大牛地气田长水平段水平井优化设计与施工———以ＤＰ３１Ｈ井为例

摩阻和扭矩是制约长水平段水平井施工的主要因素,井眼轨迹优化是设计阶段是减小钻具摩阻和扭矩的有效方法之一。通过对轨迹类型、靶前位移、造斜率等关键参数的优选,完成了ＤＰ３１Ｈ井轨迹设计。通过良好的井眼轨迹控制措施、摩阻扭矩跟踪分析技术、钻头和钻井液体系优选,优质高效完成了ＤＰ３１Ｈ井施工,完钻水平位移２１２２．３０ｍ,水平段长度１６９８．７２ｍ,创大牛地气田长水平段水平井水平位移最大、水平段长度最长纪录,为 大牛地气田长水平段水平井钻井积累了宝贵的经验。     

长水平段水平井钻井技术在ZC1井的应用

ZC1井是一口长水平段水平井,目的层为长6储层。针对长6储层埋深浅、水平段和裸眼井段长、井眼清洁困难以及井壁稳定困难等技术难题,应用胜利油田发展成熟的长水平段水平井钻井关键技术,主要包括长水平段水平井井眼轨道优化设计技术、基于井斜趋势角的钻具组合优选技术、摩阻扭矩实时监测技术、井眼轨迹控制技术、保持井眼清洁和高效润滑的钻井液技术以及地质导向技术,实现了长6储层的有效开发,同时也验证了长水平段水平井钻井技术的可靠性和先进性。该钻井技术的应用为ZB区块油田后期成功开发低渗低孔油气藏提供了宝贵的技术经验。     

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。     

沧东凹陷致密油气藏水平井钻井关键技术

为了提高沧东凹陷致密油气藏长水平段水平井的钻井安全和效率,分析了地层特点及钻进中面临的摩阻扭矩大、井眼轨迹控制难度大、紫红色泥岩地层钻速低和石膏层污染钻井液等技术难点,进行了井身结构优化、井眼轨道设计和井眼轨迹控制方式优选、钻井设备及工具优选、钻井液体系优选和性能优化、提速提效技术措施选择及套管安全下入方式优选,形成了沧东凹陷致密油气藏水平井钻井关键技术。在GD1701H井和GD1702H井的现场试验表明,该钻井关键技术可以解决沧东凹陷致密油气藏水平井钻井存在的技术难题,满足安全高效钻井的需求。综合研究认为,沧东凹陷致密油气藏水平井钻井关键技术应用效果良好,可为该类油气藏水平井钻井提供技术支持,建议进行推广。      

渤海D油田WHPA平台大位移水平井钻修机钻井作业实践

应用钻修机在渤海D油田WHPA平台完成了3口大位移水平井作业,这是渤海钻井史上的一次新的技术突破。文中主要分析了渤海D油田WHPA平台钻修机设备能力不足及大位移水平井摩阻高、井眼清洁难、井眼轨迹控制难、下套管固井难等施工难点,总结了钻井作业中所采取的使用设备优化、井眼轨迹控制、井眼清洁、钻井液优选、固井方式选择等技术措施。本文成果可为今后其他油田应用钻修机进行大位移水平井施工提供借鉴经验。     

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。     

新场气田长水平段水平井钻井技术

为提高川西新场气田开发效果,在新场构造北翼部署了一个3口井长水平段水平井井组。在油藏地质特征分析的基础上,将以往三开井身结构优化为二开;针对水平井裸眼段长、水平段长、位移大的特点,通过采用井眼轨迹控制、摩阻扭矩监测技术以及优选钻井液体系等措施,并配合高效PDC钻头,安全高效地完成了钻井施工,为川西地区中深长水平段水平井钻探积累了宝贵的经验。     

张海502FH大位移分支水平井钻井技术

张海502FH井为一口大位移分支水平井，该井井底水平位移、水平段长度均创造了目前国内陆地钻井的最大纪录。该井钻井过程中存在φ244．5mm技术套管内开窗难度大、摩阻扭矩预测及井眼清洁困难、钻井参数及欠尺寸稳定器的优选困难、完井作业难度大等技术难题，从套管开窗、井眼轨迹控制、钻井过程中摩阻扭矩预测、倒划眼起钻井眼清洁、钻井液及完井技术等方面，详细讨论了主要技术、先进工具的应用和应用效果。该井的成功为今后钻类似井积累了经验。     

东海油气田超深大位移气井钻井关键技术

为了稳定东海油气田油气产量,在某断块部署了一口超深大位移井。针对大位移井高扭矩大摩阻、油基钻井液漏失、套管下入困难、电测固井质量手段受限等特点,设计阶段应用基于多目标优化的大位移井轨道设计方法优选了修正悬链线轨道类型,优化了井眼轨迹和井身结构设计,施工中采用摩阻扭矩随钻监测技术、ECD控制技术、旋转尾管挂技术等一系列大位移井钻井关键技术,确保了该井的顺利完成,完钻井深6 866 m,水平位移5 350.49 m,水垂比1.7,裸眼井段3 614 m、75°稳斜4 134 m。该井应用的系列钻井关键技术能满足超深大位移井钻井作业要求,具有广阔的推广应用前景。     

吉木萨尔地区致密油藏水平井优快钻井技术

吉木萨尔地区油层属于低渗、超低渗油气藏,针对该地区油藏的地质特征和钻井特点,在钻井方案中融入"最优化储层改造"思路,优化水平井井眼轨道设计;通过对井震资料、邻井及导眼井的岩性、含油性对比分析,动态跟踪水平段井眼轨迹控制,确保油层钻遇率;优选钻头及辅助提速工具,建立了区块钻头序列和配套提速技术,实现了全井快速钻进;通过测井资料进行水平井井眼稳定性分析,优选钻井液体系和优化钻井液性能,实现了ф152.4 mm小井眼长水平段的安全钻进,最终形成了一套有特色的吉木萨尔凹陷致密油藏的水平井优快钻井技术,为十亿吨级的昌吉油田开发提供了坚实的技术保障。     

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。     

塔河油田短半径水平井侧钻技术

塔河油田侧钻短半径水平井造斜井深在5300m以深,施工难度大。通过介绍侧钻短半径水平井的技术难点,结合TK405CH井的设计与施工情况,论述了该油田通过对井下工具、仪器的改进及工艺技术配套,进行短半径水平井作业的成功经验,探讨了短半径水平井中井眼轨迹控制技术、高造斜率下钻具的受力分析、摩阻扭矩分析等多项技术难题,并给出了相应的技术措施。塔河油田短半径水平井的成功钻成并获得良好的产能,为国内深井短半径水平井钻井技术的进一步发展奠定了基础     

卫 68-FP1 井泥页岩油藏水平井钻井技术

为了解决卫68-FP1 井水平段井眼尺寸小、井下摩阻大、井眼轨迹不易控制等问题,在计算不同井眼曲率下摩阻、扭矩的基础上,结合邻井实钻资料,优化了井眼轨道设计,以降低摩阻和扭矩;根据非常规水平井的实钻经验,选用"小角度螺杆+欠尺寸双稳定器"钻具组合,并对螺杆钻具的弯角和稳定器外径进行了优化,以提高井眼轨迹控制精度;选用合理密度的油基钻井液,以保证水平段的井壁稳定性;采用C1+伽马地质导向技术,以提高油层钻遇率;制定了安全钻进技术措施,以确保钻井安全。实钻结果表明:合理的井眼轨道设计能够有效降低钻进摩阻;"小角度螺杆+欠尺寸双稳定器"钻具组合能精确控制井眼轨迹,并能提高旋转钻进比例;C1+伽马地质导向技术能确保水平段始终在油层穿行。卫 68-FP1 井的顺利完成,可为泥页岩油藏水平井的钻井施工提供借鉴。      

新沙21-27H长水平段水平井钻井实践

川西新场构造蕴藏丰富的天然气资源,截至2010年底,仅新场构造沙溪庙组气藏累计提交探明储量已达600×10^8m^3,但由于储层低孔低渗,开发效果一直欠佳。随着长水平段水平井和大型加砂压裂技术的应用,该类型气藏开发效果得到显著提升新沙21-27H井是部署在新场构造北翼的一口以沙溪庙组为目的层的长水平段水平井,具有裸眼段长、水平段长、位移大、摩阻和扭矩大等特点。文中对该井施工的难点进行了分析,通过井眼轨迹控制措施、摩阻和扭矩监测技术以及良好的钻井液性能,并配合高效PDC钻头,大大提高了钻井效率,取得了良好效果。     

长靶前位移水平井轨迹控制技术

江苏油田地处水网地区，确定水平井地面井口位置难度较大。受地面条件限制，水平井靶前位移较长，有时达到400-600m左右，为江苏油田水平井常规靶前位移的2～3倍。对于这种长靶前位移水平井，为了减少斜深或为了防碰邻井的需要，常下移造斜点，设计成第一稳斜段较长的双增双稳剖面施工，通过较长的第一稳斜段来弥补靶前位移的过长。主要介绍了长靶前位移水平井的特点、井眼轨迹控制技术及安全钻井技术，并提出了几点认识与体会。所介绍的技术对其它复杂剖面水平井的施工具有一定的参考价值。     

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。     

金平1井浅层长水平段水平井钻井技术

长水平段水平井可增加油气藏的裸露面积，显著提高边际油气藏的综合开发效益。为了检验前期研究成果，进一步丰富完善长水平段水平井钻井技术，决定部署一口阶段试验井——金平1 井。在剖析该井施工难点的基础上，重点阐述了其井身结构与井眼轨道优化设计、大井眼浅层定向、井眼轨迹控制、钻具组合优化、安全钻进等关键技术，通过对水平段摩阻扭矩的理论与实际分析对比，保障了现场施工的顺利进行。该井的成功完钻，积累了大位移及长水平段水平井钻井技术经验，并创造了胜利油田3 项技术指标，位垂比达到了2.803，是当时国内陆上油田位垂比最大的一口井。     

短位移、浅垂深“反勾”型水平井钻完井技术

欢127-平2井为辽河油田第1口二开套管射孔完井的水平井,油藏埋深较浅。由于地面条件限制,水平段入靶位移192.61 m,为历年来辽河油田水平井中最短入靶位移。为满足油藏地质开发需要,钻井施工中采取了"反勾"型钻进,通过反向位移42 m,顺利地完成了水平段油藏的钻进及开发;施工过程中,井眼安全、套管下入顺利。"反勾"段钻井技术较复杂,施工难度大、井眼轨迹控制精度高、再加上地层较复杂,给轨迹控制带来了困难。介绍了该井工程设计、地质设计、主要技术难点、施工概况、井眼轨迹测量及控制技术等。实践证明,对于短位移、浅垂深的水平井钻进开发,实施这种"反勾"型方案是切实可行的。     

北堡西3x1大位移井钻井技术

北堡西3x1井是首次部署在冀东滩海水平位移超过3000m的大位移井,完钻井深4189m,完钻垂深2452.16m,水平位移3049.79m,最大井斜角67.18°,位移垂深比1.24:1,钻井周期59.98d。该井应用3压力剖面预测技术开展了井壁稳定技术的研究,为井身结构的设计和合理钻井液密度的设计提供了科学依据;通过摩阻、扭矩的分析,为井身剖面的选择、设备的选型和减摩减扭措施制定等提供了理论指导。该井应用了顶部驱动、MWD监测+导向钻具井眼轨迹控制、大位移井水基钻井液、高速线性振动筛、非旋转钻杆保护器、摩阻扭矩预测分析、套管滚轮扶正器和大满贯测井+钻杆输送测井等技术。系统地介绍了该井的钻井设计和现场施工技术、取得的经验和存在的问题,对今后利用大位移井钻井技术勘探开发滩海油田具有一定的借鉴意义。     

碳酸盐岩深井建平1井井眼轨迹控制技术

建平1井是江汉油田在碳酸盐岩地层部署的第1口开发试验水平气井。介绍了建平1井的概况,分析了目的层薄、地质情况不确定、摩阻和扭矩大、井眼轨迹不易控制等技术难题。针对实钻轨迹控制过程中水平钻进滑动困难,采取改变钻具组合方式,实现了地质导向目的,摸索出一套由高效能钻头+单弯螺杆+MWD+欠尺寸扶正器组成的能提高钻井速度的钻具组合系统。同时,重点对着陆控制和水平控制做了进一步介绍,为碳酸盐岩深井水平气井钻探提供了经验。