卫360-平1井C1+GAMMA地质导向钻井技术

为降低成本,达到对地质靶精确控制的目的,中?油田结合老油区已有的地质资料,采用MWD随钻GAMMA测量技术,配合气测录井的甲烷C1监测数据,通过计算调整井眼轨迹控制,综合判定油层着陆,走向倾角变化,提高了水平井眼的油层穿透率,有效地达到了利用地质导向施工水平井的目的。结合卫360-平1井的具体施工过程,介绍了C1+GAMMA地质导向技术在中原油田薄油层水平井施工中的应用经验,为今后油田水平井开发提供了技术参考。     

云2-平3井MWD GAMMA地质导向钻井技术

为了有效节约地质导向钻井成本,中原油田在老油区水平井施工中结合已有的地质资料,总结出了一套适合中原油田的MWDGAMMA地质导向的水平井钻井技术;文章重点介绍了剖面优化技术、钻具组合、轨迹控制和地质中靶着陆控制技术、MWD＋GAMMA地质测量技术及安全施工;并且介绍了云2～平3井水平井施工的要点,为今后油田水平井开发提供技术参考。     

辽河油田锦2-平1井水平井钻井技术

详细介绍了锦2平1井钻井过程中应用的井眼轨迹控制、轨迹测量、待钻井眼设计、邻井防碰、钻井液及安全钻进等技术措施。该井准确命中A靶，使A靶处的垂深、井斜、方位都达到了设计要求．实现了“软着陆”．运用钻时和全烃值参数，结合邻井技术资料，控制井眼轨迹始终位于油层中，提高了油层穿遇率。     

汪深1-平1井轨迹控制技术

汪深1-平1井是大庆油田一口深井水平井,完钻井深4205m,水平段长1009．51m,因地质原因2次填井侧钻,施工中轨迹控制难度加大。直井段4,311．1mm井眼采用大尺寸塔式钻具组合既可以控制井斜,又能释放钻压;造斜段做好二次剖面设计及施工预案,优选螺杆度数,使实钻轨迹尽量接近设计轨迹;水平段施工做到滑动钻进和复合钻进的合理分配．尽量使轨迹平滑。侧钻选用1．5°单弯螺杆,摆好工具面后小钻压侧钻,同时取砂样分析水泥与岩屑比例,水泥量减少后逐渐加压．禁止启动转盘。该井轨迹控制及2次成功侧钻为该地区水平井施工提供了借鉴。     

金侧平6井井眼轨迹控制技术

介绍了大庆油田在φ１４０ｍｍ套管内开窗侧钻的第二口科学试验水平井－金侧平６井的工程设计与现场施工情况,包括井身剖面设计、套管段铣、井眼轨迹控制等问题。重点介绍了其井眼轨迹控制技术。该井的成功,为在大庆油田推广应用短半径水平井钻井技术奠定了基础。     

冷41-平14"L"型水平井轨迹优化与控制技术

冷41-平14井受地面条件的限制,靶前位移小,为保证中间套管和完井管柱的顺利下入,剖面设计为“反向造斜-稳斜-降斜-正向造斜-水平段”的“L”型。简要介绍了冷41-平14“L”型水平井的设计概况,详细介绍了该井井眼轨道优化设计原则和设计结果,以及实钻井眼轨迹连续控制技术。该井精确命中A、B靶,两靶处的井斜角、方位角和垂深等达到了设计要求,在A靶实现了软着陆。该井井眼轨道优化设计和井眼轨迹控制技术为类似水平井的井眼轨道设计和轨迹控制提供了有益的借鉴。     

薄油层水平井轨迹控制技术

中原油田水平井主要开发油藏类型为复杂断块油藏和中深层低渗断块油藏,地层复杂,标志层少,油层薄,轨迹控制难度大。经过多年的水平井钻井技术研究和大量的钻井实践,形成了一套具有自身特色的薄油层水平井钻井技术,较好地满足了油田地质和开发的需要,取得了一定的效果。文章分析了中原油田的地质特点与水平井钻井技术难点,从井身剖面类型优选、着陆控制方法、水平轨迹控制技术等方面介绍了中原油田薄油层水平井轨迹控制技术。     

南246-平309阶梯水平井井眼轨迹控制技术

南246-平309水平井位于大庆敖南油田,目的层为葡萄花油层。该井为7靶点的阶梯水平井,设计井深为2121 m,实际完钻井深为2153 m,水平段长度728.48 m,井底水平位移1120 m,采用阶梯式水平井进行开发,轨迹控制精度要求高,施工难度大。在施工中由于受地层因素的影响,工具造斜能力下降,使第1靶点不能正常着陆。为此采用大斜度螺杆钻具进行非填井悬空侧钻,自然填埋下井眼的方法,实现了正常着陆。通过调整钻具组合、钻进参数、优化油层套管串结构等,使该井顺利完井,满足了设计要求。不仅取得了较好的经济效益,也为该区块水平井施工提供了宝贵经验。     

盘40-41侧平1井设计与施工

介绍了套管开窗侧钻短半径水平井——盘４０－４１侧平１井的工程设计和现场施工情况,包括井身剖面设计、套管段铣开窗、井眼轨迹控制等问题。该井的成功表明,短半径水平井技术具有广阔的应用前景,将产生巨大的社会效益和经济效益     

梁9-平1水平井井眼轨迹控制技术

梁9-平1井位于梁家楼油田中区西部,东临纯56块,目的层为沙三中油层。该井为二靶点水平井,钻探目的是开发梁9断块西部沙二中构造高部位剩余油,该井设计井深3076.43 m,实钻水平段长337.37 m,完钻层位S3段,完钻原则是B靶中靶后留足35 m口袋完钻。由于井身结构设计合理,井眼轨迹控制方法得当,且采用了MWD+电阻率测试仪的轨迹跟踪测量技术,加之技术保证措施正确,各方面配合密切,从造斜点开始一趟钻钻达A点,仅用26 d完钻,取得了较好的经济效益和社会效盖。     

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。     

TH302井导向钻井技术

TH302井是一口三维大位移水平井，井眼轨迹控制难度大，该井在钻进至深3851.92m时发生断钻具事故，被迫提前完钻。简要介绍了该井工程设计情况，详细介绍了井眼轨迹控制技术及各井段采取的主要钻井技术措施，对断钻具事故进行了分析，并总结出了使用导向钻井系统的成功经验。     

DH1-H3深阶梯水平井钻井液技术

DHl-H3井是位于塔里木盆地塔北隆起东河塘断裂构造带东河l背斜的一口超深阶梯水平井，完钻井深为6326m。该井深、井眼大且长裸眼，油层压力系数低、存在高压差，钻井过程中的潜在事故、复杂隐患多，该区的1口水平井因在二开大井眼无法解决“流交性与压耗”的矛盾，被迫提前中途完钻；另1口水平井因卡钻而侧钻。该井通过优选正电胶-聚合物-聚磺体系，优化配方及维护处理方案，保证了该井的顺利完成并节约钻井周期80多天。提出，采用强封堵、强润滑，结合“无故障及间歇”钻井的思路，可解决高压差、枯竭产层的压差卡钻问题；合理复配使用正电胶与高分子量聚合物，是解决抑制与分散、循环压耗与岩屑携带的关键。     

YM7-H1超深水平井施工困难及其原因分析

分析了YM7-H1超深水平井施工的技术难点，重点介绍了在施工过程中遇到的定向侧钻、滑动钻进、粘卡、缩径、“反阶梯”井眼轨迹的控制、套管变形等主要难题及解决办法，对施工困难的原因进行了分析和总结，并探讨了解决这些问题的技术措施，从中得出：要避免在大尺寸井段用滑动钻进方式造斜；超深水平井做好钻井设计非常重要；在钻井液密度高、裸眼井段长、井眼光滑性不好等不利条件下，粘卡、加压困难、动力钻具功率得不到有效发挥等问题会随之出现，这时若采用滑动钻进方式钻进应优先使用牙轮钻头；进行有效、快速、果断地决策是钻井安全的有力保证等一些重要的结论和建议，对以后在该区块钻含膏泥岩层超深水平井有很好的借鉴意义。     

温泉1－1大斜度井侧钻技术

温泉１－１井从３２００ｍ处开始运用金刚石钻头、Ｒ型磁性单点测斜仪、螺杆钻具等技术进行定向侧钻工井深３３０３ｍ，然后换用转盘始多稳定器组合控制并眼轨迹，至井深４１２５ｍ完钻。该井最大井斜角４０．５°（４１２５ｍ），创川东地区井斜角最大纪录，取得了较好的社会经济效益，为高陡构造钻大斜度定向井提供了经验。     

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。      

温泉1－1大斜度井侧钻技术

温泉１－１井从３２００ｍ处开始运用金刚石钻头、Ｒ型磁性单点测斜仪、螺杆钻具等技术进行定向侧钻工井深３３０３ｍ，然后换用转盘始多稳定器组合控制并眼轨迹，至井深４１２５ｍ完钻。该井最大井斜角４０．５°（４１２５ｍ），创川东地区井斜角最大纪录，取得了较好的社会经济效益，为高陡构造钻大斜度定向井提供了经验。     

永1-平1井四开小井眼高密度钻井液技术

永1-平1井是永进油田的第一口超深水平井,完钻井深为6 172.5 m.该油田西山窑组地层复杂,泥岩易掉块,砂岩渗透性强,易发生压差卡钻;小井眼环空压耗大、高密度钻井液的流变性、润滑性和高温下的稳定性调控难题严重制约工程施工.在钻井施工中采用了阳离子聚磺混油钻井液、高密度流变性和高温稳定性调控技术以及封堵防塌技术,顺利钻至完钻井深.该井投产后,产液量为18.01 t/d、产油量为12.8 t/d、产气量为3 411m<'3>/d.该井的钻探成功为超深、超压油气藏的勘探开发积累了重要经验.     

充气钻井液技术在云参1井的应用

云参 1井在钻进过程中 ,因钻遇超低压地层而发生严重井漏。为此 ,采用充气 (氮气 )钻井液欠平衡钻井技术 ,满足了地质要求 ,保证了正常钻进 ,这是国内首次成功采用充气钻井液欠平衡压力钻井技术解决严重井漏的井例。系统地介绍了云参 1井充气钻井液的应用背景、工艺流程、井口装置和现场施工情况 ,并分析了实施效果