涪陵页岩气田三维水平井轨道优化设计方法探讨

为了降低涪陵页岩气田三维水平井的施工难度,保障三维水平井安全高效钻进,提出了三维水平井轨道为"直井段—增斜段—稳斜段—稳斜扭方位段—稳斜段—增斜段—水平段"七段式的优化设计方法。首先根据井眼轨道的水平投影和垂直剖面建立轨道设计模型,再预设稳斜角和造斜方位角求解轨道设计模型,最后以轨道总长度最短为目标优选轨道。该方法将常规三维五段式轨道中增斜扭方位的第二个圆弧井段分为稳斜扭方位井段与铅垂面上的增斜井段进行设计,即先扭方位对准靶点方位再增斜中靶,以避免在极为关键的中靶阶段同时进行增斜与扭方位作业,降低中靶难度。采用该方法对已完钻井焦页14-3HF井重新进行轨道设计,并将设计结果与原设计轨道及实钻轨迹进行了对比,发现新设计的轨道与实钻轨迹更贴近,该井实钻时为降低施工难度就是先扭方位对准靶点方位再增斜中靶的,这表明该三维水平井轨道优化设计方法更适用于涪陵页岩气田三维水平井的轨道设计与现场施工。      

涪陵页岩气田三维水平井井眼轨迹控制技术

为满足地理环境条件和页岩气高效开发需要,涪陵页岩气田采用"井工厂"模式开发,多采用中、长半径三维水平井。针对原井眼轨道设计不利于三维水平井优快定向钻井、三维井眼轨迹控制难度大、三维井眼摩阻扭矩大等技术难点,通过优化设计,应用三维水平井井眼轨迹控制、三维井眼降摩减阻等技术,以提高三维水平井机械钻速,缩短定向钻井周期。现场应用表明,涪陵页岩气田三维水平井二开定向周期缩短46.36%,三开定向周期缩短5.76%,成效显著。      

涪陵页岩气田钻井关键技术

涪陵地区地质条件复杂,导致钻井机械钻速及钻井周期差别大、井下复杂情况时有发生。为了实现优质快速钻井,中国石化发展了适合涪陵页岩气田地质特点的系列钻井关键技术,通过攻关研究与现场实践,先后形成了涪陵页岩气钻井工程优化设计技术、浅层直井段快速钻井技术、二开定向井段快速钻井技术、丛式水平井三维井眼轨迹控制技术、适应于涪陵页岩地层长水平段钻进的油基钻井液技术、页岩气储层长水平段油基钻井液水平井固井技术、复杂山地条件"井工厂"钻井技术等,基本形成了适用于涪陵页岩气田的钻井工程技术体系。与此同时,在钻井中又出现一些新问题,为此提出了涪陵页岩气田钻井技术的发展建议,以期为国内类似页岩气区块的钻井提速降本提供借鉴。      

焦页 2-5HF长水平井钻完井关键技术

长水平井提高单井产量是页岩气开发的发展趋势,涪陵页岩气田开发调整阶段将超长水平井作为增产提效的主要措施之一,在焦石坝主体区块焦页2平台进行了试验。钻井实践表明,随着水平段的延伸,同比常规水平井,超长水平井井眼摩阻扭矩增大、循环压耗升高以及井筒钻屑量增多,轨迹控制及套管下入难度增大,井眼防碰压力更大,易形成岩屑床,钻压传递困难,钻具易疲劳损坏。针对技术难题,通过低摩阻轨迹优化设计。井眼防碰扭描方法、导向技术优选及轨迹控制、井眼净化、钻具优选、套管下入等技术研究,解决了施工中的技术难题,焦页2-5HF长水平井顺利完井,水平段3065m,生产套管顺利下至预计井深,为国内超长水平井钻完井提供了经验。     

遥控变径稳定器安放位置的优化与应用

史南油田长稳斜井段采用常规“单弯双稳”螺杆钻具组合控制方式，普遍存在滑动进尺比例高、钻进效率低、起下钻趟数多等问题。为此，通过分析长稳斜段轨迹控制效率偏低的原因，以及KB型遥控变径稳定器的工作原理和技术特点，基于“平衡趋势法”造斜率预测理论和纵横弯曲连续梁理论，建立“单弯双稳”螺杆钻具造斜率预测方法，分析活塞伸出和收回时复合钻进的造斜规律。研究结果表明：史南油田长稳斜段钻进期间变径稳定器宜安放在距螺杆本体扶正块小于8.20 m的位置。通过在史3-斜A井开展现场应用，一趟钻完成了二开长稳斜段的施工，平均机械钻速13.44 m/h,进尺1 153.00 m,复合钻进尺比例高达98.05%,井斜变化幅度仅为2.80°,大幅提高了长稳斜段的轨迹控制效率和井眼质量。研究结果可为史南油田长稳斜井段的钻井提速提效提供有益指导。     

页岩气双二维水平井轨迹优化设计与应用

水平井井眼轨迹设计是“井工厂”模式开发页岩气的重要组成部分,研究合理的井眼轨迹有利于降低页岩气钻井施工难度,提高经济效益。针对页岩气水平井的钻井难点,提出了双二维井眼轨迹设计方法。从降低钻井成本、减小钻柱摩阻扭矩、防止丛式井相碰等方面对比分析了双二维水平井相对于三维水平井的优点。结果表明：将水平井的轨迹设计在2个相交的铅垂面中,在每个铅垂面内只有井斜变化没有方位变化,大大降低了钻井施工难度;在钻具组合和工程参数相同的情况下,双二维水平井的水平段摩阻扭矩更小;同时,双二维水平井在降低导向钻井成本和邻井碰撞风险等方面具有明显优势。双二维水平井轨迹优化设计方法可有效降低页岩气井水平井钻井成本,实现页岩气藏的高效开发。     

苏里格致密气藏超长水平段水平井钻井完井关键技术

针对苏里格气田致密气藏超长水平段水平井钻井完井过程中循环泵压高、摩阻扭矩大、机械钻速低、井眼清洁困难、完井套管柱下入困难等问题,分析了超长水平段水平井钻井完井技术难点,进行了高效钻具和钻井设备优化配置、井眼轨道设计和井眼轨迹控制、水平段钻井提速和清洁,以及旋转导向钻井、强抑制润滑性水基钻井液和"旋转引鞋+套管"漂浮下入...     

南川地区复杂储层水平井大弯角螺杆提速技术

南川地区页岩气长水平段钻进时轨迹需要频繁调整,1.25°螺杆钻具造斜率不满足地质快速追层的要求,钻进时摩阻扭矩大,导致机械钻速低.利用管柱力学理论对底部钻具组合造斜特性和摩阻进行计算分析,螺杆弯角角度、近钻头稳定器尺寸以及钻井参数等为高造斜率和高机械钻速关键因素.优化选用无近钻头稳定器的1.50°大弯角螺杆钻具组合和1...     

扎哈泉致密油水平井钻井技术对策

为提高致密油总体开发效益,青海油田部署了第1口致密油水平井,但钻井周期较长,影响水平井规模开发进程。分析认为该水平井周期长的关键问题是造斜段水平段滑动比例高,机械钻速低,表现在地层较硬、设计造斜率偏高、轨迹不光滑以及定向托压方面。通过技术优化,提出了相关技术对策:每30 m设计造斜率降低至5°以下,保证造斜段滑动比例在70%以下;优化水平段复合钻井稳斜钻具为单弯螺杆双稳定器钻具组合;优选造斜段水平段钻头为5~6刀翼13~16 mm、双排切削齿、平缓曲线冠部形状、小外锥高度、小保径长度以及大后倾角(20°~30°)高效PDC钻头;强化钻井液润滑性,控制直井段每30 m狗腿度在0.5°、水平段每30 m狗腿度在2°以内摩阻扭矩控制措施;提升排量至30 L/s、转速维持在30~40 r/min、提高钻井液动切力和塑性黏度比值至0.5以上等井眼清洁措施。技术对策经现场应用后,造斜段机械钻速提高2.6倍,水平井段机械钻速提高1.0倍,收到了预期效果。     

呼图壁储气库勺型水平井钻井关键技术

呼图壁储气库受地面条件限制,为有效动用井口下方优质储气层,采用勺型水平井钻井技术,增大水平段长度和储层接触面积,有效提高单井注采能力.勺型水平井由于井眼轨迹及钻具受力复杂,钻井摩阻、扭矩较大,且呼图壁地区反向大尺寸井眼造斜,给水平井井壁稳定性、井眼轨迹控制、降摩减阻及钻井提速等带来了更大的难度.通过井壁稳定性分析,确定...     

顺北油气田超深高温水平井井眼轨迹控制技术

顺北油气田储层埋藏深、井底温度和压力高,导致MWD仪器故障率高,超深高温水平井下部高温井段有时无MWD仪器可用,井眼轨迹控制难度较大。为了降低该油气田超深高温水平井轨迹控制难度并提高钻井效率,对水平井井眼轨道设计与井眼轨迹控制进行一体化规划,将顺北油气田超深高温水平井井眼轨道设计成造斜率“前高后低”的多圆弧轨道,优化钻具组合和钻进参数;对于下部无MWD仪器可用的高温井段,采用单弯单稳定器螺杆钻具组合进行复合钻进,以控制井眼轨迹。研究和应用结果表明,采用单弯单稳定器螺杆钻具组合进行复合钻进,根据复合钻进井斜角变化率预测结果优化钻具组合和钻进参数,可以解决顺北油气田超深高温水平井下部高温井段无法应用MWD控制井眼轨迹的问题,降低井眼轨迹控制难度,提高钻井效率。     

伊朗Azadegan油田AZNN-004水平井钻井技术难点及对策

针对伊朗北部Azadegan油田地质情况复杂、邻井资料少、上部井段方位易漂移、井眼轨迹不易控制、地质靶区不确定等一系列钻井施工难点,结合该区块AZNN-004井钻井实践,进行了优化钻具组合、轨迹优化设计和预测的研究。利用地质导向技术和摩阻水力分析技术,成功地解决了上述钻井难题,从而大大提高了钻井成功率,降低了成本,对该区块水平井施工具有重要的指导意义。     

长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井技术

针对长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井施工中井眼轨迹控制困难、储层钻遇率低、机械钻速低、井壁易垮塌和易发生井漏等问题,分析了钻井技术难点,研究了旋转导向智能井眼轨迹控制技术、近钻头方位伽马成像技术和工程参数监测技术,进行了钻头选型优化,并研究应用纳米成膜封堵水基钻井液技术,形成了长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井技术,能够精准控制井眼轨迹、提高储层钻遇率、保障井下安全和提高机械钻速。长庆油田桃XX井应用旋转导向技术及相关配套技术,安全高效地完成了水平段长4466 m、井深8008 m的钻井施工,储层钻遇率高达96.6%,创造了长庆油田井深最深、亚太区陆地水平段最长的纪录。研究结果表明,长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井技术的现场应用效果良好,具有较好的推广应用价值。      

墨西哥EPC区块优快钻井技术

墨西哥EPC区块在开发中后期,为节约成本,所有生产井均设计为小井眼中短半径水平井,采用氮气欠平衡钻井技术。该区块定向施工中存在造斜点浅、造斜率高、水平段较长等技术难点。现有的动力钻具在高造斜率情况下无法进行复合钻进,造成频繁起下钻更换钻具,钻井周期延长。为此,研制了可进行大角度复合钻进的动力钻具。目的层段采用充氮气欠平衡钻进,无法采用常规随钻测量仪器进行随钻测量,选用了不受钻井介质影响的电磁波无线随钻测量仪。采用大角度可复合钻进的动力钻具和电磁波无线随钻测量仪,通过优选钻头和优化钻井液性能,再配合合理的工程技术措施,形成了适用于EPC区块的优快钻井技术。现场应用表明,该优快钻井技术实现了从造斜到完钻一趟钻完成的目标,解决了频繁起下钻的问题,提高了钻井速度,缩短了钻井周期,降低了钻井成本。      

页岩气水平井卡钻主要原因及预防对策

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区目前已经实现了埋深3 500 m以浅海相页岩气的规模化、效益化开发,但随着该区页岩气水平井段长度的延伸,管柱下入过程中摩擦阻力、扭矩增大,易造成频繁遇阻、卡钻等现象。为此,在分析卡钻原因的基础上,从预防钻井过程中井眼力学变形的角度出发,以提高页岩长水平井井段的钻井液封堵性能为重点,协同优化影响井眼轨迹和井眼环空岩屑浓度的钻具组合与钻井参数,通过优化井身结构、井眼轨迹、钻井液性能等技术措施,配套降摩减阻及提速配套工具,制订了页岩气水平井防卡钻技术措施,并进行了现场应用。研究及应用结果表明：①对于水基钻井液采用加入适量复合盐抑制剂的方式并配合固控设备的应用,可有效控制钻井液中的有害固相含量,而对于油基钻井液则采用提高油水比、增加乳化剂等方式以增强其稳定性;②井眼轨道设计优化为三维轨道二维化后,钻柱最大摩阻较之于优化前降低了20%;③高效随钻震击器的钻具组合,配合以合理的钻井参数控制机械钻速,可以达到满足井眼环空携岩要求的岩屑浓度,减少岩屑床的厚度;④现场12井次的应用效果表明,水平井段阻、卡等复杂事故时率由2.3%降低至0.92%。结论认为,该研究成果为解决页岩气长水平段卡钻难题提供了有效的技术途径。     

涪陵平桥与江东区块页岩气水平井优快钻井技术

涪陵地区平桥与江东区块页岩气水平井钻井过程中经常出现井下故障,导致机械钻速低、钻井周期长,为此根据钻遇地层的特点,对导管和技术套管下深进行了优化,形成了双导管井身结构;根据页岩气水平井的特点,将井眼轨道优化为渐增式变曲率井眼轨道;根据不同井段对井身质量的要求,研究形成了高陡构造直井段及微增斜段井眼轨迹控制技术;根据不同井段钻遇地层的特点,通过分析钻井速度与钻进方式的关系,优选了钻井方式;针对钻遇地层的岩性、可钻性和研磨性对钻头性能的要求,研制了抗冲击牙轮钻头、斧形齿PDC钻头及混合钻头;优选了?285.8 mm低速大扭矩螺杆、?171.5 mm全金属水力振荡器等提速工具;为解决钻井过程中的漏失,选用了BT-100低密度强抑制钻井液和油基胶凝堵漏材料。通过上述研究,形成了适用于平桥与江东区块页岩气水平井的优快钻井技术。截至目前,该钻井技术已在涪陵地区平桥与江东区块应用了32口井,平均钻井周期由应用优快钻井技术前的128.00 d缩短至76.25 d,提速效果好,为平桥与江东区块钻井提速提供了技术支撑。      

苏南SN0084大斜度井钻井技术

SN0084井丛共布井9口,其中含1口直井和8口大斜度定向井。针对该井丛大斜度井多和施工技术难点,进行了地质、工程和钻井液优化设计,优选了钻具组合和钻头、优化了井眼轨迹,并通过使用MWD仪器、预防井下复杂情况,最终实现了“一开一趟钻,二开三趟钻” 模式快速完钻,水平位移1 335.47 m,平均井径扩大率4.09%,起下钻正常,完钻后,电测遇阻通井2次,下套管顺利到底,固井质量合格。该井的施工经验为今后该区块大斜度井的安全、优质、高效施工提供了有益的参考。     

大庆油田页岩油水平井钻井提速技术

针对大庆油田古龙区块页岩油水平井钻井过程中存在井壁易失稳、摩阻扭矩大和钻井周期长等技术难点,以大庆页岩油高效快速开发为目的,分析了该区块地层特点和钻井施工难点,优化了三开井身结构,确保页岩目的层施工安全;根据实钻经验及现有技术水平,对井眼轨道进行优化,降低施工难度;针对二开直井段缩径、三开造斜段和水平段钻井周期长等问题,进行了井壁修整工具、旋冲螺杆钻井工具、清砂接头和水力振荡器等工具研究,并进行了钻井参数优化,形成了大庆油田页岩油水平井钻井提速技术。该技术在大庆油田古龙区块3口页岩油水平井进行了现场试验,平均完钻井深4 691 m,平均机械钻速19.03 m/h,机械钻速提高53.7%,平均钻井周期35.23 d。研究与现场试验表明,大庆油田页岩油水平井钻井提速技术可为大庆油田页岩油高效开发提供技术支撑。