顺北油气田超深井井身结构优化设计

随着顺北油气田勘探开发的不断深入,原有井身结构开始显现出钻井风险大、效率低等问题,亟需优化井身结构。为此,利用已钻井的测井资料,利用Drillworks 软件计算了地层的孔隙压力、破裂压力和坍塌压力,并结合已钻井的钻井资料和岩石力学试验结果对计算结果进行修正,得到了顺北油气田地层的三压力剖面,根据地层三压力剖面确定了地质工程必封点。根据地质工程必封点,综合考虑钻井技术水平和钻井完井要求,设计了5种井身结构,通过预测5种井身结构的钻井周期、钻井成本,对比优缺点,选用了四开非常规井身结构。顺北油气田超深井采用四开非常规井身结构后,机械钻速提高30%～40%,钻井周期缩短33～45 d,均顺利钻至目的层。这表明,顺北油气田采用优化后的井身结构,提高了钻井效率,降低了钻井风险。      

顺北油气田超深井井身结构系列优化及应用

随着顺北油气田勘探开发的不断深入,油藏埋深不断增加,原有井身结构逐步出现局限,并影响钻井速度与安全。为解决这一问题,依据地层特征,采用了“自上而下”或“自下而上”井身结构设计方法,根据地层压力分布与必封点位置确定各层套管下深及尺寸。针对相对简单区域,简化四级井身结构为?193.7 mm套管直下三级井身结构;针对含侵入体区域,考虑定向需求,优化六级井身结构为四级井身结构,并将?120.6 mm井眼优化为?143.9 mm井眼;针对古生界地层含盐水层、高压气层以及压力体系复杂区域,采用?184.2 mm、?206.4 mm、?219.1 mm非常规套管以及优化封隔位置,形成了适用于复杂地层的井身结构。通过简化井身结构与优化复杂区域的井身结构,实现了钻井提速、提效目的,确保了安全钻进。     

顺北油气田火成岩侵入体覆盖区超深井优快钻井技术

顺北油气田火成岩侵入体覆盖区超深井钻井时,既存在二叠系火成岩井漏、志留系泥岩垮塌和古生界深部地层可钻性差等问题,还存在因火成岩侵入体地层坍塌压力高带来的钻井难题。前期,该油气田为了解决火成岩侵入体覆盖区超深井井眼垮塌的问题,提高了钻井液密度,并对火成岩侵入体进行了专封,但效果较差,而且超深井完钻井眼直径仅为120.7 mm,定向工具故障率高,导致钻井效率较低。为此,建立了地层三压力剖面,分析了钻井必封点及套管序列,优化了火成岩侵入体覆盖区超深井井身结构,将完钻井眼直径由120.7 mm增大为143.9 mm,并研究应用了二叠系防漏技术、志留系井壁稳定技术、火成岩侵入体安全钻井技术及分层钻井提速技术,形成了顺北油气田火成岩侵入体覆盖区超深井优快钻井技术。该优快钻井技术在7口超深井中进行了现场应用,钻井周期大幅缩短,机械钻速明显提高,表明其可以解决现场施工存在的技术难题,具有推广应用价值。      

渤海渤中区域深井井身结构优化

深井钻井需要考虑对不同压力层系和复杂地层封隔,井身结构是确保钻井作业优快钻达目的层的重要影响因素。以渤中区块深井为例分析了井身结构优化设计过程,通过渤中区域深层地质分析和随钻测井实时数据,基于多源数据融合技术对钻前压力预测模型不断实时更新,得到较为精确的钻前孔隙压力,再根据地质特点、井控、三压力剖面等因素对井身结构进行优化设计,通过减少技术套管的层数、优化套管下深,将原六开井身结构优化为五开,形成一套适合该区域的井身结构。该技术可以在保证钻井安全的前提下,有效地规避作业中可能出现的复杂事故,以达到缩短钻井周期和提高机械钻速的目的,也可以为后续海上深层钻井作业井身结构设计提供参考。     

顺北油气田火成岩侵入体覆盖区超深井优快钻井技术

顺北油气田火成岩侵入体覆盖区超深井钻井时,既存在二叠系火成岩井漏、志留系泥岩垮塌和古生界深部地层可钻性差等问题,还存在因火成岩侵入体地层坍塌压力高带来的钻井难题。前期,该油气田为了解决火成岩侵入体覆盖区超深井井眼垮塌的问题,提高了钻井液密度,并对火成岩侵入体进行了专封,但效果较差,而且超深井完钻井眼直径仅为120.7 mm,定向工具故障率高,导致钻井效率较低。为此,建立了地层三压力剖面,分析了钻井必封点及套管序列,优化了火成岩侵入体覆盖区超深井井身结构,将完钻井眼直径由120.7 mm增大为143.9 mm,并研究应用了二叠系防漏技术、志留系井壁稳定技术、火成岩侵入体安全钻井技术及分层钻井提速技术,形成了顺北油气田火成岩侵入体覆盖区超深井优快钻井技术。该优快钻井技术在7口超深井中进行了现场应用,钻井周期大幅缩短,机械钻速明显提高,表明其可以解决现场施工存在的技术难题,具有推广应用价值。     

顺北油气田断裂带超深水平井优快钻井技术

为解决顺北油气田断裂带超深水平井钻井过程中的漏失、坍塌、气侵和随钻测量仪器抗温能力低等问题,从而提高钻井速度、缩短钻井周期,利用井震联合识别技术与修正的三压力剖面,优选了井口位置、确定了必封点,将井身结构优化为四级井身结构;基于裂缝性质分析与室内试验,优选了防漏堵漏浆和封堵防塌体系的配方,保障了长裸眼井段井壁的稳定;垂直钻井系统与大扭矩螺杆配合解决深部地层岩石强度高与易井斜的问题,实现了防斜打快;设计在低温井段造斜、在高温井段稳斜的井身剖面,采用微增斜钻具组合、采取针对性技术措施,解决了随钻测量仪器抗温能力低的问题;利用低密度钻井液+简易控压钻井技术解决了储层气侵、井涌和井漏的问题。通过技术研究和制定针对性技术措施,形成了适用于顺北油气田断裂带超深水平井的优快钻井技术。该技术在顺北油气田断裂带6口超深水平井进行了应用,钻井过程中漏失、坍塌、气侵和随钻测量仪器抗温能力低等问题都基本得到解决,与未应用该技术的邻井相比,平均机械钻速提高了116.2%,平均钻井周期缩短了41.2%。研究和现场应用结果表明,超深井水平井优快钻井技术可以解决顺北油气田断裂带超深水平井钻井过程中存在的问题,提高钻井速度、缩短钻井周期,为顺北油气田勘探开发提供技术支持。      

顺北含辉绿岩超深井井身结构优化设计

顺北井区采用六级井身结构开发,存在大尺寸井眼长、套管层次多以及火成岩漏失,导致钻井效率低、亟需优化井身结构。采用Drillworks 软件模拟了地层三压力剖面,成像测井与电镜扫描认识了火成岩裂缝分布,通过岩石矿物成分与理化性能分析了深部泥岩坍塌机理,通过对比非标套管与钻杆的强度与尺寸分析了管柱匹配性。结果表明全井存在4 个不同压力系统,火成岩裂缝纵向分布缝宽0.5~2 mm、微裂缝缝宽2~3 μm,易塌泥岩伊蒙混层达70%,蒸馏水作用下线性膨胀率40%~45%,得到了3 个必封点与1 个风险点;通过配套钾铵基聚磺钻井液体系与漏失补救措施,保障了长裸眼井壁稳定;优选了?139.7mm 非标套管,完钻井眼尺寸由114.3 mm 扩大至120.65 mm 满足使用非标88.9 mm 钻杆,将井身结构优化为四级。新结构满足高效钻井需求,缩短钻井周期达125 d。     

顺北油田超深小井眼水平井定向钻井技术

顺北油田水平井一般完钻斜深超过7 500 m,垂深大于7 000 m,四开定向井眼尺寸为120. 65 mm或149. 2 mm。超深和小尺寸井眼的井筒特征给该油田水平井定向钻井带来了一系列技术难题:摩阻扭矩大,轨迹控制难度高;螺杆钻具造斜能力预测精度低,选型难;高温随钻测量仪器故障率高、误码率高,严重影响全井钻井周期。通过评价现用井身结构与定向钻进的适用性,形成了顺北油田有侵入体超深井井身结构优化方案,有效解决了120. 65 mm小井眼尺寸循环温度高、仪器失效率高的问题;优化形成了"高+低"双增轨道设计剖面,给出了满足各定向井段工程需求的底部钻具组合优配方案,提高了定向效率;制定了提高高温随钻测量仪器可靠性和准确性的配套技术方案,形成了顺北油田超深小井眼水平井定向钻井技术方案。现场应用结果表明,该方案可有效提高定向钻进效率、缩短钻进周期,以应用该技术方案的顺北X-8H井(四开井眼尺寸149. 2 mm)和顺北X-O7H井(四开井眼尺寸143. 9 mm)为例:平均钻进周期23. 45 d,同比邻井平均钻井周期缩短15%以上。     

苏里格气田水平井井身结构优化及钻井配套技术

苏里格气田致密气藏埋藏深,钻遇地层塌漏问题突出,机械钻速低,前期水平井采用三开井身结构,难以达到钻井持续提速和降低钻井成本的目的。为此,在开展缩短中完周期、优化封固段和井眼尺寸等方面的理论分析,并进行井身结构优化过渡性方案现场试验的基础上,提出了井身结构优化思路,分析了可行性;然后,进行了封固段优选、井眼尺寸优化,设计了水平井小井眼二开井身结构。基于此井身结构,研究了井眼轨迹控制、个性化钻头和配套提速工具优选、强抑制高效润滑钻井液分段措施优化等关键钻井配套技术。该技术在19口井进行了现场应用,解决了长裸眼段“塌漏同存,上漏下塌”的问题,提高了各井段的机械钻速,大幅度缩短了钻井周期。研究结果表明,小井眼二开井身结构设计合理,钻井配套技术提速效果显著,可在苏里格气田水平井钻井中推广应用。      

川西海相超深大斜度井井身结构优化及钻井配套技术

川西气田海相雷口坡组气藏埋藏超深、地质条件复杂,前期采用的四开井身结构难以满足钻井提速和经济高效开发的要求。通过分析工程地质特征,在保证雷口坡组专层专打的基础上,基于地层三压力剖面和井壁稳定性研究结果优化了必封点位置,设计了超深大斜度井三开井身结构。结合地层岩性特点,优化设计了井眼轨道,进行了高研磨性地层定向钻头和配套工具的优选,研制了复合盐强抑制聚磺防塌钻井液和强封堵高酸溶聚磺钻井液。超深大斜度井三开井身结构及钻井配套技术在PZ4-2D井进行了现场试验,解决了长裸眼复杂地层的井眼失稳问题,完钻井深6 573.77 m,钻井周期199.3 d,平均机械钻速3.53 m/h,提速40%以上。现场试验结果表明,三开井身结构设计科学、合理,钻井配套技术提速效果显著,可在川西气田海相气藏大斜度井钻井中推广应用。      

顺北区块超深小井眼水平井优快钻井技术

顺北区块超深小井眼水平井钻井过程中,钻遇易漏易塌的层位多、摩阻扭矩大、φ120.6 mm井眼轨迹控制困难,导致机械钻速低、钻井周期长,为此进行了优快钻井技术研究。通过分析钻井、测井、测试等资料,建立了地层三压力剖面,并据此确定必封点,将六级井身结构优化为四级井身结构;针对易漏易塌地层的特点,通过室内试验,制定了防漏防塌技术措施;通过分析大角度螺杆的造斜率和采用双增式轨道,降低了小井眼段轨迹控制难度;通过降低定向井段长度、钻具和井壁的接触面积和采用混油钻井液,降低了摩阻扭矩;试验应用“扭力冲击器+PDC钻头”钻井工艺,提高了机械钻速。通过研究和试验形成了顺北区块超深小井眼水平井优快钻井技术,并在5口井进行了现场应用,与采用六级井身结构的X1井相比,机械钻速提高了29.36%,钻井周期缩短了93 d。研究与应用表明,超深小井眼水平井优快钻井技术能满足顺北区块超深小井眼水平井安全高效的钻井需求,为该区块碳酸盐岩海相油气藏的高效开发提供了工程技术保障。      

基于BP和LSTM神经网络的顺北油田5号断裂带地层孔隙压力智能预测方法

顺北油田断裂发育,地质构造复杂,储集层埋深达8 000 m,具有高温高压、窄钻井液密度窗口等特征,地层孔隙压力的预测精度难以满足工程需求。为了提高地层孔隙压力的预测精度,利用人工智能方法在处理复杂非线性问题上的优势,采用反向传播神经网络BP和长短期记忆循环神经网络LSTM这2种人工智能算法,基于顺北油田5号断裂带上3口井的声波时差、自然电位和自然伽马等11种特征数据以及经实测校正的地层孔隙压力标签数据,建立了顺北油田5号断裂带地层孔隙压力智能预测模型,BP神经网络模型的预测误差为3.927%,LSTM神经网络模型预测误差为2.864%。测试结果表明,LSTM神经网络模型具有更好的预测效果,满足现场地层孔隙压力的预测精度,为保障顺北油田5号断裂带钻井安全提供数据参考。     

涪陵页岩气田水平井井身结构优化设计

涪陵页岩气田前期水平井因导眼和一开井眼尺寸大,导致机械钻速低,并存在一开井塌严重、二开井壁易失稳等问题。为此,在分析涪陵地区钻井工程地质环境特点的基础上,确定了套管必封点,并根据William钻速方程缩小了导眼和一开井眼的尺寸,将表层套管下深从长兴组上提至飞仙关组顶部,二开中完井深由进入浊积砂体3.00~5.00 m,调整为进入龙马溪组地层50.00~100.00 m后下入技术套管,从而形成了优化后的井身结构。涪陵页岩气田水平井自2014年后期开始采用优化后的井身结构,2015年105口水平井与2013年采用原井身结构的30口水平井相比,平均机械钻速提高了65.74%,在井深增大的情况下,平均钻完井周期缩短了20.95%。这表明,优化井身结构后达到了提高机械钻速、减少井下故障、缩短钻井周期的目的。      

北部湾盆地海上勘探井钻井提效关键技术

南海西部北部湾盆地海上古近系地层具有构造运动强烈、地层倾角大、夹层频繁和水敏性强等特点,钻进过程中存在井壁易失稳、井眼轨迹控制困难、导向钻进效率低和机械钻速低等问题。为解决这些问题,在区域勘探井传统钻井作业采用四开井身结构及常规钻井技术的基础上,结合区域工程地质特征,对制约钻井提效的关键因素进行了系统分析,简化了井身结构,构建了适用于南海西部北部湾盆地古近系地层的高性能强封堵钻井液,并进行了高效PDC钻头优选和钻具组合优化设计,形成了北部湾盆地海上勘探井钻井提效关键技术。该技术在北部湾盆地多口勘探井进行了应用,在井深及钻井难度相似的情况下,钻井周期与传统钻井方式相比缩短了36.1%。研究认为,北部湾盆地海上勘探井钻井提效关键技术可为北部湾盆地油气资源的高效勘探开发提供技术支持。