DP6水平井φ311.15mm井眼侧钻技术探

DP6井是华北分公司在大牛地气田布置的一口长水平段水平井。该井设计造斜点井深2510.00 m,在φ311.15 mm井眼内以平均4.85°/30 m的增斜率增斜钻进至A靶点,增斜钻进至井深3033.05 m时钻穿目的层至下部煤层。为了实现钻井目标,避免煤层坍塌的风险,决定采取上调靶点垂深、填井侧钻的补救处理措施。文章结合老井眼实钻轨迹情况,对侧钻工艺、侧钻点的选择、侧钻井眼轨迹调整、高井斜侧钻技术难点及采取的相应技术措施等进行了分析,对侧钻钻具组合、侧钻施工情况等进行了介绍。该井的成功侧钻为以后同类大井眼侧钻提供了现场经验。     

沁水盆地深部煤层气水平井定向钻进地质导向技术

沁水盆地内深部煤层地质构造较为复杂,对水平井定向着陆点控制及水平段钻进轨迹控制构成新的挑战,传统基于导眼钻进探查所得的目标层及紧邻相关层位地质特征数据及岩性判别等方法,难以满足实际定向钻进过程中精准轨迹控制,无法实现顺层钻进的要求。为了解决深井水平定向钻进控制问题,提出了一套适用于适用于深部煤层气水平定向钻进地质导向技术,通过前期谐振解析分析判断目的煤层地质构造情况,设计施工导眼获取目标地层参数,采用精准着陆技术和水平段地质导向技术完成钻井工作。该技术在沁水盆地武乡南区块WXN-T27-L1井试验应用,钻进水平段长708.00 m,煤层钻遇率达85.51%,显著提高煤层钻遇率、缩短钻井周期。     

徐深21-平1井轨迹控制技术

徐深21-平1井完钻井深4955 m。在火山岩储层中横向穿行905 m,井眼轨迹控制精度要求高,并在登二泥岩段岩石可钻性达8级的情况下裸眼侧钻成功,为后续施工奠定了基础。简述了井身结构及轨迹剖面设计,分析了井眼轨迹控制难点,详细介绍了增斜段、侧钻段、水平段井眼轨迹控制情况。该井的成功钻探,为该区块水平井施工积累了宝贵经验。     

小井眼侧钻技术在玛湖Ma20011＿H水平井的应用

小井眼侧钻技术是油田为了提高采收率和降低钻井成本的一种重要的钻井手段。Ma20011_H侧钻水平井由于在钻进过程中发生井塌,需要重新注灰进行侧钻,该井通过优选钻具组合并配合牙轮钻头,分析和优化新老井眼的轨迹设计,成功完成小井眼的侧钻施工,为今后同类井的施工积累了实践经验。     

超深大斜度井Ф177.8mm/Ф193.7mm尾管悬挂固井技术

元坝10-侧1井是中石化部署的一口勘探开发一体化井,该井原设计井深7150.0m,实际钻至长兴组循环测后效时油气显示较好,气测最高全烃68.40%,油气上窜速度29.36m/h。根据此井的油气显示情况决定采用回填导眼段,采取侧钻定向井开发长兴组优质储层,侧钻后井深增加至7273.0m,裸眼段增长至2045.0m,造斜段长达883.0m,全井最大井斜达到79.14°,井底位移668.46m。本井属于易漏失、超长封固段、小间隙尾管固井范畴,通过对悬挂器及附件的选型、强化下套管和钻杆技术措施、使用高效前置液、优选水泥浆体系等一系列措施解决了该井套管顺利下到位和固井技术难点。     

超深大斜度井(/O)177.8mm/(/O)193.7mm尾管悬挂固井技术

元坝10-侧1井是中石化部署的一口勘探开发一体化井,该井原设计井深7150.0m,实际钻至长兴组循环测后效时油气显示较好,气测最高全烃68.40％,油气上窜速度29.36m/h.根据此井的油气显示情况决定采用回填导眼段,采取侧钻定向井开发长兴组优质储层,侧钻后井深增加至7273.0m,裸眼段增长至2045.0m,造斜段长选883.0m,全井最大井斜达到79.14°,井底位移668.46m.本井属于易漏失、超长封固段、小间隙尾管固井范畴,通过对悬挂器及附件的选型、强化下套管和钻杆技术措施、使用高效前置液、优选水泥浆体系等一系列措施解决了该井套管顺利下到位和固井技术难点.     

川西气田超深大斜度定向井侧钻钻井技术

川西气田超深井PZ6-4D井由于直导眼井转大斜度钻井和井下复杂两次进行侧钻作业,根据已钻井眼井身结构和侧钻点地层岩性优选了侧钻方式,设计了技术方案和施工措施,采用"Φ236mm斜向器+Φ245mm复合铣锥"在井深4210m对Φ273.1mm套管和"Φ241.3mm混合钻头+Φ185mm1.75°单弯螺杆"在井深4310m对Φ241.3mm裸眼井段成功实施侧钻作业,并配合多层多增式井眼轨道优化设计技术和超深大斜度定向井定向钻井提速技术,综合形成了川西气田超深大斜度定向井侧钻钻井技术,该技术的成功应用可以有效指导今后川西气田钻井作业。     

鸭西区块深井小井眼安全快速钻井技术

鸭西区块是玉门油田近几年开发的主力区块,该区块井深在4000m以上,随着目的层专打和老井加深侧钻井的部署,小井眼井数量逐步增多。小井眼钻井有着井眼轨迹控制难度大、PDC钻头选型单一、循环压耗大排量受限、钻具风险高、完井套管下入难度大等技术难题,针对以上难题进行技术攻关,解决鸭西小井眼井段的安全钻进问题,降低鸭西小井眼钻井的复杂事故率,从而提高该区块的整体钻井速度,缩短钻井周期。     

新疆页岩气调查井准页2井钻井施工技术及问题探讨

准页2井是新疆国土资源系统首批施工的页岩气调查井之一。该井设计井深1700 m,实际完钻井深1617.18m,取心井段岩心采取率达到100%,工程质量完全满足地质要求。该井出气情况良好,钻井施工技术较为成功。从钻井设备的选择依据,井身结构,取心钻具、钻头的选择使用情况,钻进技术参数,钻井液的使用情况等方面详细介绍了准页2井的钻井施工技术。同时,对施工中存在的技术和安全施工的问题进行了必要的分析探讨。     

塔河南区块快速钻井钻井液技术

塔河南区块已成为西北分公司主体区块,快速成井钻井液技术显得尤为重要,THN4H是位于新疆塔里木盆地塔河南8号圈闭的一口开发水平井,是为了建立该区三叠系中油组油气藏开发井网而布置的一口井位。该井完钻井深为4718m。于2006年5月7日4:50时进行定向造斜钻进,于2006年5月17日顺利钻至A靶点,井深4467.91m。斜井段长399.91m,至2006年5月20日18:00钻进至B点4718m,水平段长250.09m,水平段钻进只用3d钻进至完钻井深。全井水平位移505.55m。钻井周期为55d17.5h,平均机械钻速为9.68m/h。该井一、二开采用聚合物钻井液,定向段采用聚磺混油钻井液,通过优良的钻井液性能和井队合理的组织生产,该井从造斜到完钻共用时12d22h,安全、快速地施工完了该井,创造了塔河油田同类型井施工速度的纪录。     

顺北1-4H井超深小井眼中短半径水平井钻井难点及技术对策

顺北油田是中国石化西北油田分公司塔河油田接替区域,顺北油田是目前国内最深的油气藏,地层温度、压力高,很多地方奥陶系桑塔木组含有辉绿岩,受辉绿岩影响,不得不用超深小井眼中短半径水平井钻井。以顺北1-4H井为例,该井面临托压、温度高而仪器配套难、轨迹难以控制等难题。针对顺北1-4H井难题进行分析,形成了相应的技术对策,顺北1-4H井采取这些对策成功钻至目标地层,获得了良好的油气发现。顺北1-4H井采用■120.65mm小井眼钻井,完钻井深8049.50m,创造了■120.65mm小井眼水平井井深最深纪录。顺北1-4H井的成功完井,为超深小井眼水平井钻井的施工提供了很好的借鉴经验。     

侧钻技术在P34—平8井的应用

随着侧钻技术的日趋成熟,对于钻井过程中出现的老井眼再入、井眼轨迹偏离设计或井下落物难以打捞等复杂事故的处理,侧钻技术应用的范围越来越广泛。P34-平8井施工过程中出现了断钻具事故,应用了裸眼侧钻技术;着陆后由于油层发育不好,甲方进行了设计变更,应用了封井侧钻技术。针对P34-平8井在钻井施工中出现的一系列复杂情况,对剖面设计和钻具组合进行了优化,总结了该井的钻井技术难点,取得了裸眼侧钻和封井侧钻钻井技术经验,形成了一套较为完善水平井侧钻钻井技术。     

THN4H井钻井液技术

THN4H井是位于新疆塔里木盆地塔河南8号圈闭的一口开发水平井,是为了建立该区三叠系中油组油气藏开发井网而布置的一口井位.该井完钻井深为4718m.于2006年5月7日4:50时进行定向造斜钻进,于2006年5月17日顺利钻至A靶点,井深4467.91m.斜井段长399.91m,至2006年5月20日18:00钻进至B点4718m,水平段长250.09m,水平段钻进只用3d钻进至完钻井深.全井水平位移505.55m.钻井周期为55d17h30min,平均机械钻速为9.68m/h.该井一、二开采用聚合物钻井液,定向段采用聚磺混油钻井液,通过优良的钻井液性能和井队合理的组织生产,该井从造斜到完钻共用时12d22h,安全、快速的施工完了该井,创造了塔河油田同类型井施工速度的纪录.     

海上高效侧钻小井眼水平井钻完井技术研究及应用

通过对常规侧钻小井眼方案的分析对比,结合钻机作业能力提出了高效侧钻小井眼水平井钻完井技术,包括小井眼水平井钻进、防砂方式优选、油水层的封隔等技术。通过在QHD32-6F平台4口调整井的钻完井实施证明,该技术能有效降低小尺寸套管侧钻井作业难度,大大降低了钻完井的综合成本,为海上钻完井提速增效发挥了重要作用。该技术具有很好的应用前景。     

东庞煤矿DB2-E5井侧钻水平钻进技术

DB2-E5井是冀中能源公司东庞煤矿奥陶系灰岩注浆钻探工程的第一口侧钻水平注浆井。分析了该井的钻进难点,给出了井身结构设计和分支井设计轨迹等,详细介绍了该井实钻技术措施及所采用的钻具组合和钻进参数。该井的成功,对东庞煤矿奥陶系灰岩注浆防水、治水及降低钻井成本具有重要意义。     

小井眼开窗侧钻在玉门鸭西8X井的应用

套管内开窗侧钻与套管锻铣侧钻是老井修复的主要途径,玉门油田在青西、鸭儿峡及酒东区块均实施过开窗侧钻工艺,鸭西8X井是酒泉盆地酒西坳陷青西凹陷鸭儿峡鼻状构造上的一口预探井,井型为侧钻井,该井位于鸭儿峡油田鸭西8井,设计井深4960m(垂深4910m),实际完钻井深4960m(垂深4910.34m),完钻层位K1c。主要针对青西凹陷地层鸭西8X井小井眼钻井技术的难点进行了分析和探讨。     

塔河油田TK665CH侧钻井工艺技术应用研究

TK665CH井是新疆塔河油田奥陶系油藏6区施工的一口开发侧钻井,由于本井钻进至奥陶系鹰山组时漏失严重,本井经过三次定向侧钻施工,最终钻至目的层奥陶系获得工业油气。施工过程中采用堵漏工艺、定向侧钻工艺技术、套管开窗工艺技术和钻井液技术等工艺技术克服了施工过程中出现奥陶系的严重漏失、套管开窗困难、石炭系侧钻掉快多、机械钻速低、井身轨迹控制难等一系列的复杂情况。通过本井的施工,为塔河油田侧钻井的增储上产提供了更广阔的空间。     

煤层气215.9mm井眼水平井绒囊钻井液技术

EJ2井是位于鄂尔多斯盆地东缘的一口煤层气水平生产井,目的煤层为顶部深度1047.33m、底界深度1056.5m的二叠系山西组5#煤,采用Ф215.9mm钻头,Ф139.7mm套管完井。大井眼、水平井存在携岩困难、井壁失稳等技术难点。采用重晶石加重绒囊钻井液,密度1.15g/cm3,塑性粘度20MPa.s,切力11Pa,6天完钻1961.98m设计井段。因连通未成功,上提至1765.94m侧钻至1961.45mm,与EJV井对接成功,完钻井深1981.45m。水平段钻井周期8天,平均机械钻速5.1m/h。测井顺利,下入Ф139.7mm套管至井深1962m顺利,固井质量优良。     

沅麻盆地页岩气地质调查湘桃地1井钻井技术及井下复杂处理

为评价雪峰古陆周缘页岩含气性,2019年在沅麻盆地施工了页岩气地质调查井湘桃地1井,完钻井深1850.88 m,全井取心,平均岩心采取率97.24%。施工中应用XY-8型钻机,采用三开井身结构,配合录井及测井技术,并优选钻具组合、钻头、钻进参数、钻井液性能。因牛蹄塘组碳质泥岩失稳掉块及钻探工艺调整不及时发生了卡钻、埋钻、钻具折断等井下复杂,采取螺杆马达侧钻绕障予以解决,侧钻后同径继续钻进806.87 m至完钻。该井的顺利完钻和井下复杂处理方法为同类地区地质调查井施工提供了可借鉴的经验。     

沿煤层硬分层水平井钻井关键技术

针对沁水盆地东南部赵庄矿区煤层地质构造特征,为解决煤层气水平井沿3~#煤层硬分层水平优快钻进、造斜段安全着陆、水平段井眼轨迹控制、煤层井壁防塌及固完井等问题,通过理论分析和实践经验,形成了以煤层气水平井二开井身结构设计、无导眼精准着陆、井眼轨迹精细控制、钻井液优化及分级箍固完井的成套技术体系。通过实钻验证,有效解决了煤层气水平井沿煤层硬分层水平钻进诸多问题,缩短了施工周期、降低了作业风险。研究成果对于开发3~#煤层软-硬分层煤层气水平井钻井提供了技术指导,对该区域煤层气的高效开发具有参考意义。