元坝陆相裂缝储层钻井技术

元坝气田地质构造复杂,多压力系统共存。陆相地层埋藏深、井段长、稳定性差、坍塌严重,自流井、须家河组地层压力高、裂缝发育、喷漏现象明显、井控风险大,且含砾石层,可钻性极差,同时还需兼顾海相储层的开发,井身结构复杂、井眼尺寸大、钻井施工难度大。通过多年来的探索与实践,总结集成了元坝陆相裂缝储层防塌、防漏堵漏、井控、钻井提速关键技术,有效地解决了技术难题。     

胜利油田老区调整井钻井井控技术

胜利油田老区由于经过长时间注水开发，地层压力紊乱，调整井钻井过程中常遭遇同一裸眼井段存在多套压力层系的问题 ，井涌井漏事故时有发生，加大了井控的难度。分析研究了胜利油田老区地层压力特征、调整井钻井过程中的出水外溢、井漏等复杂 问题，探讨了油田注水开发过程中地层压力异常的原因，分析了诱发地层出水的原因及危害，进而提出了所应采取的注水井关井停注 泄压、边溢边钻、压井、套管封隔等井控技术措施，实践证实了所用井控措施科学可行，为中后期油田老区调整井钻井井控提供了技 术经验。     

元坝124井超深井钻井关键技术

元坝地区地质因素复杂,存在陆相地层厚度大、砂泥岩互层频繁、可钻性差以及自流井组-须家河组地层超高压、压力窗口窄等特点,所钻井普遍存在溢流、井漏、垮塌等复杂和事故,机械钻速低,施工周期长。元坝124井是元坝地区的一口重点预探井,钻井过程中先后实践应用了气体钻井、控压钻井等多项新技术,创造了元坝区块钻井周期最短、机械钻速最高等多项记录。除了我国超深井自身气体钻井、控压钻井技术水平较以前有了大幅度提升外,下部陆相地层引进了Smith公司"孕镶金刚石钻头+涡轮钻具"技术、海相地层应用了"国民油井抗高温螺杆+贝克休斯高效PDC钻头"复合钻井,显著提高了机械钻速,有效缩短了该井钻井周期。该井平均机械钻速2.8m/h,钻井周期253.84d,是目前元坝地区钻井周期最短的一口。     

孕镶金刚石钻头+高速螺杆钻井技术在元坝陆相高研磨性地层的应用

元坝陆相高研磨性地层岩石硬度大、可钻性差,前期的技术攻关试验在钻头选型、钻井新工具、新技术的探索方面虽然取得了一些进步,但效果还不尽人意,仍然是元坝陆相高研磨性地层钻井提速提效的瓶颈。为此,在总结前期钻井施工经验的基础上,开展孕镶金刚石钻头+高速螺杆钻井技术研究,优选出适用于高研磨性地层的孕镶金刚石钻头和与孕镶金刚石钻头相匹配的高速螺杆,并在YB12-1H、YB102-3H井开展了现场试验,自流井组地层机械钻速达1.04 m/h,较前期施工井机械钻速提高了52.94%,上三叠统须家河组机械钻速达1.18 m/h,较前期施工井机械钻速提高了73.53%,共计节约钻井周期46.35 d,节约钻井成本309.28万元,提速提效取得了显著成果。研究试验认为,该技术为元坝陆相高研磨性地层实现钻井提速提效寻求了一种新的途径。     

南海C区块高温高压气井井控技术

为确保南海C区块高温高压气井钻井过程中的井控安全,针对存在的地层压力高且复杂、地层温度高、钻井液安全密度窗口窄、高密度钻井液性能维护困难等井控技术难点,制定了实时检测溢流、控制溢流量,压井时逐渐提高压井液密度,防止发生井漏,钻井液降温和性能维护,井下溢漏共存处理等技术措施。防止井漏的技术措施包括提高地层承压能力和钻井液的封堵性、优化井身结构、控制井底循环当量密度、阶梯开泵、简化钻具组合及控制下钻速度等。南海C区块30余口高温高压井在钻井过程中采取了制定的井控技术措施,未发生井控事故。这表明,采取所制定的井控技术措施可以确保南海C区块高温高压气井的钻井井控安全。      

元坝气田超深小井眼侧钻技术浅析

元坝气田超深小井眼侧钻点井深超过6 000 m,施工中面临小钻具抗拉抗扭能力弱;泵压高、循环排量小,上返速度低,携砂困难;小螺杆、小钻具定向难度大;井温超过150 ℃、钻井液液柱压力超过135 MPa,对定向仪器和工具要求高;卡钻风险大等技术难题。为此,通过优化井身结构设计、优选开窗侧钻点、采用抗175 ℃高温及抗172 MPa的MWD定向仪器+螺杆钻井技术、优化钻具组合、精确控制钻井参数等侧钻关键钻井技术措施,并将其成功地应用到YB272-1HC井、YB10-3C井、YB27-1HC井等超深小井眼开窗侧钻施工作业中。结论认为,通过现场实践形成的进行超深小井眼侧钻配套技术为今后类似侧钻井施工提供了较高价值的应用参考。     

元坝气田海相超深水平井钻井技术

元坝气田长兴组气藏储量巨大,但由于气藏埋深接近7000m,面临地层压力系统复杂、井底温度高、陆相下部地层常规钻井机械钻速低、超深小井眼钻井提速难度大、深部井段钻井液维护困难等诸多技术难题。针对超深、地层压力系统复杂、岩性及流体分布情况复杂等钻完井工程难题,明确了不同井区必封点深度,优化了套管设计方案,形成海相超深井五开制井身结构方。根据工程地质特征,结合现有钻井技术手段,陆相上部地层应用气体钻井技术,下部地层采用扭力冲击器、复合钻井和涡轮钻井提速,海相地层采用PDC钻头复合钻井技术,斜井段采用螺杆滑动定向和复合钻进,配合使用抗高温低摩阻钻井液,形成了元坝超深水平井全井段钻井技术体系。应用于12口海相开发井,提速效果显著,能够满足元坝气田高效开发的需要。     

井1施工过程井控险情分析与认识

在钻井施工中,应将井控工作贯穿于始终,落实好每一个环节的风险管控,将各项井控措施落到实处,才能确保安全施工。本文将井1施工过程中发生的气侵、水侵、溢流等情况进行了分析,总结了经验和教训,以便使有关人员提高井控意识,安全科学地进行施工。     

肯基亚克盐下钻井井控技术难点及对策

哈萨克斯坦肯基亚克油田盐下所在区域地质条件复杂,地层可比性差、地质卡层困难,下二叠统、石炭系为活跃油气层,孔隙裂缝发育,地层压力与漏失压力接近,安全密度窗口小,钻井井控风险高。本文通过区块地层压力和井控技术难点分析,提出钻井井控对策,并在H8089井成功应用,为该区钻完井施工提供技术支持和可贵经验。     

涩北一号气田钻井技术难点及对策

涩北一号气田地层胶结程度差、异常松散,井壁稳定性差,钻井过程中易发生缩径、井漏、井涌、甚至井喷等事故,钻井液密度控制难度大,钻井周期长等困难,严重制约着钻井工作的顺利进行。针对这一情况,通过优化钻井方式和井身结构,井漏的预防,井漏的处理,水泥浆体系完善,固井工艺的优化以及加强施工过程管理等对策,使涩北气田钻井工程质量实现了新的跨越,井控安全工作得到了有效保障。     

普光“三高”气田安全钻井技术

普光气田是我国迄今为止发现的最大的酸性整装气田,具有井深超深和高含硫、高压、高产特性,且地质环境异常复杂。为了安全、高效开发该气田,进行了持续的技术攻关。在综合考虑地质、井控、固井质量、开发寿命及钻井成本等诸多因素的基础上,优化了井身结构设计;通过研究形成了高抗挤、耐腐蚀、适用于高压气井的管材优选技术;针对超深、多套压力系统和复杂层位共存于同一裸眼段内,钻井液安全密度窗口窄,易发生喷漏同存,以及“三高”气田井控风险大的情况,高标准地配备了井控装备和防喷工具,制定和采取了一系列有针对性的井控特别管理措施;针对裸眼段长、温差大、安全密度窗口窄、间隙小、压稳与防漏矛盾突出、防气窜难度大、顶替效果差等固井难题,采用了分段压稳设计,优选了水泥浆体系,优化了浆柱结构,形成了一套适合超深“三高”气田的综合固井工艺技术。普光气田通过综合应用“三高”气田安全钻井技术,实现了安全钻井,提高了钻井速度,保证了固井质量,确保了气井长期安全生产。      

元坝1井钻井设计与施工

元坝1井是中国石化在川东北地区元坝区块的一口区域重点探井,完钻井深7 170.71 m,完钻层位为上二叠统长兴组.该井侧钻后对飞仙关组地层酸压测试获得50×104m3/d的产气量,标志着元坝区块油气勘探取得重大突破.该井在钻井过程中存在地层易漏失、陆相地层可钻性差、地层压力预测及检测准确性差、钻井周期长、气层申富含HzS(井控工作压力大)等技术难题.为此,该井采用了以Ф273.1 mm套管为主要技术套管的井身结构,应用了气体钻井技术和复合钻井技术来提高机械钻速,优选及研制了适用地层特性的钻头及聚合物磺化防塌钻井液体系,确保了该井顺利钻至设计井深.详细介绍了该井工程设计,现场施工及钻井新技术的应用效果.元坝1井的成功,对于加快南方海相地区钻井速度、提高勘探成功率,将起到重要的指导和借鉴作用.     

川渝气田深井和超深井钻井技术

20世纪70年代以来，通过组织科技攻关和新技术试验，取得了一系列重大技术成果，发展了一整套适合四川盆地碳酸盐岩裂缝性气藏地质特点的天然气配套钻井技术；全面开展了以提高机械钻速为中心的钻井新技术配套攻关试验和推广应用，深井钻井速度不断提高。然而，深井钻井速度低、成本高的问题仍严重制约着川渝气田天然气勘探开发的快速发展。20世纪90年代末以来，企业深化改革和油气勘探开发的发展，推动四川盆地深井钻井技术进入了快速发展的新时期，在欠平衡钻井、气体钻井、水平井钻井和深井钻井提速等重大项目的科技攻关与钻井新技术及新装备的集成配套推广应用等方面，取得了一系列成果和突破。针对川渝地区复杂地质条件和油气勘探开发的要求，提出应继续开展对井漏、高含硫气井钻井完井、深井固井等技术研究。加强高端钻井装备与工具的引进和配套开发，不断发展四川气井井控技术，以满足川渝气田地区深井钻井日益复杂的井控技术要求。     

元坝气田超深高含硫气井测试及储层改造关键技术

四川盆地东北部元坝气田具有高温、高压、高含H₂S特性,储层埋藏深且非均质性强,由此带来了测试工艺复杂、储层改造困难、井控安全风险大等困难。在元坝超深高含硫气井测试实践中,逐步形成了材质优化选择、一体化管柱多功能APR测试、多级压力控制、测试制度优化、快速返排、井控工艺、堵漏压井工艺、地面流程安全控制技术及海相储层改造工艺技术,从而满足了元坝气田“三高”气井试气的需要。现场应用结果表明,已施工完的16口井55层,获得工业气流14口井23层,未发生一起安全事故,有效保障了元坝气田勘探的顺利进行,取得了安全、优快、环保的工作效果和重大社会经济效益。     

火山岩复杂地层控压钻井技术应用

火山岩地层存在地层硬、研磨性强、岩石可钻性差和裂缝性漏失等客观条件,严重制约了火山岩的勘探开发。KLML气田前期钻探工作中,钻井遇到了3个突出难题：频繁井漏、机械钻速低、井壁容易失稳。常规钻井工艺已不能解决这些复杂情况同时存在的情况,造成钻井工艺在油气勘探上的极大制约。控压钻井利用专用井口控制设备在井口产生一个回压,根据地层孔隙压力和地层坍塌压力等因素,精确调节节流阀的开启程度来改变井口回压的大小,从而改变井内钻井液当量密度的压力剖面。它具备防漏、防喷、提高机械钻速和防止井壁失稳等问题的技术优势,应用于KLML气田钻井实践证实：该方法在实践过程中有效防止了漏失和井壁不稳,同时较大幅度地提高了机械钻速。在复杂地层钻井中,控压钻井将成为不可缺少的重要手段。     

控压钻井技术在海上超高温高压井中的应用

南海莺琼盆地由于地质成因复杂,具有地层温度、压力高,压力台阶多、压力窗口窄的特点,导致该区域的钻完井作业常常会出现井涌、井漏甚至是涌漏同存复杂,造成该区域部分井的作业难点多、成本居高不下。而控压钻井能够精确控制井底当量密度,降低窄压力窗口井控、井漏风险,从而实现安全高效钻进,并且陆地高温高压控压钻井技术已在塔里木、四川等多个区块进行了应用,形成了一套成熟的技术体系。结合海上超高温高压X1井的实际情况,对海上超高温高压控压钻井从井底ECD、施工参数、应急井控3个方面进行作业设计分析。应用实践表明,该系统可通过控制回压的方式在海上高温高压井进行井筒动态承压试验、起钻、接单根作业,并可以精确监测井下溢流、井漏复杂,使得高温高压钻井风险降低、作业成本减少,为该系统在海上高温高压区块及深水高温高压区块的推广应用提供了借鉴。     

川西深井井下复杂情况及故障预防与处理

川西地区具有井深、地层温度和压力高、压力系统多等特征,钻井过程中存在一系列技术难题:地层裂缝发育,裂缝分布难以预测,井控风险很大,尤其是又喷又漏的复杂井控问题突出;地层岩性纵向上砂泥岩、页岩、碳质页岩、薄煤岩互层频繁,井眼稳定性差;深层岩石致密、可钻性差,钻井周期长。这严重影响了川西深层的勘探开发进程。为此,西南油气分公司开展了深井钻井提速活动,针对川西地区地质构造复杂、喷漏故障发生概率高的情况,坚持“以防漏为主,堵漏为辅”的原则,根据地层和钻具等情况,采取相应的技术措施;针对钻具失效故障频发的情况,制定了保证下井钻具质量、优化钻具组合和钻井参数等技术措施;针对套管磨损,制定了优化井身结构设计和套管选型、提高钻井液润滑性能、使用非金属防磨套、保证井身质量等措施。川西地区采取以上技术措施后,井下复杂情况及故障显著减少,故障预防和处理水平得到了提高。      

气体钻井集成技术在元坝地区陆相地层的应用

气体钻井技术是解决复杂地层井漏、水敏性坍塌、可钻性差、钻速慢、周期长等问题的重要手段。为此,从地质特征及钻井技术难点入手,分析了川东北元坝地区陆相地层气体钻井技术适应性,集成了泡沫钻井、空气钻井、空气锤钻井、干法固井、气液转换等气体钻井技术进行应用,形成了针对元坝地区上部陆相地层出水、井壁垮塌、易井斜等井下复杂问题的预防、监测和处理的钻井技术。气体钻井综合集成技术的推广应用,使深度在3 100 m以浅地层的钻井提速难题得到了较好的解决,应用井平均施工周期节约29.75 d,缩短36.52％,为川东北元坝地区陆相地层钻井的提速增效提供了重要技术保障。     

深水井控工艺技术探讨

海洋深水钻井中的井控,面临着海底低温、气体水合物、地层孔隙压力和破裂压力之间的安全窗口比较窄、井控余量比较小、压井/阻流管线较长导致循环压耗较大、深水地层比较脆弱等诸多挑战。针对深水井控中面临的难点,调研了深水钻井中井控设备的要求与配置,详细介绍了深水钻井中早期监测溢流的方法、深水井控的关井方式及压井方法、深水压井后防喷器"圈闭气"与隔水管气的处理,以及在深水钻井中预防水合物形成的措施,以保证深水钻井的施工安全。      

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南方海相地层高压气井的井控工艺有其独有的特点和难点，允许开展工作的压力窗口狭窄，能量足，喷势大，来势猛，失控造成的损失会非常严重。对既满又喷的地层可以采用堵满和提高钻井液密度压井相结合、待压稳后才继续后续作业的方法进行钻井施工。直放喷通道是气井井控的常备通道，长期关井和间歇放喷不利于井控安全，最好的办法是尽快压井。井控设备配套应在行业标准的基础上进一步强化，除了高压水密封试验外还必须进行高、低压气密封试验。压井需要较多的重钻井液储备和更复杂的工序。节流放喷期间应采取保温措施。