东方1-1气田浅层大位移水平井钻井液优化与实践

东方1-1气田在垂深为1 350 m左右的大位移水平井钻井过程中,表层乐东组、莺歌海组一段地层极易出泥球;水平段储层莺歌海组二段钻进摩阻扭矩大,且存在压力衰竭,极易发生井漏;储层埋深浅,地层成岩性差,井壁易失稳。针对以上钻井难题,经过多年摸索与实践,在非储层段改变以往钻井液作业模式,探索性地使用海水聚合物体系,保证非储层段泥岩充分水化;在储层段引入纳米可变形封堵剂PF-Greenseal优化无固相钻井液屏蔽暂堵性能,同时配合使用成膜封堵剂PF-LPF及高效润滑剂PF-Greenlube,成功解决了泥球、井漏、摩阻扭矩大、井壁失稳等难题,形成了一套东方1-1气田浅层大位移水平井钻井液作业模式。现场3口调整井应用结果表明,非储层段钻进机械钻速由41~64 m/h提高到85 m/h左右,同时可降低50%钻井液成本;储层段井壁稳定,井径扩大率低于3%,扭矩低,储层保护效果好,3口井测试表皮因数接近0。研究结果可为类似油气田钻井作业提供钻井液技术参考。     

金平1浅层大位移水平井钻井技术

金平1井是胜利油田第一口特浅大位移水平井,创全国陆地油田水平井位垂比最高纪录(住垂比2.803:1).该井为预探井,钻进地层埋深浅,欠压实程度高,地层不稳定,上部地层松软,地层造斜能力差.通过优化井身结构设计、钻具组合与钻井参数,保证了井眼轨迹平滑;利用摩阻扭矩计算软件进行实时摩阻扭矩分析,采用短起下钻、分段循环等手段有效清除了岩屑床,保障了井眼畅通和井下安全;采用乳化润滑防塌钻井液体系,根据地层特点合理调整钻井液性能,满足了全井井壁稳定、携岩和润滑的要求.全井克服了浅地层造斜稳斜控制困难,大井眼、长水平段岩屑携带困难,起下钻摩阻大,旋转钻进扭矩大等一系列技术难题,安全钻至井深2 218 m,水平位移1 636.49 m,垂深592.90 m.详细介绍了金平1井的现场施工情况.     

高平1大位移水平井钻井技术

为了提高胜利油田施工大位移水平井的能力,也为下一步实现海油陆采奠定基础,在济阳凹陷高青区域部署了一口重点探井高平1井。通过优化井身结构、合理配置钻井液和钻进参数等措施,克服了水平段长后期加压难、岩屑不易上返、起下钻摩阻大、水平段套管下入难以及井身轨迹难控制等一系列难题。该井完钻井深4535m,水平段长3462.07m,陆上油田水平位移3814.32m,φ244.5mm技术套管水平段长723m,陆上油田位垂比最大4.02。详细论述了该井的施工工艺和钻井液技术,对同类井的施工具有重要的指导意义。     

东方气田浅部储层大位移水平井钻井关键技术

南海西部东方气田浅部储层大位移水平井钻进过程中存在浅层泥岩段易出泥球、目的层疏松易发生井漏导致储层伤害、技术套管下入摩阻大和固井压力安全窗口窄导致漏失与气窜双重风险等难题。结合前期区域钻井作业经验,通过优化钻井液技术方案并复配具有针对性的处理剂,解决了浅层泥岩段岩屑成球的难题,提高了储层保护效果;使用漂浮接箍技术,确保技术套管顺利下入;通过优化浆柱结构及水泥浆配方,并采取提高套管居中度等技术措施,提高了固井质量,最终形成了东方气田浅部储层大位移水平井钻井关键技术。该技术在东方气田浅部储层大位移水平井钻井施工过程中应用效果较好,DF-AH井钻井过程中浅层泥岩段无泥球生成,目的层无井漏发生,技术套管下入顺利,完井清喷产能较设计提高约50%。东方气田浅部储层大位移水平井钻井关键技术为该气田的高效开发提供了技术支持。      

超浅层大位移水平井楼平2井钻井技术

为提高河南油田稠油储量动用程度，完善注蒸汽开发井网，增加油井热采产能，探索合理经济开发超浅层稠油油藏的新途径，在井楼区块部署了第1口超浅层中曲率大位移水平井——楼平2井。开展了表层定向、浅层松散地层中曲率井眼轨迹控制，中曲率井眼的入井管柱加压，钻井液体系配方和固井施工工艺研究。该井完钻井深530 m，垂深162.4 m，水平位移407.9 m，最大井斜96.28°，位垂比2.51，油层套管一次下至设计位置，固井质量合格，经蒸汽吞吐投产开发效果良好。该井及后续3口井的试验表明:在河南油田特浅松散地层，实施垂深162～185 m、井斜96°、位移410 m、位垂比在2.51以内的中曲率大位移水平井技术进行稠油开采是切实可行的。它的试验成功为国内其他同类油田的开发提供了经验。     

东方1-1气田丛式水平井及大位移井钻井技术

东方1-1气田的丛式水平井及大位移井在采用常规的定向钻井技术的条件下，使用Landmark公司的Compass＆wellplan软件对该项目的所有井进行优化设计，优化底部钻具组合，井眼轨迹、井身结构及钻井顺序方案。使用导向马达＋AGS＋MWD／LWD的组合，解决了大斜度长稳斜裸眼井段的井斜控制问题和摩阻大、滑动送钻困难与井眼轨迹控制和控制方位漂移及提高机械进尺的问题，优快地完成了该项目的所有大位移水平井。     

苏里格气田大位移水平井钻井液技术

苏里格气田安定组、直罗组、石千峰组和石盒子组泥岩地层易发生严重井壁垮塌,且因水平位移大、水平段长、井眼小易导致井眼清洁与润滑问题。针对苏里格气田的地质构造、岩层特性和水平井的井身结构特点进行了研究,对石盒子泥岩地层取样做了全岩矿物分析和黏土矿物分析,找出了影响井壁稳定的原因。针对苏里格地区地质特点、井身结构及保护油气层的要求,系统地分析了水平气井施工的钻井液技术难点,提出分地层采用不同的钻井液体系,并对钻井液处理方法与钻井施工的技术措施进行了阐述。4口高难度水平井的安全施工表明,苏里格气田大位移水平井钻井液技术能满足该地区大位移水平井施工的需要,可为高效开发苏里格气田钻井施工提供支持。     

东方1-1气田水平井钻井液技术

针对东方1-1气田储层岩石胶结疏松，细砂岩孔隙度在14.3%~21.1%，渗透率范围值在0.28×１０^-３~3.2×１０^-３μm²,具极强水敏性和弱的酸敏性及碱敏性。为此，开发出了满足钻井工程和储层保护要求的快速弱凝胶水平井钻井液，该钻井液具有无固相、快速弱凝胶特性。室内实验和现场应用均表明，该钻井液具有独特的流变性，维护简单和优异的储层保护性能，特别适用于水平井水平段的钻进。     

楼平3井超浅层大位移水平井钻井技术

井楼油田拥有丰富的浅层稠油资源,采用常规直井钻机钻浅层稠油水平井开发因地面距离目的层垂直井段短,使得钻井完井工艺面临一些特定的技术难题。楼平3井是河南油田的一口超浅层中短半径大位移水平井,防碰绕障问题比较严峻,施工难度较大。针对施工难点,采取了相应的技术措施,实现了安全优质钻井,该井完钻井深569m,完钻垂深184.34m,井斜88.29°,水平位移453.95m,位垂比2.39,成为当时国内应用常规直井钻机所钻位垂比居二的水平井。对类似浅层大位移水平井施工有着重要的借鉴意义。     

浅层大位移三维水平井钻井技术在超重稠油油田的应用

ＪＵＮＩＮ４区块属于超浅层、层状－块状超重油油藏,目的层浅、地层疏松,油田采用丛式大位移长水平
段三维水平井钻井工程设计,垂深４００ｍ左右,设计水平段长１０００ｍ,井深１８００～２０００ｍ,在如此浅层弱－非固
结疏松砂岩地层进行超大位移三维水平井钻井设计在国内外都很少见,特别是水垂比达到３．５以上的浅层“三维
水平井钻井在委内瑞拉重油带尚属首次,给钻井工程施工和井眼轨迹控制带来很大的难度和挑战。文章通过合理
设计井身结构,优化井眼轨迹设计,运用三维井眼轨迹控制技术理论和浅层松软地层水平井钻井工艺技术,解决了
目的层浅、造斜率高、水平段长、摩阻扭矩大、井眼轨迹控制难等技术难题,成功完成７口浅层大位移三维水平井先
导性试验井,满足了地质油藏需求,取得了较好的重油增产效果,对油田开发方案丛式井平台部署设计和技术推广
具有重要意义。     

渤海油田浅层大位移水平井钻井关键技术研究

渤海A油田浅层大位移井最大水垂比为2.98,突破了渤海湾水垂比的现有极限。其浅部地层疏松,井眼轨迹控制难度大,泥岩易水化膨胀,频繁出现倒划眼困难和下套管遇阻等复杂情况。针对以上问题,在定向井轨迹设计、大位移井安全钻井周期、井身结构优化、大位移井摩阻扭矩及钻井液性能等方面进行了技术研究。结果表明,采用大位移井均布设在外排井槽,保持井斜角为73°～76°、浅部地层使用大弯角马达,深部地层使用旋转导向进行钻进,大位移井安全钻井周期约为32 h,建议钻进过程中提高机械钻速;井深在4 000～4 500 m的大位移井,推荐采取五开井身结构;反演得到大位移井套管内摩阻系数为0.25、裸眼内摩阻系数为0.35～0.40,推荐Φ244.48 mm套管选择69.94 kg/m(47 PPF),作业时可根据实际情况选择部分漂浮、全漂浮+旋转以及部分漂浮+旋转这3种下套管方式;储层段采用"预防为主+防堵结合"思路,在传统的无固相钻井液中加入超细碳酸钙,提高承压封堵性能及储层保护性能。该研究成果对于浅层大位移井的设计和施工具有一定参考意义。     

水平井、大位移井连续冲砂工艺技术

大位移井、水平井、侧钻水平井、分支井和分支水平井等技术在全国各油田逐步得到了实施,为各油田带来了巨大的经济效益.但随着时间的推移,因严重出砂而导致产量降低或停产的井数量不断增多.这些井在冲砂修井施工中,接卸单根时易发生沉砂卡钻事故,为了解决这些特殊井的沉砂卡钻问题,开发了新型的连续冲砂工艺技术.通过研制的专用配套工具配合小修作业机和泵车,采用一定的施工工艺技术,达到井下连续冲砂的目的.该技术的研究解决了水平井、大位移井因出砂而导致产量降低的问题.     

浅层大位移水平井钻井关键技术分析

高平1井是胜利油田第一口位垂比达到4的大位移水平井。为了最大限度降低和克服井下摩阻扭矩,利用井眼轨道优化设计、下部钻具组合及钻进参数优选、工程保障措施和钻井液性能调控等关键技术,实现了对井眼轨迹的有效控制。所完成的高平1井位垂比达到了4.019 8,水平段长3 462.07 m。结论认为：①造斜率相对较低的单增轨道更适用长水平段水平井井眼轨道优化设计;②优选底部钻具组合、钻进参数和钻头,在特定区域能有效降低长水平段滑动钻进的比例;③水基钻井液在大位移井钻井中拥有较广阔的应用空间。     

CB3-1双分支水平井钻井工艺

CB3-1 井是长庆钻井总公司在长北气田承担的第1 口双分支水平井,每个分支设计水平段为2000 m,钻探目的层为 山西组山２段。介绍了该井井身剖面优化设计、套管开窗及裸眼侧钻等新技术,针对表层大井眼井壁稳定性差、“双石层”易垮 塌、裸眼侧钻、气层深度不一、轨迹调整频繁、摩阻扭矩预测及分支井所面临窗口再入等一系列技术难题,制定了一整套合理的 技术措施。总结出煤层段钻进的技术要点及适合长北区块的双分支水平井钻井液体系,PBL 循环接头、Agitator Sub 等先进井 下工具的应用确保水平段穿越在最有价值的产层中。CB3-1 井的开发对提高该区块的产能具有重要作用。     

大牛地气田DP35-1水平井分段压裂技术

水平井分段压裂技术是提高低渗透致密气藏开采效果的关键。针对大牛地气田DP35—1水平井水平段井眼小、水平井段长和气层平面非均质性强的特点,在分析了水平井段分段地应力分布特征的基础上,提出了优化分段压裂限流射孔的方法;研发的小井眼专用水平井压裂工具,实现了水平井段机械封隔分段压裂;同时利用全三维压裂设计软件对压裂施工程序进行了优化,筛选出适合水平井压裂改造的工作液体系。对DP35—1水平井分4次进行了分段压裂改造,压裂试气结果表明,水平井分段压裂改造是提高低渗透油气井产能的有效途径。     

大位移井下套管技术

９０年代以来,大位移井作为开发地面条件恶劣或环境敏感地区的油藏是一项十分有效的技术,已在国内外迅速发展起来,工艺技术日趋成熟,大位移井完井技术是关系到大位移井成功与否的关键,而套管的顺利下入是该技术的难点之一。文中详细介绍了大位移井套管下入技术中套管的考虑因素,下套管方法及其专用工具。     

大庆垣平1大位移井的钻井技术

垣平1井是大庆已完钻水平井中最长水平位移预探井,该井在扶余油层共布置了6个靶点,设计水平段大于3 000 m,水垂比大于2。通过综合考虑剖面类型、井眼曲率、靶前距以及钻柱受力等多种因素,对垣平1井可钻达地质目标的各种轨道进行了优化设计,最大程度地降低了摩阻扭矩,增加了井眼延伸距离,降低了井眼的狗腿度。另外,通过对该大位移井的钻具组合和井身结构等方面进行优化设计,为该井的安全施工和顺利完钻提供了保证,该井三开钻进2 660 m水平段仅用了15.79 d,平均机械钻速17.59 m/h,创下了大庆油田完钻水平段最长、全井安全无复杂事故的记录。实现了该井评价分析扶余油层薄互层储层及探索提高低渗透油层产量的钻探目的。