大庆油田页岩油水平井钻井提速技术

针对大庆油田古龙区块页岩油水平井钻井过程中存在井壁易失稳、摩阻扭矩大和钻井周期长等技术难点,以大庆页岩油高效快速开发为目的,分析了该区块地层特点和钻井施工难点,优化了三开井身结构,确保页岩目的层施工安全;根据实钻经验及现有技术水平,对井眼轨道进行优化,降低施工难度;针对二开直井段缩径、三开造斜段和水平段钻井周期长等问题,进行了井壁修整工具、旋冲螺杆钻井工具、清砂接头和水力振荡器等工具研究,并进行了钻井参数优化,形成了大庆油田页岩油水平井钻井提速技术。该技术在大庆油田古龙区块3口页岩油水平井进行了现场试验,平均完钻井深4 691 m,平均机械钻速19.03 m/h,机械钻速提高53.7%,平均钻井周期35.23 d。研究与现场试验表明,大庆油田页岩油水平井钻井提速技术可为大庆油田页岩油高效开发提供技术支撑。      

吉木萨尔致密油钻井提速技术与实践

水平井技术是实现致密油开发的重要途径。2013年在吉木萨尔致密油区开展了水平井井组开发先导性试验,针对水平井裸眼长、水平段长、位移大的特点,及钻遇地层井壁易垮塌、井漏、机械钻速低、钻井周期长等主要技术难点,在分析地层特征的基础上,通过优化简化井身结构、井眼轨迹控制、优化钻井液体系、开展个性化钻头及小井眼降摩减扭措施和配套工具的技术攻关和现场应用,初步形成了一套吉木萨尔致密油水平井钻井提速技术,同比机械钻速提高98.27%、钻井周期缩短17.92%,为吉木萨尔致密油长水平段水平井进一步提速及规模应用奠定了基础。     

辽河油田燕南潜山带钻井提速技术研究与应用

辽河油田燕南潜山带位于辽河滩海东部,古生界、元古界和太古界为油气勘探目的层。该区块地层古老,地质条件复杂,钻井施工中存在古潜山地层易发生井漏、中生界地层易发生井壁失稳、地层倾角大使井眼轨迹难于控制、地层硬度大机械钻速慢等难题。为了实现该区块的优快钻井,针对以上难点,开展了钻井提速技术研究,通过井身结构优化、钻井液体系优选、井眼轨迹控制技术研究及钻井提速工具的优选,形成了适合该区块的钻井提速配套技术。现场应用表明,此文形成的提速技术能够大幅提高燕南潜山带区块的机械钻速,缩短钻井周期,降低钻井成本。     

塔里木盆地巴什托构造带钻井提速关键技术研究

巴什托构造带地处塔里木盆地塔克拉玛干沙漠的西南边缘,已钻6口井普遍存在钻井周期长、机械钻速低以及钻井成本高的问题。通过分析认为,该地区地层抗钻特征认识不清楚、钻头选型针对性不强、井底钻具破岩扭矩不足是导致机械钻速低的主要因素。针对目前该区块钻井提速面临的主要问题,定量评价了难钻地层的抗钻特征,提出了分层钻井提速优化技术方案：软—中软—硬地层优选5刀翼PDC钻头配合大扭矩等壁厚螺杆,强化钻井参数,消除粘滑效应,提升破岩效率;研磨性地层优选非平面齿PDC钻头配合扭力冲击器,解决钻头吃入难的问题;灰岩地层优选PDC复合钻头配合单弯螺杆,实现定向段优快钻进。XX-10井通过实施的上述方案,同XX-4井相比,平均机械钻速提高99.54%,钻井周期同比缩短95.36%,提速效果显著,对加快该区块的油气勘探开发进程具有重要意义。     

塔里木盆地满深1井超深井钻井关键技术

满深1井是位于塔里木盆地塔北隆起满深1号断裂带上的一口预探井,钻井过程中存在二叠系玄武岩漏失与垮塌同存,志留系塔塔埃尔塔格组可钻性差、钻头磨损快,奥陶系桑塔木组易井斜与井壁失稳垮塌等技术难点。为此,研究应用了二叠系优快钻井技术、志留系减振提速技术和奥陶系防斜防塌技术,有效解决了该井面临的钻井技术难点:应用混合钻头+螺杆钻具提速技术一趟钻钻穿二叠系玄武岩地层,应用聚磺钻井液体系确保了二叠系地层的安全钻进,未发生漏失及垮塌等井下故障,与邻井相比机械钻速提高了265.96%;应用个性化PDC钻头+TorkBuster扭力冲击器一趟钻钻穿志留系地层,且钻进期间扭矩稳定、粘滑振动弱,减振提速效果明显;应用预弯曲动力学防斜钻具组合钻进奥陶系高陡地层,防斜打直效果明显;应用高性能防塌水基钻井液安全钻穿奥陶系硬脆性泥岩,井壁稳定效果显著。该井试油获得高产工业油流,实现了塔里木盆地超深层油气勘探的重大突破,形成的超深层碳酸盐岩钻井完井技术为塔里木油田深层油气勘探开发提供了技术支撑。      

自激振荡式旋转冲击钻井工具在深井钻井中的应用

为进一步提高塔河工区深井、超深井的机械钻速,在该区块试验了旋冲钻井技术。TH10435H井和TH12272井深部井段使用旋冲短节配PDC钻头,取得了良好的提速效果。TH10435H井使用井段:1804~5141.57 m,总进尺3337.57m,纯钻时间165h,平均机械钻速同比提高16.1%;TH10272井使用井段:5172~6318m,总进1146m,总纯钻时间200.6h,机械钻速同比提高11.96%。TH10435H、T12272井应用结果验证了该技术在深井超深井的适用性,为塔河工区深部地层钻井提速探索了新的途径。     

基于相关系数法的涠西南凹陷潜山地层提速技术

北部湾盆地涠西南凹陷深部潜山地层高强度灰岩对钻井参数敏感性高、机械钻速慢,制约了深部潜山油气田的经济勘探开发。由于钻井参数数据量大、种类多,需要综合分析潜山地层难钻原因,设计提速方案。为此基于现场大数据,采用相关系数法,分析影响潜山地层难钻的主控因素,推荐合理钻井参数,并结合钻头优化设计和提速工具选用形成针对性的提速方案。该提速技术在潜山层位应用后相比于邻井机械钻速提高41%,取得了良好效果。     

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%。     

神府区块新型小井眼优快钻井技术应用与建议

小井眼钻井技术可以有效地提高钻井效率、降低开发成本、减轻环保压力。2019年神府区块推行Ф155.6 mm小井眼钻井技术,应用14口,平均钻井周期22天,机械钻速7.4 m/h,一次固井合格率72.4%。Ф155.6 mm小井眼在该区块应用存在作业周期长、机械钻速低、固井质量无法保证等技术难题,为此,通过分析钻遇地层特点,优化井眼尺寸及井眼轨迹,优选钻头、钻具组合及提速工具,使用改进型聚合物钻井液体系等技术措施,在相近区块应用4口井,钻井周期降低36.5%,平均机械钻速提高38.9%,固井合格率提高至95.9%,并逐步形成了一套适应于神府区块相对完善的钻井技术体系。     

准噶尔盆地乌夏地区二叠系风城组钻井技术难点及对策

乌夏地区二叠系风城组钻井提速面临硬地层钻速慢、井斜控制困难、井漏频发、高压井控风险大等难题,近年来应用泡沫钻井、氮气钻井、涡轮配合孕镶金刚石钻头钻井、垂直钻井、充气欠平衡钻井、随钻堵漏等新工艺、新技术,机械钻速稳步提高,复杂时率逐年下降,提速工作不断取得新突破。     

控压钻井技术在东海深部低渗地层中的应用

随着东海深部地层勘探取得突破,石油钻探进入深部复杂地层。深部地层岩石强度大、可钻性差,深部地层机械钻速低,同时深部储层孔渗条件差,储层保护尤为重要。此文介绍了一种新的钻井方式即控压钻井,分析其工艺优势和控制操作原理,结合东海地质特征,优化钻井参数,对东海N构造M4、M5井进行实例应用分析,机械钻速有较大的提高,同时也较好保护油气层,效果明显,为深部地层安全高效钻井提供一条途径。     

渤海中深层天然气田钻完井关键技术现状及展望

渤中凹陷西南环带深层含油气构造是渤海湾乃至我国东部迄今发现最大的中深层天然气田,针对该区域地质条件复杂、储层埋藏深、地层压力异常、可钻性差等特性,分析了开发过程中在异常压力预测、钻井效率、储层保护、钻井综合提速、井壁稳定、井筒安全及井控风险方面面临的技术难点,系统总结了近十余年现场实践形成的渤海中深层天然气安全环保高效勘探开发的钻完井关键技术体系,包括地质工程一体化快速评价、井身结构优化及安全控制、中深层钻井提速、抗高温低密度钻井液及储层保护、深层潜山中途裸眼测试等关键技术。随着渤海中深层天然气勘探领域的进一步拓展,会面临更为复杂的地质特征,面临越来越大的技术挑战,提出了未来渤海中深层天然气开发的钻完井技术应加强能适应更复杂地质工况的设备、工具、材料、新工艺技术的研发以及完善海上应急救援体系,保障渤海中深层天然气钻井的安全、环保和高效。     

东海西湖凹陷安全高效钻井技术优化研究

东海西湖凹陷钻井作业钻井速度较慢,深部井段井下复杂情况频发,作业效率不高.为了增加东海西湖凹陷的钻井速度、提高钻井效率,在表层井段采取了减小井眼尺寸并建立力学模型分析下入深度的技术方案;优化了井身结构,减少了作业开次;中下部井段改用油基钻井液;使用了一体化钻具组合,优化了钻井参数.通过对表层提速、井身结构、钻井液性能、...     

超深大位移井井筒清洁技术及工程实践

东海油气田勘探开发的规模不断扩大,有效利用海上现有的生产平台,充分运用大位移井钻井技术,可以实现对周边油田的勘探开发。但在东海大位移井的钻进作业期间,存在如摩阻扭矩大、井筒清洁状况不佳等问题,针对钻井过程中出现的井筒清洁难点问题,通过随钻工程实时模拟监测、配合工程技术措施和钻井液措施优化,形成了东海超深大位移井井筒清洁关键技术。并成功应用于X井等工程项目,实现作业的安全、高效完成。     

油基钻井液及其废弃物除油处理技术在东海探井中的应用

近几年，为解决大斜度定向井和大位移井钻井中所面临的井眼清洁困难、摩阻扭矩大、井壁不稳定等诸多难题，东海油气田的开发井开始采用油基钻井液体系，取得了良好的使用效果。油基钻井液相比于水基钻井液，抑制性更强，润滑性更好，有利于保持井壁稳定，从而降低钻具遇阻、遇卡事件的发生频率。该文首先对油基钻井液在东海油气田已钻开发井的使用情况进行分析研究，之后对油基钻井液在东海探井中的适用性与其废弃物除油处理方法的可行性进行理论研究，将在开发井中应用的油基钻井液使用工艺、方法扩展至东海的探井中加以应用。现场应用结果表明，该套工艺、方法切实可行，满足海上环保要求，保障了油基钻井液的成功使用，有利于实现东海探井安全高效钻进目标。     

东海深井探井钻井提速配套技术及其应用

随着东海油气资源勘探逐渐向深层发展,探井钻井作业深度不断增加,对原井身结构进行了优化。井身结构的变化使上部444.5 mm大尺寸井眼加深至2400 m,下部地层岩石硬度和强度增加使地层可钻性变差,机械钻速明显下降,导致钻井周期长,钻井成本高,因此,亟需钻井提速技术研究应用。针对难点,通过优选钻头和钻井方式,以及改进钻井液的应用,形成了上部444.5 mm井段快速钻进技术;下部井段通过智能录井钻井参数监控技术及时优化调整参数,分析选用了扭冲工具进行钻井提速,形成了下部井段钻井提速配套技术。现场试验应用表明,钻井提速效果十分明显。大尺寸复合钻井、扭冲工具、智能录井钻井参数监控等技术在该区可全面推广应用。     

水平分支井技术在东海的实践分析

东海中低渗、特低渗油气藏资源占总资源量的90％以上,低渗、特低渗油气田的有效开发是东海目前主要攻关方向,应用水平分支井可有效提高常规低渗油气田单井产能,未来将规模应用水平分支井开发低渗油气田.因此,通过分析东海已实施水平分支井,深入总结研究水平分支井钻井技术既可以提高作业时效,又为东海油气田的大力开发提供可靠的技术保障...     

东海边际油气田高效开发策略

东海边际油气田类型主要有低渗透气田、复杂断块气田、微构造气田和高凝原油油气田等.在分析东海边际油气田开发特点和难点的基础上,按照区域整合、统筹兼顾的原则,提出了坚持勘探开发一体化,建立低渗开发先导试验区,打造区域设施中心、组建区域管网、电网,简化平台功能实现标准化设计,依托已建/拟建平台滚动扩边,论证FPSO方案作为原油外输第二出路的边际油气田开发策略,力求突破边际油气田开发壁垒,实现边际油气田低成本高效开发.其开发经验和策略对其它海域类似边际油气田高效开发具有一定的借鉴意义.     

南海高温高压气田开发钻完井关键技术现状及展望

海上高温高压气田开发是一项高投入、高风险、高难度的大型海上系统工程活动。针对南海西部高温高压气田的基本特征,分析了南海西部高温高压气田开发在井筒安全、钻完井液、固井、定向井和水平井钻井、钻井综合提速、完井等方面面临的技术难点,并系统总结了目前已形成的油套管综合防腐、“五防”固井水泥浆和自修复水泥浆、超压盖层提速、储层精细保护、定向井轨迹控制以及安全完井等高温高压钻完井关键技术。随着南海高温高压勘探领域进一步拓展,当前正面临超高温高压、深水高温高压环境的巨大挑战,提出未来海上高温高压天然气开发钻完井技术应加强能适应更高温压等级的设备、材料、新工艺技术的研发以及完善海上应急救援体系,保障海上高温高压钻井的安全和高效。     

海上勘探开发一体化钻完井关键技术研究与实践

勘探开发一体化是缩短海上油气田建产周期、降低开发成本的有效手段,但海上油气田工程设施建造周期长、油气管网相对较少,对钻完井作业提出了更高要求.本文针对不同水深、不同类型和不同井口型式等探井转开发井特殊要求,建立了浅水探井井口再利用技术、一井多目标钻完井技术、简易移动式平台井口稳定性技术和深水探井转开发井井筒完整性评估技...