河南油田泌页HF1水平井钻井技术

泌页HF1是中石化第一口陆相页岩油长水平段水平井。在对泌页HF1井储层特征、井身结构和井眼轨道剖面特点研究的基础上,认为该井存在泥页岩井壁垮塌、水平段长、摩阻扭矩大、循环压耗高和井眼轨迹控制难等钻井难点,为此,采取了井身结构优化、钻头优选、钻井液性能优化和实钻井眼轨迹优化控制等针对性措施,应用了旋转导向技术和油基钻井液体系,保证了该井的顺利完钻,并大大提高了机械钻速。该井实钻水平段长1044m,平均井径扩大率3%,储层钻遇率100%,井眼轨迹光滑,达到了工程设计要求。     

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。      

陕224区块储气库水平井钻完井关键技术优化

针对前期长庆区域储气库采用四开大尺寸井眼水平井施工过程存在大井眼携砂困难、机械钻速低、轨迹控制难度大、井壁失稳垮塌严重、塌漏矛盾突出、井下故障复杂时率高及固井质量要求高等难点,通过分析钻遇地层特性和工程难点,基于井壁稳定性、提高机械钻速方面开展井身结构优化、井眼轨迹控制、强抑制强封堵钻井液体系及固完井技术研究,形成了储气库水平井钻完井关键技术,包括：“导管+四开”小井眼井身结构、井眼轨迹控制技术、强抑制强封堵高性能水基钻井液体系及“筛管+尾管”半程固完井配套技术,并在陕224储气库区应用完井2口,平均钻井周期120.25 d,平均机械钻速5.24 m/h,井身质量合格率100%,较优化前完成井钻井周期缩短49.79%,机械钻速提高174.74%。该技术为长庆油田鄂尔多斯盆地储气库水平井高效、优质、快速钻井提供了技术支撑。     

X10-1H水平井井眼净化技术及应用

井眼净化问题是深层水平井钻井的难点和关键.结合X10- 1H井实际情况,分析了钻井液性能、井径扩大率、机械钻速、钻具转速、钻井液排量等对井眼净化的影响.提出优化钻具结构、合理调整钻井液性能、加强短程起下钻、选择合理的钻进方式和钻井速度以及研制破坏岩屑床新工具等井眼净化技术,这些技术在X10- 1H深井钻井过程中应用后,...     

渭北油田超浅层水平井优快钻井技术

针对渭北油田超浅层水平井钻井过程中摩阻大、托压严重、钻井周期长、钻速慢等问题,以井身结构优化为核心,研究形成了渭北油田超浅层水平井优快钻井技术:采用二开井身结构,二开采用φ215.9 mm钻头钻进;采用“直-增-平”三段式井眼轨道,以保证井眼轨迹平滑,降低钻进摩阻与扭矩;采用倒装钻具组合,以保证钻头有效加压,提高机械钻速;优选钾铵基聚合物钻井液,造斜段摩阻系数控制在0.08以内,水平段摩阻系数控制在0.06以内,以避免或减少托压现象。该技术在8口井进行了现场应用,平均钻井周期为17.81 d,与同区块三开井身结构水平井相比钻井周期缩短了51.06%。渭北油田超浅层水平井优快钻井技术解决了该油田超浅层水平井钻井中存在的技术难点,为超浅层油藏的高效开发提供了技术支持。      

沧东凹陷页岩油水平井优快钻井技术

在沧东凹陷页岩油水平井钻井过程中,面临机械钻速低、安全风险大、固井质量难以保证等问题.为解决这些问题,预测了地层漏失压力和坍塌压力,进行了井身结构和井眼轨道优化、PDC钻头个性化设计,并集成盐水钻井液、旋转导向钻井技术、韧性水泥浆和漂浮顶替固井等配套技术,形成了沧东凹陷页岩油水平井优快钻井技术.该技术在沧东凹陷20口页...     

彭页HF-1页岩气水平井钻井关键技术

水平井是开发页岩气的有效方式,但页岩气水平井施工中存在井眼轨迹难以控制、摩阻扭矩大、机械钻速偏低、井壁稳定性差、固井质量难以保证等难题。在彭页HF-1井施工过程中,综合应用了旋转导向钻井技术、油基钻井液和双凝双密度水泥浆等,并进行了钻具组合和钻头的优选,钻井周期比设计周期缩短13 d。对该井的轨迹控制情况、井身质量、摩阻扭矩、固井质量等进行了分析,全井平均机械钻速达到6.28 m/h,狗腿度保持在6°/30 m以下,摩阻保持在150~250 kN,施工效果良好。该井实钻效果表明,旋转导向钻井技术和油基钻井液是页岩气水平井施工成功的关键,对国内其他页岩气水平井施工具有指导和借鉴作用。      

四川盆地威远地区页岩气水平井优快钻井技术

从国内第一口页岩气水平井开钻至今,国家级页岩气示范区之一的威远区块已经完钻多口页岩气水平井,在钻探过程中,面临着表层井漏、机械钻速低、井眼轨迹控制难度大、井壁垮塌、油基钻井液条件下固井质量差等问题。针对上述问题,从井身结构优化、PDC钻头优选、井眼轨迹控制、油基钻井液优选、油基钻井液条件下的固井技术等方面进行了研究和实践,取得5项成果:1形成的水平井非标尺寸井身结构,对273.1mm套管的下入深度适当加深,起到了解决井漏、封隔易垮塌层的作用,而且各个井眼的尺寸均缩小,更有利于提高机械钻速;2优选出适合威远页岩气水平井的钻头序列,形成了"PDC+螺杆"的提速方式;3形成了水平井钻探的轨迹控制技术,提高了储层钻遇率;4优选出适合页岩水平段钻进的油基钻井液,保证了井壁稳定和井眼清洁;5形成了油基钻井液条件下的固井技术,解决了水平段固井质量差的问题,提高了后期储层分段改造的效果。所获成果为今后该区块开展页岩气丛式水平井钻井奠定了基础。     

苏里格气田水平井井身结构优化及钻井配套技术

苏里格气田致密气藏埋藏深,钻遇地层塌漏问题突出,机械钻速低,前期水平井采用三开井身结构,难以达到钻井持续提速和降低钻井成本的目的。为此,在开展缩短中完周期、优化封固段和井眼尺寸等方面的理论分析,并进行井身结构优化过渡性方案现场试验的基础上,提出了井身结构优化思路,分析了可行性;然后,进行了封固段优选、井眼尺寸优化,设计了水平井小井眼二开井身结构。基于此井身结构,研究了井眼轨迹控制、个性化钻头和配套提速工具优选、强抑制高效润滑钻井液分段措施优化等关键钻井配套技术。该技术在19口井进行了现场应用,解决了长裸眼段“塌漏同存,上漏下塌”的问题,提高了各井段的机械钻速,大幅度缩短了钻井周期。研究结果表明,小井眼二开井身结构设计合理,钻井配套技术提速效果显著,可在苏里格气田水平井钻井中推广应用。      

胜利油田采试-平1井钻井技术

为了给各类井口、井下仪器及钻采工具提供更好的试验平台,胜利油田设计施工了采试-平1井。该井为一口水平井,一开、二开井眼尺寸大(一开井径660.4 mm,二开井径444.5 mm),存在携岩困难、井壁稳定性差、机械钻速低、井眼轨迹控制要求高、完井作业难度大等钻井难点。为此,一开、二开钻进中采用了优选钻头、增加228.6 mm钻铤数量、一开井段采用回收钻井液配浆钻进、二开井段使用复合强抑制性钻井液、提高钻井液排量、钻进中适时更换动力钻具和用强刚性钻具通井等一系列技术措施。钻井结果显示:钻进中井眼稳定,未出现任何井下故障;二开井段最大全角变化率为12.78°/100m,平均机械钻速达10.94 m／h;339.7 mm油层套管一次顺利下至井深1 691.15 m,无任何遇阻显示,且固井质量良好。采试-平1井的顺利完钻,表明该井所应用的钻井工艺和技术是可行的,对胜利油田大井眼水平井的安全优质钻井具有借鉴价值。      

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。      

?118mm侧钻水平井钻完井技术在红侧平+24-022井的应用

为了进一步挖掘吉林油田老区剩余油资源、充分利用老井网,开展了老井侧钻水平井开发试验工作。红侧平+24-022井是红岗油田的第一口?118 mm小井眼侧钻水平井,水平段长、钻进难度大。通过优选套管开窗工艺、优化剖面设计和优选强抑制性钻井液体系,确保了红侧平+24-022水平井侧钻裸眼段长度、水平段长度、平均机械钻速等技术指标都处于较先进水平。通过钻完井难点分析和现场应用,全面总结了长水平段?118 mm侧钻水平井的钻完井技术经验,对于同类侧钻水平井的施工具有借鉴意义。     

长垣、齐家地区致密油水平井钻井提速配套技术

针对大庆长垣、齐家地区致密油水平井水平段长、三维井机械钻速慢、钻井周期长、井壁失稳等问题,通过井眼轨道设计优化,降低了三维井施工难度;通过高效螺杆优选,提高了钻井施工效率;通过研制应用提速钻井工具,提高了造斜段和水平段机械钻速;通过研制高性能水基钻井液体系,实现了长水平段防塌。现场应用14口井,取得了显著的提速效果,平均机械钻速10.53 m/h,相比应用之前机械钻速提高了25.68%。     

北部湾盆地开发井表层钻井模式

南海西部海域北部湾盆地地质条件复杂,进行开发井表层钻井时,存在井壁失稳、钻井液性能不易控制、井眼轨迹不易控制等问题,导致表层钻井井眼携岩困难、定向滑动钻进摩阻大效率低,还存在较大的防碰风险。而目前该盆地以低品位油气藏或边际油气田为主,油田开发效益低,因此需要进行有效的钻井成本控制。介绍了北部湾盆地开发井表层钻井的技术难点;通过优化井身结构、选用经济适用型海水膨润土浆钻井液体系、优化设计螺杆钻具组合及改进随钻测量系统,形成了一套提高该盆地开发井表层钻井效率、降低作业风险的方法。现场应用表明,该模式能在保障作业安全与质量的前提下,提高钻井效率,降低钻井成本,该模式也可为现场施工人员提供技术参考。     

济阳坳陷页岩油水平井钻井完井关键技术

济阳坳陷页岩油地质条件复杂,水平井钻井完井过程中面临安全风险高、机械钻速低、井眼轨迹控制效率低、复杂时效高和固井质量差等技术难题.通过钻井工程优化设计、页岩油水平井提速提效、高性能合成基钻井液和页岩油水平井固井等技术攻关与集成应用,初步形成了济阳坳陷页岩油水平井钻井完井关键技术,并在8口页岩油水平井进行了成功应用,平均...     

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。     

冀东油田浅层小井眼侧钻水平井钻井完井关键技术

为解决冀东油田浅层?139.7 mm套管开窗侧钻水平井存在的钻井泵压高、机械钻速低、油水层封隔效果差、油井投产后含水上升快等问题,选用了可以降低钻井泵压的?79.4 mm非标钻杆,试用了能给钻头柔性加压的小尺寸水力加压提速工具,选用了?95.3 mm非标套管、采用了膨胀悬挂尾管筛管顶部注水泥完井技术,并制定了提高侧钻小井眼固井质量的技术措施,形成了适用于冀东油田浅层小井眼侧钻水平井的钻井完井关键技术。该技术在冀东油田5口浅层高含水油藏侧钻水平井进行了应用,与未应用该技术的邻井相比,试验井泵压得到了有效控制,机械钻速提高了24.6%,钻井周期缩短了14.1%,同时解决了小井眼窄间隙井眼封隔差的问题,实现了对水平段水层的封隔和侧钻窗口处的密封,避免了对后期采油生产的影响。试验结果表明,冀东油田浅层小井眼侧钻水平井钻井完井关键技术能够提高小井眼侧钻水平井的机械钻速、缩短钻井周期和有效分隔油水层,提速提效效果显著,具有较好的推广应用价值。      

长庆致密气超长水平段水基钻井液技术

2020年长庆气田在致密气井区先后完成了3口超长水平段水平井,水平段长度分别为3321、4118和4466 m,均使用水基钻井液完成施工,不断刷新亚洲陆上最长水平段记录。超长水平段给降摩减阻、钻屑清洁、泥岩防塌等工作带来极大难度,针对这些难点并结合地层岩石结构特点进行了针对性的技术攻关,形成了超长水平段井眼净化、井眼稳定等技术和CQSP-RH水基钻井液体系,现场应用效果良好,水平段井壁保持稳定,完钻钻具下放摩阻控制在500 kN左右、套管摩阻控制在350 kN以内,顺利完井。随着长庆油气田开发力度的加大,为了动用水源保护区、林区并提高单井产量,长水平段井的开发成为必然,这些井的顺利完成,为油气田的后续开发带来了极大的示范作用      

元坝气田超深酸性气藏钻完井关键技术

四川盆地元坝气田是近年来中石化发现的一个大型气田,是继普光气田之后天然气增储上产的又一个重点探区。元坝气田超深酸性气藏地质构造复杂,储层埋藏深,钻遇地层复杂,特别是陆相深部地层,属于高研磨性地层,机械钻速慢,钻井周期长。为此,经过多年的钻井实践和技术攻关,引进新工具、新技术,研制专用钻头,优化钻井设计,形成了针对该气藏的6项钻完井关键技术:(1)保证提速、安全完井作业的井身结构优化技术;(2)陆相上部地层气体钻井、陆相深部高研磨地层钻井提效技术体系;(3)气液转换、超深大斜度井及水平井润滑减阻、井壁稳定控制及防酸性气体污染技术等钻井液配套技术;(4)气体介质条件下固井、深井长封固段固井及超高压小间隙固井技术系列;(5)完善了以测量仪器、动力钻具优选及钻具组合设计等水平井井眼轨迹控制技术;(6)适合该气藏衬管完井方式和完井管柱优选技术。现场应用效果表明,系列关键技术有效地解决了机械钻速慢的难题,大幅度缩短了作业周期,实现了7 000 m井深水平井的提速提效的目标。