充气流体钻井技术在矿2井的应用

矿2井是四川地区在推覆体构造上钻探的第一口定向井。实钻中，该井Ф311．2井段井漏严重，卡钻频繁，钻至井深1522m(侧钻前)，处理井漏和卡钻井下复杂损失时间1669h。为了从根本上解决该井的井漏及卡钻问题，侧钻后从井深1535．27m使用充气流体钻进至井深1901．00m下入Ф244．5套管，钻井进尺365．73m，有效地解决了井下复杂情况。     

控压钻井技术在NP23—P2016井的应用

NP23—P2016井是南堡油田2号构造的一口开发水平井,其奥陶系储层潜山裂缝发育,存在多压力系统,常规钻井存在严重井漏、喷漏同存,难以钻达完钻井深等难点。本井应用控压钻井技术,在同一裸眼井段钻遇多个不同压力系数的溢漏显示层,安全钻达完钻井深,大大减少了漏、喷复杂及其不良影响,取得了显著应用效果。     

波纹管堵漏技术在黄龙004-X1井的应用

四川盆地东部地区在下三叠统嘉陵江组五段以上地层，压力系数普遍较低，井漏频繁，溶洞、裂缝性井漏时有发生，堵漏难度大、成本高，有的井因此报废。黄龙004-X1井钻至井深2 313～2 316 m发生溶洞、裂缝性井漏失返，先后多次采用桥浆、水泥堵漏，均未取得明显效果。在该井开展了波纹管堵漏研究，采用清水强钻至井深2 340.37 m进行波纹管堵漏获得成功，安全顺利钻达固井井深，下套管彻底封隔了该漏失层段。为碳酸盐岩溶洞、裂缝性井漏的有效治理探索了一条新的技术途径。     

河坝1井复杂地层钻井完井技术

河坝1井是川东北地区的一口重点区域探井，完钻井深6130．00m。该井地质情况非常复杂，上部陆相地层高陡构造倾角大，坍塌严重；下部海相地层含多套压力系统，且存在含硫化氢的超高压天然气层、盐水层、盐膏层以及易漏失地层等，在钻井施工中出现多次井壁严重垮塌、井漏、喷漏同存、气侵，甚至出现卡钻等井下复杂情况和事故。深部井段由于钻井液密度高．钻井周期长，不但给钻井液的维护和处理带来了极大的困难．而且造成钻具、套管磨损严重。河坝1井采取了优选钻具组合、钻井参数、钻井液体系以及水泥浆体系等技术措施，并采用了系列钻井新工艺、新技术．历时1241．96d．钻至设计井深，发现了两个高压气层及数个含气层。详细介绍了该井钻井作业中存在的技术难点及采取的技术措施。     

钟6斜-10B长封固段固井技术应用分析

钟6斜-10B井是位于潜江凹陷钟市油田西部潜三井区的一口重点开发井,井深2969m,该井二开用Ф215．9mm钻头钻至井深2969m,下入中139．7mm套管,要求水泥返至井深1400m。由于封固段长1565m,水泥浆“失重”时易发生油气、水窜,加之该井油气、水较为活跃,有水层49层,增加了水窜的可能性;此外,该井在2669．51m发生卡钻,处理事故时钻井液中混入大量原油及解卡剂也影响封固质量,该区块钟6斜-9B固井质量没有达到优质。对钟6斜-10B井固井技术进行了研究,根据研究结果,该井选用了驱油效率大于90％的WG-168冲洗液以及双凝、低失水、低析水、高强度的水泥浆体系和其它配套的工程措施,使水泥浆返至井深1028．5m,固井质量达到了优质。     

欠平衡钻井技术在碳酸盐岩超深水平井TP127H井中的应用

塔河油田托甫台地区奥陶系碳酸盐岩储层安全压力窗口窄,储层以裂缝、缝洞为主,钻井中易漏、易涌。TP127H井是该区一口碳酸盐岩超深水平井,钻至井深6 914.39 m,漏失钻井液量1 538.67 m3,水平段钻进钻遇多个溶洞,为安全顺利钻至设计井深,对该井实施了欠平衡钻井工艺。论证了该井欠平衡钻井的可行性,分析了欠平衡钻井技术的钻井液密度、井口控制压力和井底压力,研究成果应用于TP127H井欠平衡钻井施工中。应用结果表明,该技术有效地解决了TP127H井漏失难题,对同类油藏的钻井施工提供了借鉴。     

塔河油田S105井承压堵漏技术

塔河油田S105井三开长裸眼井段钻遇长达255m的盐膏层，而且地层压力上低下高，为此，在钻至井深5100m时，应用承压堵漏技术对5100m以浅的裸眼段进行先期堵漏，使地层承压能力大大提高，整个盐膏层钻井过程顺利．仅漏失约20m。钻井液。详细介绍了该井承压堵漏的施工情况。     

塔深1井奥陶系堵漏及微漏强钻工艺技术

塔深1井完钻井深为8408m。该井钻至井深6237m，发生有进无出的恶性漏失，此时钻遇地层为奥陶系鹰山组，地层层理发育、破碎，属共存裂缝和溶洞型、压力敏感型漏失地层。由钻时分析结果和成像测井结果可知，该井严重漏失层段为6237-6278m，其中有十几米（不等厚互层）达放空状况。由于参考资料太少，造成对漏层性质、敏感性、缝洞宽度的分析不准确，结果堵漏6次才制定出有效的堵漏配方。第9次堵采用桥塞堵漏技术，使漏速降至3～6m^3／h，随后在微漏条件下实施强钻工艺措施，安全顺利钻达四开井深（6800m），最后顺利下入套管并成功固井。     

利用液位探测仪在宝001-1井泥浆帽控压钻井试验

宝001-1井,设计井深4 369 m,目的层是长兴组.该井在钻至井深2 030.98 m(须家河地层)发现井漏有进无出.随后在堵漏、钻井过程中又出现垮塌卡钻、溢流的严重复杂局面.针对这种特殊的复杂情况,通过综合分析,采用液位探测仪监测井下液面变化,泥浆盖帽施工工艺控制液面高度变化,保持井筒上部泥浆帽高度和性能稳定,从而维持井眼的稳定;下部使用清水强钻循环携砂的方法成功钻至固井井深.从而实现安全、快速、低成本的钻井施工,并总结探索出一套对付川东漏、喷、塌同存的钻井工艺技术.     

任深2井溶洞性漏失堵漏工艺探索与实践

任深2井是勘探潜山地层的探井,钻至井深3374.44 m时发生井漏,在井段3388.68-3389.73 m放空1.05 m,采用边漏边钻方法钻至井深3748 m后要求对上部地层进行堵漏,此时累计漏失清水12748.13 m^3。测井结果表明,该井在井深3446 m以上裂缝、孔洞较为发育。介绍了该井1.05 m大溶洞漏失的成功堵漏技术。     

柯深1井钻井工艺技术

塔里木盆地西南坳陷柯克亚构造压力层系复杂。深预探井柯深1井于1991年12月开钻,1994年8月完钻,9月完井,完钻井深6481m。这是我国的第三口深井,也是我国近年来所钻最深的一口井。该井二开?444.5mm钻头钻深3544.20m,?339.72mm套管下深3540.93m;三开?311.15mm钻头钻深5028.64m,?244.5mm套管下深5025.68m;四开?215.9mm钻头钻深6481m,取心1筒,进尺5.32m,岩心收获率100%,?177.8mm+?139.7mm复合尾管下深6479m,创多项同尺寸钻头钻深和同尺寸套管下深的国内最高纪录。本文主要介绍了柯深1井的钻井装备和钻井工艺。     

高压膏盐层定向井钻井关键技术

Jeribe—Kirkuk储层为伊拉克哈法亚油田的主力储层之一,上覆厚约500 m、地层压力系数为2.25的Lower Fars膏盐层作为其盖层。因该高压膏盐层的存在,导致第一口Jeribe—Kirkuk定向井多次卡钻2次侧钻,第一口水平井提前下套管完井,Lower Fars高压膏盐层钻井面临极大挑战。为此,通过分析Lower Fars膏盐层的力学特性、孔隙压力、地应力大小以及岩石矿物特征,建立Lower Fars层不同岩性地层井壁稳定和井眼变形规律的数学模型和判定规则,模拟钻井过程中的井眼变形规律,有针对性地研制适用于该膏盐层定向钻井的高密度饱和盐水钻井液体系、优化定向井井眼轨迹与施工方案。研究结果表明:(1)Lower Fars膏盐层最易失稳地层为泥岩层,卡钻的主因是泥岩水化后流变性增大,导致井眼缩径,并拖拽相邻硬石膏和盐岩坍塌,加剧卡钻的风险导致卡钻;(2)Lower Fars层井壁变形失稳随井斜角和井眼钻开时间的增大而增大,随着井眼钻开时间的延长,井壁失稳的风险急剧增加;(3)筛选了适合高密度饱和盐水的聚胺抑制剂BZ-HIB及聚合物稀释剂JNJ,优化钻井液配方,可有效提高钻井液在膏盐层钻进过程中的抑制性及流变性;(4)Jeribe—Kirkuk定向井造斜点由Lower Fars层提升至Upper Fars层,Upper Fars井段造斜、Lower Fars井段稳斜,降低Lower Fars段的井斜角和定向段长度,从而降低卡钻风险。截至目前,22口井的现场应用效果表明,该区?311.2 mm井眼事故复杂得到了有效控制,其中,2016年平均钻井周期为35.8 d,同比缩短52.8%,机械钻速从平均3.3 m/h提高至7.33 m/h,提高122%,技术优化取得了明显的效果。     

文23-6J救援井挤水泥技术

文23-6J救援井是华北油田引进英国科学钻井公司(SDI)磁性距离修正技术,对文23-6X井进行封堵的一口救援井,如果文23-6X井封堵成功,就能在文23气藏建一个有效库容7.93×108 m3、工作气量3.9×108 m3的储气库。文23-6X井是2005年的事故井,井内有近2 300 m落鱼,由于长期的浸泡井下情况复杂,虽然SDI的技术先进,到井深2 588 m后,因没有了落鱼,失去了磁性测量目标,仅在钻井过程中5次与文23-6X井相交汇,没有实现全部贯通,在交汇处分8次注73 m3水泥浆进行封堵。为确保文23-6x井的封堵效果,在救援井下套管固井后,第一次选用了定向定面复合射孔技术,应用超细水泥浆体系,对34#和29#砂层进行射孔挤水泥,经过负压37.84 MPa地层测试封堵效果良好,达到了储气库建设标准要求。     

建35-3井空井固井技术

建35-3井是建南南高点低压易漏地质构造上的一口开发井,该井在φ311.2 mm井眼采用空气钻井技术钻至井深2 690 m,然后下入φ244.5 mm技术套管.为了解决空气钻井达到设计井深后,替入钻井液再下套管、注水泥固井面临井壁水化失稳和井漏等问题,决定在该井直接进行空井固井作业.通过分析固井技术难点,并采取非插入武正注反灌注水泥固井作业,选用双凝双密度水泥浆体系,用增韧防漏水泥浆作尾浆,该井实现了低压易漏地层全井封固,而且施工顺利,固井质量合格,值得借鉴和推广.     

广安002-Z2鱼刺状多级分支水平井钻井技术

广安002-Z2是一口4井眼、2分支鱼刺井,在主井眼采用斜向器侧钻第1分支井,在第1分支井中采用悬空裸眼侧钻第2分支井,主导眼采用筛管完井,分支井采用裸眼完井。在斜向器回收未成功的情况下,采用绕障钻通主导眼实现压力连通。该井成功采用多种侧钻技术顺利完钻,累计水平段长达2031.71m,钻遇3个储层,大大地增加了天然气产量。该技术具有广阔的推广应用价值。     

大尺寸井眼钻井工艺在渤海油田某探井中的应用和突破

经过三压力研究和实钻邻区资料证实渤海油田某区块中深部地层存在高温高压。在该区块某探井实际钻探中,地层压力系数1.3,最高达1.65,井底温度高达178℃,根据地层压力及地质特征进行井身结构优化,ф444.5 mm大尺寸井眼钻进至馆陶组顶部垂深2 700 m,才能减轻中深部高温高压地层的钻探风险,在渤海地区,ф444.5 mm大尺寸井眼钻进至2 700 m尚属首次,通过钻具组合优化与轨迹控制、海水/膨润土浆钻进、优化水泥浆体系和浆柱结构等技术,使得该井大尺寸井眼钻探过程中,在防斜打快、钻井液工艺及固井技术等方面均取得了突破,为钻开高温高压井段,进行地质评价提供了有力保障。     

塔里木库车山前深井窄间隙小尾管固井技术

库车山前是塔里木油田增储上产的重点区域,井深通常在6000~7000 m左右,地质条件复杂,已钻遇井最高温度近180℃,最高气藏压力为150 MPa。钻井采用五开井身结构,目的层巴什基奇克组专打,厚度较薄,约为200 m,采用尾管固井工艺。井深、温度高（120~180℃）、窄间隙（11~18 mm）、小尾管约200 m,对水泥浆抗温性能、流变性能及力学性能均提出了挑战,同时部分井采用水基钻井液,滤饼厚、清除困难,保证固井施工安全及胶结质量困难。针对以上难点,优选抗高温高强度水泥浆体系、抗高温冲洗隔离液体系,同时配套固井工艺,形成适合库车山前固井的深井窄间隙小尾管固井技术,可大幅度提升环空的冲洗顶替效率,同时水泥浆强度发展快,有利于提高水泥石胶结质量,确保后期负压验窜顺利实施。该技术在大北1101井φ127 mm尾管固井中应用,固井合格率为97.2%,优质率为79.4%,负压差33 MPa验窜合格,创山前水基钻井液固井质量最高记录。      

委内瑞拉奥里诺克胡宁区块丛式三维水平井安全钻井技术

委内瑞拉奥里诺克胡宁区块储层埋藏浅,地层疏松,丛式三维大位移水平井具有位移大(1 300 m以上),水垂比高(3.1~4.5),井眼曲率大(7°/30 m~10°/30 m)的特点,钻井作业面临井眼轨迹控制难、摩阻扭矩大、井壁稳定性差以及尾管下入困难等技术难点。为此,通过对平台内不同偏移距下的三维井摩阻扭矩分析、井眼轨迹优化设计、极限井深模拟计算以及钻井液体系与配方优选,有效解决了因垂深浅、水平段长引起的钻具摩阻扭矩大与托压问题,以及弱固结性疏松砂岩储层井壁失稳和储层保护等技术难题;采用漂浮下套管并配合井口加压的复合技术来解决套管下入设计深度问题。该研究成果在胡宁区块现场应用7口水平井,其中E3-23井完钻垂深仅375.3 m,而斜深为1 984.1 m,水平位移达1 688.4 m,水垂比达到4.5,成为目前已钻完井中水垂比最大的三维水平井。该项技术可为国内浅层油气田高效开发提供借鉴。     

巨厚砾岩层气体钻井井眼特征

由于具有常规钻井所不具备的多方面优势,气体钻井技术在中国正受到越来越多的关注。作为一项打开油气层新技术和提速技术,气体钻井技术在矿场应用中存在一些特殊问题,包括巨厚砾岩层提速钻井中井斜控制难和套管下入遇阻现象。现有的空气锤和钟摆钻具组合控制井斜方法在塔里木油田山前巨厚砾岩层中都很难起到很好的井斜控制效果,而且套管遇阻情况严重。基于实测井径数据,利用3次样条曲线重构井眼截面形状特征,并探讨巨厚砾岩层空气锤钻井椭圆井眼形成机理。结果表明,空气锤以高频冲击破坏岩石,受地层的非均质性和各向异性的影响,所形成的井眼体现为高度椭圆性。431.8 mm井眼的平均井径达495.3 mm,长轴达551.2 mm,而短轴仅为427.7 mm。正是这种井径短轴偏小和井壁不规则造成了套管下入遇阻问题。为了在塔里木盆地山前巨厚砾岩层推广气体钻井技术,不但要有效控制井斜,而且要尽可能增大井眼短轴长度。博孜101井的钻井实践表明,采用预弯钟摆BHA(底部钻具组合)不但可以较好地控制井斜,而且可以有效地改善井径截面形状,提高井壁的光滑度。     

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。