浅析辽河油田SAGD大井眼双水平井钻完井技术应用

SAGD"121"工程是辽河油田重点工程,SAGD大井眼大位移双水平井主要面临着上部松软地层轨迹控制难、井眼净化难、套管柱下入难、防碰、三开井段两井轨迹相对位置(垂深始终相差4.5米钻进)控制难、地层高温等技术难点。为了提高机械钻速,减少井下复杂情况,本文从大井眼双水平井井眼轨迹优化与控制、抗高温钻井液、井眼净化、扩眼技术和大井眼套管柱下入等方面展开研究,对辽河油田SAGD大井眼双水平井的钻完井技术进行深入总结分析。     

Φ139.7mm套管开窗侧钻水平井钻井技术在苏36-6-9CH井的应用

Φ139.7mm套管开窗侧钻水平井技术是一项综合的钻井技术。苏36-6-9CH是长庆油田第一口Φ139.7mm套管开窗侧钻水平井。本文分析了Φ139.7mm套管开窗侧钻水平井的技术难点,详细阐述了套管开窗的程序、开窗侧钻技术应用、侧钻各阶段的施工情况、钻井液及完井方面的关键钻井技术。Φ139.7mm套管开窗侧钻水平井钻井技术在苏36-6-9CH井的应用表明长庆油田在提高低产井采收率方面有着良好的前景。     

水平井入窗技术

水平井入窗技术可以根据储层的位置随时调整井眼轨迹,实现"钻头跟着设计走"到"钻头跟着储层走"的转变。结合第四采气厂水平井施工实践经验总结了一套在不实施导眼井的情况下利用近钻头处实时采集的各种地质参数超前预测和识别地层和油气显示情况,并根据需要及时调整井眼轨迹,引导钻头准确钻达目标层的入窗技术。水平井入窗技术包括:卡准标志层初步预测目标层顶界海拔;应用海拔校正对比较精确预测目标气层顶界海拔;确定合理的入窗井斜角探目标气层顶界;利用钻时、岩屑和气测录井对比验证是否钻遇目标气层和确定合理的入窗垂深以降低水平段施工难度等步骤。     

大位移井钻井技术在塞博鲁科地区应用概述

塞博鲁科地区油田东部布置的海油陆采大位移水平井井深6500～7300m,水垂比大于3.39,属于轨迹控制难度极大的超大位移井。针对一开漏失、长段大井眼定向困难、水力参数与工具特性差异、水平段摩阻大起下钻阻卡、完井管柱下入困难等难题,优选气举携砂、井眼清洁评估、岩屑床破坏器、可变径稳定器等先进的设备和技术,优化钻井参数、钻具选型和钻井液匹配,先后完成了多口大位移井的施工,形成了塞博鲁科地区大位移水平井配套钻完井技术,为后续井施工提供了技术模板。     

三交地区加密煤层气多分支水平井关键技术

针对目前三交地区实施加密煤层气多分支水平井井场面积受限、与老井眼连通难度大、煤层钻遇率低的问题,采取地质导向和无线随钻测量相结合,通过优化井身结构及钻井参数优快成井,并采用玻璃钢筛管完井,以利于煤矿后期采煤作业安全。在该区域施工的加密煤层气多分支井水平井SJ107-H1井,主井眼井深1001. 29m,7个分支井眼共进尺4086. 80m,主井眼下入579. 97m玻璃钢筛管完井,为该地区实施加密煤层气多分支水平井提供了技术借鉴。     

苏里格二开结构水平井钻井技术

苏里格二开结构水平井能大幅降低成本、缩短钻井周期,提高综合效益。二开结构水平井利用Ф216mm钻头定向、入窗,节省中间的电测、通井、下套管固井等施工程序,直接运用Ф216mm钻头进行水平段施工,大大缩短了钻井周期。本文简要阐述苏里格二开结构水平井钻井技术及施工难点。     

边起钻边顶替带钻头堵漏水泥塞技术

南海某井是一口三维水平井,在Φ215.9mm井眼钻进水平段至4407m时,钻遇断层,钻井液有进无出。多次尝试钻井液堵漏失败,水平段大量钻屑难以携带,无法起钻。首次采用带钻头水泥塞堵漏作业,在水泥浆出钻头时,边起钻边替浆的等容积置换法,成功封堵漏层,为Φ177.8mm尾管的成功作业创造了有利条件。本技术对钻井液无法封堵的恶性漏失地层的封堵提供一种有效手段。     

SAGD水平井实施大井眼的可行性分析

克拉玛依油田最近两年借鉴加拿大SAGD技术和辽河油田开发的经验将此技术大胆应用,施工并完成上百组SAGD井,积累了大量经验。但大井眼444.5mm(171/2")的水平井还只是计划进行尝试,此文将针水平井轨迹及钻具组合设计计算论证是否可以实施,具有参考和指导意义。     

川渝深层页岩气水平井钻完井提速提效技术集成研究与应用

川渝深层页岩气埋深介于3500～4500m的页岩气有利区面积为13000km²,资源量为83000×10⁸m³,占埋深4500m以内资源总量的80%以上，是下一步页岩气勘探开发的重要领域。但目前川渝深层页岩气钻完井周期普遍在80d以上，严重制约深层页岩气快速开发。围绕深层页岩气水平井钻完井提速目标，剖析各开次施工地质工程技术难点，调研总结地质工程一体化导向、水平井卡钻防治、低粘低切广谱封堵油基钻井液等成熟先进页岩气提速技术，吸收引进高温旋导、降温设备、减震工具、储层专打PDC钻头等系列提速工具，形成一套川渝深层页岩气钻完井提速技术集成方案，在川渝深层页岩气区块优选井位开展集成技术试验并取得良好的应用效果，总体形成了一套适用于川渝深层页岩气水平井钻完井的提速配套技术体系，为缩短整体钻完井周期，助力深层页岩气规模高效开发奠定了基础，应用前景广阔。     

顺北区块大尺寸井眼安全高效钻进技术

顺北区块油藏构造带位于塔里木盆地顺托果勒低隆北缘,该区块布置的顺北蓬1和顺北鹰1井二开使用φ444.5mm钻头钻进,分别钻达至5350m和5395m中完,为当前国内最深的444.5mm井眼。钻井过程中集中了大井眼、长裸眼、易斜易卡、钻遇地层差异大等诸多困难于一体,制定了有效的技术措施,保证了444.5mm施工的连续性和安全性,节约了钻井周期,为今后大尺寸井眼施工提高了依据。     

安塞浅油层水平井“两趟钻”钻井技术

长庆油田浅层水平井钻井施工,由于埋藏较浅,应用目前油田水平井直井段、斜井段、水平段每一段起下钻换钻头和钻具组合,起下钻次数多,钻井周期长,不利于提速。减少起下钻次数,为提速的重要途经,通过对长庆油田丹平6水平井设计的研究,分析浅层水平井轨迹控制特征,改变油田水平井钻井的传统模式,优化设计,优化二开井身结构和钻头选型,简化钻具结构等,各项措施配套到位,丹平6井实现"一只钻头,两套钻具组合,两趟钻"完钻,减少了钻头使用数量和起下钻次数,降低了水平井施工风险,钻井速度得到大幅提高,轨迹控制更加便捷,该技术在长庆浅油层水平井中推广应用取得了良好的效果。     

SAGD水平井钻进技术在克拉玛依风城油田FHW117井组的应用

针对新疆克拉玛依油田风城作业区目前采用的直井、定向井及常规水平井方式开采地下稠油方式不理想,2008年开始试验SAGD水平井钻进,该技术井眼轨迹采用5段制,水平井抽油泵下泵位置为一稳斜段,SAGD双水平井垂直间距为5米,水平段采用φ177.8mm激光割缝防砂筛管完井,在常规水平井的施工工艺基础上采用磁导向定位技术,有效控制两水平井水平段的相对误差,从而提高采油的收获率。     

苏里格气田苏6—15—7H井裸眼完井技术与应用

苏6—15—7H井是苏里格气田一口需要改造的水平井。从水平井的设计,井身结构、钻具组合、PDC钻头、钻井液技术、摩阻扭矩控制技术、油气层保护技术和打捞技术等进行研究,完善了水平井钻井,钻井完井液、钻井完井管柱下入、打捞和完井技术。为实现致密气藏水平井开发。提高水平井钻井完井技术,储层增产改造效果都具有重要的指导意义。     

青海油田Φ139.7mm套管开窗侧钻井工艺与技术

Φ139.7mm套管开窗侧钻作业属于典型的小井眼高泵压小排量钻井类型,其具有钻头与环空间隙小、施工压力高、井眼轨迹难控制、对钻井液性能要求高、套管难以居中、固井质量差等难题。本文通过对青海油田井下作业公司施工的第一口Φ139.7mm套管内开窗侧钻井——跃934(斜)井在施工过程中存在的问题和收获的经验进行分析和总结,希望对今后Φ139.7mm套管内开窗侧钻施工提供一定的参考作用。     

筛管完井在风城油田重32井区SAGD水平井中的应用

在过去十年间,水平井技术广泛应用于稠油、超稠油油藏的开发,而在水平井稠油、超稠油开发中存在水平井开发疏松砂岩重质油藏时会出砂,因此,优化完井方法非常重要。本文在调研分析国内外稠油水平井完井技术和新疆油田稠油水平井完井技术现状,总结了筛管完井方式在风城油田重32井区SAGD水平井中的应用。     

复合尾管完井在锦303CH小井眼侧钻水平井的应用

针对小井眼侧钻水平井悬挂筛管完井出水严重这一生产问题,开展了锦303CH小井眼侧钻水平井上部复杂地层固井完井实践,成功地解决了顶水下沉出水的这一难题,为老油藏小井眼井高效复活增产提供了可靠的技术支撑。     

定向随钻扩眼技术在顺西区块超深侧钻井中的应用

塔河油田顺西区块具有地质特征复杂、地层可钻性差、储层分布深、高温高压等特点,一直制约着该区块的规模性开发。为了掌握并解决钻探过程中遇到的各种技术难题,给下步勘探开发提供资料依据,在此部署了超深侧钻水平井-SX3,一开采用定向随钻扩眼技术。SX3井优选复合偏心式PDC钻头、大扭矩螺杆和SlimpulseMWD随钻测量系统,施工过程中及时调整钻井参数,扩眼段长共277m,平均造斜率5.84°/30m,最大井斜20.1°,井径范围172.7～215.8mm,井眼轨迹平滑,满足特殊直连扣套管的入井要求。定向随钻扩眼技术在顺西区块超深侧钻井的成功应用,表明其已成为有效的技术手段,为加快新产能建设提供了技术保障。     

辽河油田XH27-H1井钻井施工简介

XH27-H1井河油田的一口水平井,由长城钻探钻井一公司负责整体施工,工程院负责水平井段轨迹控制及LWD仪器服务。该井因油层薄,要求水平段纵向轨迹控制误差0.5 m,考虑到钻头尺寸φ215 mm,因此轨迹控制难度极大,通过工程地质相结合,及时准确的待钻轨迹预测,制定严谨的工程施工工序,该井水平段顺利按要求完成施工,实际轨迹控制精度纵向±0.48 m。本文通过对该井施工情况的简介,介绍了该井施工过程所采用的技术措施。     

水平段侧钻井筛管防砂完井技术研究

为了实现低成本开发砂岩油藏侧钻水平井,优化开窗点位置,实现A靶点侧钻,减少侧钻裸眼井段长度,配套开发出筛管膨胀悬挂器和高性能管外封隔器,评价了套管安全下入可靠性和高温完井管柱高温安全性,形成一套水平段侧钻井筛管防砂完井技术,并在胜利油田Z32-CP24井成功应用.现场应用表明,该技术实现了剩余油富集油藏低效水平井换水平...     

长封固段固井技术在苏北盆地吉2-41井的应用

苏北油区吉2-41井是苏北盆地东台坳陷海安凹陷曲塘次凹云树庄断块构造高部位的一口定向开发井。该井使用?215.9mm钻头钻至井深3455m,下入?139.7mm套管下深3450m,要求水泥浆返高2500m,是目前苏北油区常规生产井要求水泥封固段最长的一口井。分析了固井技术难点,采用三凝水泥浆体系进行封固等固井施工技术思路,现场应用效果良好,经电测,固井优质率高达93.1%,解决了苏北油区常规生产井长封固段固井技术难题。