管安全下入技术。采用井眼轨迹控制、降摩减扭、优化钻井液、套管安全下入等常规技术的优化和集成应用,成功实施了大位移井南堡13-1706井。该井完钻井深6 387 m,最大井斜83°,水平位移4 941 m,为水平位移大于4 500 m的大位移井钻井实践积累了经验,为加快南堡滩海中深层油藏的勘探开发提供了技术支持。     

海上救援井设计关键技术分析

随着中国海油挺进深水战略的实施,深水井必须具有完整的备用救援井方案,但国内尚没有海上救援井设计作业的相关规范指南及经验,因此需要对救援井设计、作业的关键技术进行研究与分析。在对比分析救援井和常规定向井区别的基础上,认为救援井设计的技术难点在于测距、连通及压井作业,开展救援井作业时机、救援井数量确定和井口位置选择等基本设计,救援井测距定位方案、连通方案、井眼轨迹设计及定向作业等中靶设计,以及救援井压井作业等关键技术分析,总结各关键技术的具体实施细则,可为海上救援井设计及作业提供参考与指导。本文部分研究成果已在南海LW21-1-1井等深水井的备用救援井方案设计中获得成功应用。     

TH302三维变方位大斜度井钻井技术

TH3 0 2井是本东油田第一口三维大斜度井 ,完钻井深 3 85 4.0m ,井底水平位移 1 5 85 .6m ,最大井斜角 87.82°。井斜大、变方位对井眼轨迹控制及井下安全提出了很高要求。通过在轨迹控制、摩阻与扭矩、井眼净化等方面采取合理严格的技术措施 ,顺利完井 ,为开发本东油田提供了一些宝贵的施工经验。     

文23-6J救援井挤水泥技术

文23-6J救援井是华北油田引进英国科学钻井公司(SDI)磁性距离修正技术,对文23-6X井进行封堵的一口救援井,如果文23-6X井封堵成功,就能在文23气藏建一个有效库容7.93×108 m3、工作气量3.9×108 m3的储气库。文23-6X井是2005年的事故井,井内有近2 300 m落鱼,由于长期的浸泡井下情况复杂,虽然SDI的技术先进,到井深2 588 m后,因没有了落鱼,失去了磁性测量目标,仅在钻井过程中5次与文23-6X井相交汇,没有实现全部贯通,在交汇处分8次注73 m3水泥浆进行封堵。为确保文23-6x井的封堵效果,在救援井下套管固井后,第一次选用了定向定面复合射孔技术,应用超细水泥浆体系,对34#和29#砂层进行射孔挤水泥,经过负压37.84 MPa地层测试封堵效果良好,达到了储气库建设标准要求。     

长裸眼大斜度多目标定向井钻井技术

河南油田在张店地区首次部署了张 110 2井、张 13 0 1井 2口长裸眼、大斜度、多目标定向井,井深 2 4 3 0~2 5 0 0m,最大井斜达 72°,对钻井中靶精度要求高,钻井施工难度大。介绍了 2口井的地质设计、工程设计、井壁稳定、轨迹控制等内容。2口井的井身剖面均设计为五段制,其中张 13 0 1井剖面为直增增增稳;张 110 2井剖面为直增稳增稳,钻具组合均采用双扶正器短钻铤钻具结构。采用聚合物低固相不分散强抑制钻井液体系,并实施屏蔽暂堵技术保护油气层,为今后开发类似油藏提供了成功的钻井经验。     

顺北56X特深水平井钻井关键技术

顺北56X井是部署在顺北V号条带的超深重点风险预探井,钻井过程中面临二叠系和志留系易漏失、奥陶系破碎地层井壁稳定性差、奥陶系桑塔木组易井斜、井眼轨迹控制难和储层钻遇裂缝带气侵等技术难点。为此,针对二叠系、志留系和奥陶系的地质特征,选用防漏堵漏钻井液和高温强封堵油基钻井液,并制定相应维护处理措施,有效预防了二叠系和志留系的漏失,保障了奥陶系的井壁稳定;应用“大扭矩螺杆+垂直钻井系统”防斜打快技术,实现了直井段的防斜打快;通过优化井眼轨道、采用工具面快速调控工艺、配套高温随钻测量技术和制定井眼轨迹技术方案,使该井井眼轨迹与井眼轨道符合度高,实现准确中靶;利用“微过平衡密度+简易控压”钻井技术,解决了储层钻遇裂缝带气侵的问题。顺北56X井钻井过程中未出现井控风险,准确中靶,顺利钻至井深9 300.00 m（垂深8 087.94 m）完钻,成为我国目前最深的水平井,同时也是目前亚洲陆上最深的水平井。该井安全成井,表明我国具备了钻特深水平井的能力,可为中国石化“深地一号”工程顺北特深层油气藏勘探开发提供技术支撑。     

复杂地层双目标深井定向钻井技术

茨竹1井为川东高陡构造带上主探长兴生物礁和石炭系的双目标、大水平位移、定向深井,井身剖面为"直-增-稳-降-稳"五段制"S"形井眼。完钻井深5625m、水平位移1235.70m。文中详细介绍了复杂条件下上部地层钻井工艺技术、井身轨迹控制技术及安全钻井工艺技术,克服了地层倾角大、垮塌严重、地层硬、产层埋藏深、水平位移大、长段取心作业、中途加深设计井深、钻遇罕见溶洞性6个漏层等困难,准确命中双靶,井身质量优良。     

靖平2井钻井技术

靖平2井是长庆石油勘探局独立完成的第1口水平井,由于该井优化井身结构,简化施工程序,造斜点低,靶前距短,水平段长,施工难度大,因此采用了防斜快钻技术。详细介绍了靖平2井的地质情况与井眼轨迹设计,斜井段轨迹控制方面的难点、要求和措施,给出了取得的技术成果和几点建议。     

张28井大斜度三靶定向钻井技术

张28井是河南油田在张店地区首次部署的大斜度定向井,斜深3034m．垂深2491m,水平位移926m,最大井斜角74．9°,对钻井中靶精度要求高,钻井施工难度大．介绍了该井的地质、工程设计以及钻井过程中的井眼轨迹控制、井眼清洁和井下安全技术措施等内容,为该地区同类型井的钻井施工提供借鉴．     

汪深1-平1井轨迹控制技术

汪深1-平1井是大庆油田一口深井水平井,完钻井深4205m,水平段长1009．51m,因地质原因2次填井侧钻,施工中轨迹控制难度加大。直井段4,311．1mm井眼采用大尺寸塔式钻具组合既可以控制井斜,又能释放钻压;造斜段做好二次剖面设计及施工预案,优选螺杆度数,使实钻轨迹尽量接近设计轨迹;水平段施工做到滑动钻进和复合钻进的合理分配．尽量使轨迹平滑。侧钻选用1．5°单弯螺杆,摆好工具面后小钻压侧钻,同时取砂样分析水泥与岩屑比例,水泥量减少后逐渐加压．禁止启动转盘。该井轨迹控制及2次成功侧钻为该地区水平井施工提供了借鉴。