DP19井小井眼欠平衡长水平段水平井的钻井技术

DP19井是中国石油化工股份有限公司在鄂尔多斯盆地大牛地气田部署的第一口小井眼氮气泡沫全过程欠平衡长水平段水平井。该井为探索在小井眼条件下开发低压低孔低渗致密砂岩的自然建产潜力,设计水平段井眼尺寸为Φ152.4 mm,水平段长1 200 m。针对该井所面临的技术难点,在施工过程中采取了以下技术措施：应用了小井眼钻井、长水平段钻井、裸眼悬空侧钻、氮气泡沫钻井液、全过程欠平衡及地质导向等多项国内先进技术,在氮气泡沫钻井液条件下应用了英国GEOLINK公司生产的E-LINK MWD无线随钻测量仪器, 跟踪传递井底井眼轨迹参数和地层特性参数,使井眼轨迹能够安全有效地沿着目的层钻进;在地层自然伽马值稳定的井段,成功地实施2次裸眼悬空侧钻作业,保障了钻遇泥页岩夹层后井眼轨迹的顺利调整。多种先进适用技术在该井集成应用成功,为低效气藏的高效开发提供了新的工程技术手段和思路。     

HW801天然气藏欠平衡水平井钻井技术

HW801并是新疆油田第一口天然气藏欠平衡长位移水平井,其水平段长超过1000m,并且采用欠平衡钻井方式完成.该井施工涉及长水平段轨迹控制、全过程欠平衡工艺、低密度钻井液及天然气藏保护等多项新工艺技术的应用与结合,本文主要是从HW801井的钻井设计与施工的几个关键技术环节进行介绍,为今后类似井的钻完井提供可借鉴的成功经验.     

川西首口水平深井钻井难点与技术措施

通过对川西首口水平深井X21-1H井的分析,介绍了该区块钻水平井存在直井段防斜难度大、斜井段及水平段钻井液携砂困难、地层可钻性差及井控风险大等难点。针对上述难点,从井眼轨迹控制技术、钻具组合的选择、钻井液性能优化及配套快速钻井技术等方面介绍了该井所采用的主要钻井技术。认为直井段的防斜打直、良好的井眼轨迹以及钻井液优良的携砂护壁性是钻水平井成败的关键。     

LG地区超深井钻井液技术

通过分析LG地区的地质特点和钻井工程措施要求,针对超深井钻井液所面临的难题和挑战,建立和应用“三强”聚合物钻井液、“三低”防塌钻井液、欠平衡钻井液和抗高温弱凝胶防卡钻井液技术,较好地解决了长井段大尺寸井眼的安全快速钻井、气体钻井后替入钻井液的井壁稳定和井眼通畅、长段红层泥页岩井段防塌、欠平衡钻井和长裸眼小井眼的超深井高温防卡等技术难题。形成了LG地区的特色钻井液技术,有力地保障了该地区的安全快速钻井。     

XC生物聚合物钻井液在侧钻小井眼中的应用

分析了高3-6-111井小井眼侧钻水平井的施工特点,在该井的大斜度井段和水平段选用了XC生物聚合物钻井液体系。应用结果表明,该钻井液体系解决了使用井段的润滑防卡、井眼穗定、携岩洗井及防漏、保护油层等关键技术问题,减少了小井眼侧钻水平井井下事故的发生。     

孤平1井超长水平段水平井钻井技术

孤平1井是胜利油田第一口水平段超千米的预探水平井，通过优化工程设计、采取相应的工程技术措施，克服了超长水平段井眼轨迹控制难度大、中靶要求高、地层易漏失、扭矩和摩阻大、大井斜段及水平段取心困难等技术难题，顺利钻至设计井深，并圆满完成了地质任务。孤平1井实钻水平段长1054．15m，创全国陆上水平井水平段最长的纪录。在分析该井施工难点的基础上，详细介绍了该井工程设计、井眼轨迹控制及钻井液技术，并总结分析了钻井过程中采取的一些成功作法，例如防卡技术、井眼净化技术、合理使用PDC钻头、大井斜段及水平段取心技术等。     

欠平衡水平井王平1井饱和盐水水包油钻井液技术

王平1井是江汉油田的第一口中曲率水平井，储层岩性为盐间非砂岩层，水平井段采用欠平衡钻井技术。该井钻井液技术难点为：抑制岩盐析出，防止井径扩大；井身设计为“马鞍”型，且靶区共有5个靶点，使得钻柱与井壁的接触更加紧密，摩阻与粘附力增大；大斜度井段和水平段的携岩问题和井眼的清洁问题较为突出；如何降低饱和盐水钻井液的密度，满足欠平衡钻井施工的要求，保护好油气层，是该井能否钻探成功的关键。应用结果表明，饱和盐水水包油钻井液有效地抑制了盐岩层的溶解和坍塌，保证了井眼轨迹的平滑，而且钻井液润滑性能好，起下钻、电测和下套管作业均畅通无阻；由于应用了新型处理剂PMPH，保证了钻井液具有较高的切力，增强了悬浮和携带岩屑的能力，避免了岩屑床的形成；钻井液密度始终在1．35－1．51g/cm^3范围内，满足了欠平衡钻井对密度的要求。王平1井投产后初产量为65t/d，稳产量为12．2t/d。     

吉尔吉斯马平528井钻井液技术

马平528井地层沉积为陆相古河道沉积，沉积岩以碎屑岩和泥岩为主，地层组成及岩性较为复杂，尤其是在该地层进行水平井施工，对钻井液体系及其各项性能参数提出了比常规水平井更高的要求。根据地层易坍塌、可钻性差、钻时慢、起下钻频繁、井眼浸泡时间长等特点，该井采用了强抑制性聚合醇润滑防塌钻井液体系，现场通过合理调整钻井液密度及其它性能参数，满足了水平井段的钻井施工要求。     

CB3-1双分支水平井钻井实践与认识

CB3-1井是长庆钻井总公司在长北气田承担的第一口双分支水平井,每一个分支设计水平段为2000m,钻探目的层为山西组山2段。文章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,提出井眼轨迹控制、长裸眼段施工的技术措施及分支井所面临窗口再入等关键技术。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、AgitatorSub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的作用。     

胜利油田首口小井眼长水平段水平井钻井技术

为提高低渗透油气藏的开采效率,胜利油田部署了一口小井眼长水平段多级分段压裂水平井——樊154-平1井。在介绍樊154-平1井储层特征、井身结构和井眼轨道剖面特点的基础上,认为该井存在水平段长、摩阻扭矩大、井眼尺寸小、循环压耗高和水平段井身质量要求严格等钻井难点,从实钻井眼轨迹优化、实时摩阻扭矩计算、底部钻具组合优选、钻井液技术、地质导向技术和井眼修复等方面,对该井采用的技术措施进行了详细介绍。该井实钻水平段长1230.00 m,创造了胜利油田小井眼水平井水平段最长纪录,平均井径扩大率4.62%,储层钻遇率100%,井眼轨迹光滑,有效地保证了该井12段分段压裂的成功实施,投产后稳产20～30 t/d,为胜利油田低渗区块的高效开发提供了宝贵经验。      

广安002-H8井气体钻水平井实践

广安002-H8井是四川盆地广安地区的一口低渗、低压碎屑岩油气藏开发水平井，地层不均质性强、储层变异大。该井在水平井段（Φ152.4 mm井眼）采用氮气欠平衡钻井新技术，应用电磁波随钻测量仪实现了气体钻井条件下井眼轨迹的随钻监测；首次在国内实现气体介质地质导向钻井，通过上下调整井眼轨迹寻找最佳储层，获测试天然气产量26.9×10⁴ m³/d（油压9.5 MPa），是邻近直井储层改造前产量的10～20倍，储层改造后产量的3～6倍。该井气体钻水平井技术的成功应用，为广安地区最大限度地减少油气层污染、实现“少井高产”开发低效油气藏找到了一种新方法。     

川东南JA侧钻水平井地质导向技术

川东南焦石坝及其外围页岩地层地质导向钻井存在井震矛盾突出、岩屑代表性差、地质设计与实钻地层之间往往存在较大偏差等技术难点。针对上述技术难点,基于地震及邻井资料,建立了钻前地质导向模型,以预测可能钻遇的地层;在入靶前的地质导向阶段,根据随钻测井资料和录井资料,进行地层精细对比,并修正地质导向模型,调整靶点深度,确保水平井安全、高效着陆;在水平段地质导向阶段,充分利用随钻测井、气测、钻时、岩性等数据,准确判断钻头位置,并实时修正地质导向模型,以确保钻头始终处于目的层,形成了适用于该地区的页岩水平井地质导向钻井技术。该技术在焦石坝外围的JA侧钻水平井进行了应用,气层钻遇率达到100%,优质气层钻遇率85.5%,取得了良好的应用效果。现场应用表明,该页岩水平井地质导向钻井技术适用于川东南地区页岩水平井钻井,能够有效提高气层钻遇率,对国内类似页岩气区块地质导向钻井也有借鉴作用。      

东方某气田浅部软泥岩地层抑制泥球生成技术

南海西部海域东方某气田Z平台开发该区域莺歌海组二段浅部气藏,该气藏浅部非储层段乐东组、莺歌海组一段和二段上部地层松软,泥质含量高。该气田早期开发作业中采用抑制包被性较强的PLUS/KCl或PEM聚合物钻井液体系,来应对非储层段大套泥岩地层,但是该钻井液体系井眼清洁效果差,起泥球严重,导致憋扭矩、憋泵压、起下钻困难等井下复杂情况,严重降低作业的时效。因此,梳理分析了泥球生成的原因,摈弃以往采用抑制包被型钻井液体系应对该大套泥岩地层的思路,首次在该区域非储层段采用全分散钻井液体系进行钻进,配套特殊流体段塞清岩技术以及起钻前转化为强润滑的钻井液体系,成功解决了该区域表层起泥球与井眼清洁问题。Z平台实施的5口井非储层段提速显著,φ311.2mm井段平均机械钻速为141.32 m/h,相对于前期最快的机械钻速提速达62.69%,创造东方区域类似浅部气藏开发大位移水平井的作业纪录。      

海上气田压力衰竭储层长水平段安全钻井控制技术

南海西部海域东方某气田Y平台采取浅层大位移水平井模式开发莺歌海组二段浅部气藏,储层埋深在井深1300m左右,最大水平位移为3783 m,最高水垂比为2.73。该气田经过十几年的开采,储层存在一定程度压力衰竭。同时,Y平台水平段穿过断层,钻进期间漏失风险高。在前期的一些开发井作业中,储层段钻进时曾多次发生井漏等复杂情况。因此,针对以往开发难题和结合Y平台的地层特点,进一步改良屏蔽暂堵无固相钻井液体系,配套环空ECD实时监测与精细控制工艺,成功解决了该区域储层漏失难题。Y平台实施的5口井提效显著,φ215.9 mm水平井段平均机械钻速为77.27 m/h,创造了东方区域类似浅部气藏大位移水平井的作业纪录。储层保护效果好,测试产量超油藏配产25%。      

丁页2HF页岩气水平井钻井技术

丁页2HF井是部署在川东南丁山构造的一口页岩气水平井,目的层为志留系龙马溪组,设计井深5 655.00 m。该井钻进中面临陆相地层厚度大、上部地层出水、气体钻井应用井段受限、地层可钻性差、钻头选型困难、长水平段托压严重、斜井段泥页岩井壁稳定性差等技术难点。为此,首先分析了丁山构造的工程地质特征;然后,结合邻区实钻资料,在钻进中综合应用了气体钻井、高效钻头优选、PDC钻头配合螺杆复合钻井、强封堵油基钻井液和漂浮下套管、三凝水泥浆体系等技术。实钻表明,这些技术的应用效果良好,不但使丁页2HF井顺利钻达目的层,而且完钻井深达到5 700.00 m,创造当时国内页岩气水平井最深纪录。对该井应用的钻井技术和工艺及具体实施效果进行了分析,认为形成的丁页2HF页岩气水平井钻井技术,可为丁山构造页岩气水平井钻井提供参考。      

有效解除水平井段压差卡钻技术——在磨溪地区钻井中的应用

由于勘探工作的需要，目前国内各油气田水平井钻井数量越来越多，钻井中在水平井段出现的压差卡钻事故也经常发生，现场一般采用大吨位提拉活动钻具、反复震击、条件允许时替入足量的低密度钻井液降压差、在卡点附近浸泡解卡液、泡酸、爆炸松扣、套铣等方法处理此类事故，但很难奏效。为此，从水平井段发生压差卡钻的成因及解卡途径、SPJ解卡液研制与评价入手，摸索出解除水平井段压差卡钻的关键技术--SPJ解卡液技术。该技术在磨溪地区的应用表明，为解除水平井段发生的压差卡钻，用前置冲洗液降低井筒液柱压力和浸泡SPJ优质解卡液的综合手段十分有效。适合在类似磨溪地区的钻井中推广应用。     

欠平衡钻井技术知识产权保护的分析与对策

为推动欠平衡钻井技术进步和提高中国石油企业对该技术知识产权的保护水平，阐述了欠平衡钻井技术发展概况及中国石油企业与发达国家的差距；通过全面检索国内外欠平衡钻井专利文献及相关技术文献，分析了国内外相关技术领域知识产权保护现状，指出了常规欠平衡钻井和气体欠平衡钻井领域在井控装备、压力控制、充气设备、欠平衡钻完井工艺技术等方面知识产权保护的热点、难点和薄弱环节，以及中国石油企业在欠平衡钻井技术中提高井下安全、实施全过程欠平衡钻井、欠平衡定向钻井等方面的技术创新方向，并提出了加强欠平衡钻井基础专利的申请、保护欠平衡钻井核心技术等知识产权保护策略。     

乌兹别克斯坦明格布拉克油田明15井钻井液技术

乌兹别克斯坦明格布拉克油田,地质构造极其复杂,井深800～3850 m存在盐水层、大段硬石膏、膏泥混杂层以及强水敏性地层,地层内CO₂气体浓度高,中下部3850～5900 m地层存在断裂带,孔洞裂缝发育,石膏蠕变缩径,高压油气水同层,溢漏矛盾突出,针对“四高一超”井（地层温度≥ 170℃、压力系数≥ 2.3、含盐≥ 20%、含硫5%～6%、超深井）施工,钻井液既要满足压稳上部高压层,又要兼顾下部低压层防漏堵漏和防H₂S需要,为解决大段石膏层蠕变缩径、高压盐水侵入造成井壁失稳垮塌以及高密度钻井液流变性调控难度大,循环压耗高,油气层保护等技术难题,通过钻井液体系优选,确定二开以下异常复杂井段采用高密度复合有机盐钻井液。现场应用结果表明,复合有机盐钻井液抑制润滑性好,抗盐钙污染能力强,固相含量低,即使在加入高浓度堵漏材料后,钻井液流变性依然可控,成功解决了该油田高密度钻井液压差卡钻、盐膏层阻卡、溢漏同层造成井下复杂事故频发以及无法钻遇深部油气层的技术难题,实现了打成目标,为后续施工提供了技术支撑和宝贵经验。      

涩北气田高矿化度地层盐水强包被聚合物钻井液

青海涩北气田位干柴达木盆地东部三湖地区,平均海拔2 700 m左右,地表为盐碱滩,寸草不生.该气田的井存在地层缩径严重、起下钻遇阻遇卡、盐水侵、井漏频繁、测井一次成功率低、钻井速度慢等钻井技术难题.为加快建设高原千万吨级油气田,开展了青海涩北气田优快钻井技术项目,研究了由高矿化度地层复合盐水配制的强包被聚合物钻井液技术,并在涩北气田第四系含盐地层试验成功,形成了配套的钻井液配制工艺和维护处理技术措施.该钻井液具有优异的包被抑制能力,解决了制约涩北气田钻井提速的起下钻遇阻遇卡、测井一次成功率低等技术瓶颈,对提高涩北气田钻井速度、保护产层、加快气田开发等方面起到了一定的促进作用.