浅析随钻地层压力预、监测技术在堡古2区块的现场应用

冀东油田堡古2区块,大部分井在钻探过程中多次发生井漏、溢流等工程复杂事故,严重影响了勘探速度和完钻建井周期。由于综合录井采集泵压、钻井液流量、出入口密度、出入口温度、钻井液池体积等录井参数不能提前或及时判断出井漏、溢流情况,且独立的某个参数很难准确、客观地反映钻井状态。针对堡古2区块存在的井漏、溢流等问题,应用随钻地层压力预监测技术预防井漏、溢流等复杂工况发生。在钻前预测时,收集邻井测井、工程数据等资料,分析漏失、溢流层位及原因,提出合理预防建议;在钻中监测时,根据现场综合录井参数,应用地层压力、水力学软件实时计算分析地层孔隙压力、破裂压力、循环当量密度、井筒流态和井眼净化,通过这些参数实时分析目前是否可能发生井漏、溢流等情况,提出合理建议,使钻井液参数、工程参数保持在安全的钻井状态。通过现场堡古2区块一口井的实践,证实了本文提出的方法能够对提前或及时预防井漏、溢流等复杂工况起到一定的作用。     

合水地区控压钻进技术应用

合水地区2013~2015年钻井发生溢流46起,溢流占钻井总口数的11.8%,属于井控险情高发区域。部分井关井套压高、溢流物中含油气或有毒有害气体,同时该地区目的层易漏失,井控险情处置难度大、风险高。为解决该地区溢流压井难度大、风险高的问题,2015年在该地区16口井中进行了控压钻进。本文通过对该地区控压钻进技术应用分析,形成了控压钻进设备配套模式、溢流控压钻进处置工艺流程、控压钻进参数规范及技术措施,通过应用分析,认为:在该地区进行控压钻进能够有效的解决溢流压井过程中的井漏等难度大、风险高的问题,能够减少溢流压井处置时间和处置费用,与其它溢流井相比,控压钻进溢流处置时间缩短7小时/口;本文对今后控压钻进技术的应用具有一定的指导意义。     

环空压耗补偿的确定在SP11-12井的应用

在钻井现场中,在连续钻进状态,地层相对稳定、接单根或立柱正常,但一旦起下钻或井筒流体静止时间一长,溢流或井塌现象时有发生。究其原因主要是钻进时,环空压耗作用于井底,井底压力较大,在起钻或空井时,环空压耗消失,若忽视了环空压耗的补偿,井底压力较小,从而出现溢流或井塌现象。     

调整井浅层漏失情况分析与对策

在河南油田某些老区调整区块钻井过程中,由于常年注水(聚)开发,注水(聚)层位压力高,钻至注水层位极易发生溢流、井涌等井控复杂情况,随着钻井液密度的提高,上部薄弱地层容易发生漏失,下涌上漏难以维持正常钻进.举例介绍了调整井钻井过程的井漏情况,针对这种情况,我们提出了进行先期承压堵漏的措施,提高薄弱地层的承压能力,通过对区...     

顺北区块“漏、溢”同存小尾管控压固井技术研究

顺北区块储层以奥陶系碳酸盐岩缝洞型为主,地层稳定性差易漏失,储层深,井底压力大,油气上窜严重,存在溢流风险,属于典型“漏、溢”同存工况,这使得固井施工变得极为困难。为解决以上固井技术难题,探索采用全流程控压固井技术措施,经过精准模拟施工动态当量密度,获得控压参数,有效控制井底、井口压力保持动态平衡;优化套管居中度,模拟施工排量,提高顶替效率;采用双凝双密度防漏水泥浆体系,进一步防止水泥浆漏失。目前该技术已在顺北5-X井成功应用,该井固井质量良好。该技术为顺北区块窄密度窗口井段固井施工积累了经验,对该区块复杂井固井施工具有借鉴意义。     

煤层钻井技术研究综述

准噶尔盆地江汉承钻区块地层压力复杂,侏罗系地层广泛分布着较厚的煤层,钻进过程中出现煤岩坍塌、井漏、煤层气侵等问题,极大的影响了钻井过程的进行。为了减少钻井复杂问题的发生,提高钻井速度,在调研了国内外煤层钻井的现场经验和资料的基础上,结合准噶尔盆地中部实钻的董3井,董110井,永2井和永6井钻遇煤层钻井过程中产生的复杂问题,优选了煤层钻井的一系列措施并且在现场得到较好的效果。     

煤层安全钻井技术研究

准噶尔盆地江汉承钻区块地层压力复杂,侏罗系地层广泛分布着较厚的煤层,钻进过程中出现煤岩坍塌、井漏、煤层气侵等问题,极大的影响了钻井过程的进行。为了减少钻井复杂问题的发生,提高钻井速度,在调研了国内外煤层钻井的现场经验和资料的基础上,结合准噶尔盆地中部实钻的董3井,董110井,永2井和永6井钻遇煤层钻井过程中产生的复杂问题,优选了煤层钻井的一系列措施并且在现场得到较好的效果。     

对海外井控装备使用与维护的几点认识

针对伊拉克中石油作业区块井控装备使用与维护过程中出现的某些问题,例如:如何在现场更好的合理使用与维护保养防喷器等井控设备,平板阀维护与保养的注意事项,以及FKQ型远控台压力表与司控台压力表示压值相差较大等问题进行探讨,结合现场检修设备时发现的问题提出建议。此建议仅限于伊拉克中石油大庆作业区块。     

顺北油田超深碳酸盐岩油藏压井案例探讨

目前中国石化在顺北区块加大部署开发,成为主力上产油田,但由于埋藏深度一般在7000m以上,油藏受断裂带控制,溶孔、溶洞、裂缝比较发育,地层压力变化大、井温高、高含硫化氢等特征,邻井参考性差,压井方式选择困难,目的层溢流压井处理难度大。文章通过对顺北油田压井技术进行总结、现场试验、探讨,形成了一套适用于顺北油田的经验做法,根据溢流能量大小对压井方式进行优选,能量较小者优选节流循环压井;能量较大者先平推压井;同时压井后使用旋转防喷器或环形防喷器快速起至安全井段防止卡钻。结论认为,通过对压井方式的优选、溢流防卡的处理能较好的处理顺北油田目的层溢流。     

控压钻井技术在海上高温高压井中的应用

控压钻井技术在解决窄泥浆密度窗口地层、裂缝发育的压力敏感地层钻井出现的喷漏同层、喷漏同存的复杂事故有显著效果。为解决D29高温高压井极窄泥浆压力窗口的问题,本井在目的层井段使用了控压钻井技术,最终成功的完成了该井目的层井段的钻进、电测作业。     

宜黄区块固井技术的研究

宜黄区块天然气井井深在2300～3000m,气层跨度400～600m,因刘家沟、石千峰、石盒子地层承压能力低易发生漏失,漏失后造成静液注压力下降气层段固井质量及固井封固率难以得到保证,历年来在该区块部署气井钻进、固井过程中发生漏失率居高不下,近三年漏失率达到94.6%。随着近几年油田公司对固井质量、水泥浆体系提出更高的要求,2020年使用轻珠水泥浆体系固井漏失率高达67.2%,一次上返难度大。该区块从2020年至今经历3次重要水泥浆柱、施工工艺调整,目前现场施工水泥浆均返出地面,固井质量保持稳定,声幅测井质量合格,为以后该区块固井提供有力支撑。     

控压固井技术的应用现状及发展趋势

控压固井技术或者精细控压固井技术是指用较低密度的水泥浆体系,通过泵注过程中关闭封井器,用节流阀控制返出口排量大小,给环空施加适当的回压,使井底压力始终保持在一个比较恒定的值。通过这种技术,可以解决压力窗口窄或者地层压力偏高等压力敏感性地层的固井难题,防止井漏、溢流的发生。     

不同地层的漏失压力分析

在钻进压力衰竭地层、破碎或弱胶结地层、裂缝发育地层及多套压力层系等时,井漏诱发的井壁失稳、坍塌、井喷等问题经常发生。本文通过分析地层岩性,确定合适的地层压力计算模型;然后,根据漏失通道,漏速大小分析其漏失类型,结合现场实地数据,得到相应的漏失压力模型。现场应用表明,针对不用地层所选的合理漏失压力预测模型,计算结果与现场符合,对于钻井液安全密度窗口的确定和安全钻进具有重要现场指导意义。     

DB区块钻进复杂情况分析与预防

DB区块地质构造复杂,岩性主要是泥岩、砂岩。该区块在钻进过程中井壁稳定性差,出现井漏、井壁坍塌、阻卡等复杂情况较多。笔者首先对DB区块已钻井的复杂情况进行了统计与分析,确定了DB区块地层坍塌压力与破裂压力计算模型,进而确定了该区块各个层位的安全钻井液密度窗口。研究结果应用于DB区块LP14井的钻进中,有效的减少了井底复杂情况的发生频数,对其它井的钻进具有一定的指导意义。     

伊拉克米桑油田窄密度窗口精细控压钻井液工艺及应用

伊拉克米桑油田盐下层地质条件复杂,地层呈现“上下漏,中间塌”且在中间地层存在异常高压层,密度窗口极窄,易发生井漏、井塌、卡钻、溢流甚至井喷的复杂事故,导致钻井周期长、施工难度大、钻井成本高等一系列问题。本文介绍了一种在钻进、起下钻、套管下入等井底压力发生变化过程中,通过分段精细控制钻井液密度来实现精细控压钻井作业的方法。该技术运用于伊拉克米桑油田BUCS-XX井,成功克服密度窗口窄的问题,保障了快速、安全、优质的完成钻井作业。     

元坝地区陆相地层固井技术

元坝地区近几年加强了对中浅陆相地层的勘探并取得突破。陆相地层固井面临很多复杂的问题。裂缝性气层分布段长,气层活跃且压力系数高,普遍在2.0～2.42之间;地层易漏,涌漏矛盾突出;钻进周期长,钻井液密度及固含高,泥饼厚,界面冲洗困难;水泥浆与钻井液密度差小,驱替效率低。通过研究地层压稳防漏技术、优选高密度防窜胶乳水泥浆体系及前置液体系,应用泥饼固化等固井工艺,成功的解决了该区块面临的固井难题,现场使用效果显著,固井质量合格率达到了100%,固井质量优良率达到了82.9%。     

精细修井作业生产管理研究

辽河曙光油田大部分为稠油区块,随着中后期开采难度逐渐加大,施工难度也随之加大,周边环境复杂,油井地层压力变化异常,地层汽窜现象较为普遍,给施工带来一定风险,作者通过多年现场施工实践,总结出在稠油区块施工如何提高队伍创效能力,即如何精细修井作业生产管理。     

新疆油田某区块井身结构优化设计与应用

新疆油田某区块位于新疆准噶尔盆地西部，随着该区块勘探开发的不断深入，原有井身结构开始显现出复杂事故多、钻井效率低等问题。为了解决该区块中部地层泥岩水敏性强，井壁垮塌、钻头泥包频发以及下部地层存在异常高压，漏失严重的问题，根据室内岩石地应力实验结果及现场地层破裂试验，建立了该区块地层三压力剖面，为井身结构优化设计提供有关压力系统的理论依据。结合地质特征确定了该区块的地质工程必封点。根据地质工程必封点，以减少钻井复杂事故为目标，把原有三开井身结构优化为二开复合井眼井身结构。该区块应用优化二开复合井眼井身结构后，钻井中复杂事故明显减少，均顺利完成钻井作业，平均钻井周期由前期的76 d缩短为目前的47 d，缩短38.15%。这表明，该区块采用优化后的井身结构，成功降低了钻井复杂、提高了钻井效率。     

提高潜山探井作业效率的措施研究

在"价值勘探与精细化勘探"理念的指导下,渤海油田的勘探目标逐渐向潜山复杂储层转移,潜山复杂储层勘探成为主要的勘探领域.油气是旅大某区块是渤海油田为数不多的勘探新区,也是未来储层发现的潜力增长点,然而由于地层认识、潜山顶深和岩性认识存在多解性,传统认识潜山段是正常压力,区内某井潜山在钻井时确发生了溢流问题,提高钻井液比重...     

硬顶法压井技术在渤海超高压油气圈闭应用研究

针对中深层超高压油气圈闭钻探过程中地层压力难以准确预测,井控难度大,常规方式压井无效果的问题,开展压井处理原则、压井方案研究。主要开展以下工作：(1)根据溢流情况制定硬顶法压井,控制井口套压不超过控压钻井设备能力,再强行下钻至井底循环压井的处理方式。(2)通过理论计算确定压井液密度、压井排量、钩载等参数,编制压井方案并现场实施。在探井AF2-1井成功应用,该井下钻过程中发生溢流,钻头距井底1638m,实测地层压力系数高达1.82,钻井液密度1.71,采用硬顶法压井,套压由最高23 MPa降至7 MPa,钻具钩载由38 t增加至60 t,配合压控装备强行下钻循环排除受侵钻井液,9.5h下入1 2 7.0m m钻杆至1 7 7.8m m管鞋内,采用司钻法压井循环一周后套压由2.4M P a降至0,之后开井正常进行下步作业至完钻。解决了超高压油气圈闭钻探钻头不在井底工况的溢流风险,对未来海上中深层开发具有重要意义。