大古2井超深复杂井钻井液技术

大古2井为大涝坝构造山前构造的一口重点探井,完钻井深为6 702 m。该井二开(φ311.2 mm)裸眼井段长(2 500～5 300 m),钻遇多套高压盐水层和石膏层;三开(φ215.9 mm,5 300～6 552.53 m)存在多套压力体系,地层渗透性强,高密度条件下压差卡钻的风险大。现场采用阳离子乳液聚合物钻井液,并根据不同井下复杂情况加强钻井液性能维护处理,解决了遇阻卡钻和地层出盐水等复杂问题;通过添加超低渗透处理剂和屏蔽暂堵剂,强化对地层的封堵,解决了三开施工中出现的压差卡钻风险,保证了现场安全施工。     

亚洲最深大陆科学钻井完井并创造多项世界纪录

正历经4年、钻深7 018 m、钻穿白垩纪地层……2018年5月28日,位于黑龙江省安达市的松辽盆地科学钻探2号井(以下简称松科2井)成为全国瞩目的焦点——这口井不仅是亚洲国家实施的最深大陆科学钻井和国际大陆科学钻探计划成立22年来实施的最深钻井,也是全球首个钻穿白垩系陆相地层的科学钻探井,创出311 mm大口径连续取心1 651 m、3种不同口径单回次取心最长等4项世界纪录。松科2井从2014年4月13日开钻,2018年完钻、完井,中国石油大庆油田有限责任公司地质录井公司(以下简称为录井公司)     

诺1井钻井液技术及复杂情况处理

诺1井位于柴达木盆地北缘东部三湖坳陷霍布逊凹陷全吉背斜圈闭,完钻井深为5 000 m,是工程公司重点预探井。该井地层泥岩水敏性强,砂泥岩互层严重,区域断层发育,存在盐水等流体污染,下部地层无实钻资料可供参考,施工中钻井液技术难度大。通过优选胺基硅醇强抑制强封堵钻井液体系,配合相应的现场钻井液维护处理工艺,有效抑制了砂泥岩互层中泥页岩的水化膨胀,井壁稳定性得到有效提高,成功完成了诺1井的工程施工。诺1井中途完钻及完井后采用封井浆封井,保障了中完及完井作业的顺利进行,全井共计电测10次,成功率100%,下套管一次到底;全井井身质量良好,虽然发生卡钻事故,但是φ444.5 mm、φ311.2 mm、φ215.9 mm井眼平均井径扩大率为7.46%、9.33%和9.40%;全井平均机械钻速为7.54 m/h,达到了优快钻井的目的,为区块后续勘探开发提供了技术保障。      

阀式连续循环钻井技术在番禺油田大位移井的应用

针对番禺10-8油田大位移井?215.9 mm井段钻井液安全密度窗口窄（最小1.30~1.70 g/cm3）、需穿越断层,且上部?311.2 mm稳斜井段长（3 508 m）、井斜角大（最大达到80°）、岩屑易堆积等问题,引入阀式连续循环钻井技术,结合实例分析了该技术的现场应用效果,总结了出现的问题及改进措施。通过分析番禺10-8油田PY10-8-A3井?215.9 mm井段的钻井技术难点,阐述了引入连续循环钻井技术的必要性,介绍了该技术的工作原理和主要设备,分析了该钻井技术的作业特点及应用效果。结果表明:全井段钻井液循环当量密度（ECD）变化率小于7.6%,井内循环压力稳定,平均机械钻速高达21.7 m/h,井眼清洗效果良好,安全平稳钻过断层,未发生任何漏垮卡等复杂情况。     

西部钻探大尺寸SAGD水平井钻探成功

<正>近日,由西部钻探承担的全过程工程技术施工作业,国内首组大尺寸SAGD水平井FHW3122P/I井组告捷。FHW3122P/I井组是新疆油田2014年在风城油田重45井区部署的一组试验性SAGD水平井,也是西北地区首组大尺寸SAGD水平井。其中,FHW3122P井设计井深1 489 m,FHW3122I井设计井深1 467 m。FHW3122P/I水平井二开、三开井眼尺寸由常规设计直径311.2 mm、215.9 mm增加到直径444.5 mm、311.2mm。2014年,西部钻探在认真总结往年SAGD水平井技术服务成功经验的基础上,持续完善技术方案和操     

印尼厘茂油田INJ-02B井密闭取心复杂情况处理与分析

INJ-02B井是印尼厘茂油田第一口取心井,设计井深1500 m,取心段长90 m。对比电测发现,取心段上部的井壁出现坍塌和缩径,导致下取心钻具失效。取心钻进过程钻遇极松软地层,岩心强度不够,无法成岩,造成堵心。同时由于松软地层钻速较快,地面无法判断是否已经堵心,进而导致磨心。经现场分析,在井径不规则井段,下入牙轮钻头划眼,确保井径规则,下钻至井底时采取转盘高速旋转以破碎大块岩屑,同时打高黏钻井液将大块岩屑携带出井筒,确保井底清洁。再通过分析取心钻时,采用适合于松散地层的低钻压、低转数和低排量的钻进参数来提高岩心的成岩率,从而降低堵心和磨心的风险。由于现场及时采取了以上技术措施,确保了该井取心的整体收获率为90.37%。该技术适用于印尼厘茂油田井塌井和松软地层的密闭取心的施工。     

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。     

塔河油田钻井液技术

塔里木塔河油田在钻井过程中,经常遇到钻井液难点:(4)445 mm大井眼中的携砂和造壁问题,(4)311mm井眼中的阻卡问题,(4)215.9 mm井眼中石炭系地层井径扩大和油气层保护问题,(4)150 mm井眼的漏失和井涌以及奥陶系地层的油气层保护问题.针对不同情况采用相应的钻井液体系和适宜的钻井液工艺技术,解决了该地区不同井眼的问题.现场应用表明,在(4)445 mm大井眼钻井以维护为主,采用高粘度、高切力、小排量钻进;(4)311mm井眼采用包被剂、大排量、高效固控和短程起下钻措施,解决了该井段阻卡问题,井下钻井施工正常,减少了井下事故的发生;在(4)215.9 mm井眼采用"物理封堵"为主、"化学抑制"为辅的措施,防止井塌和井径扩大,取得了良好的效果.     

北特鲁瓦油田水平井个性化钻头优选及应用

针对目前哈萨克斯坦共和国北特鲁瓦油田水平井钻井提速技术难题,通过开展地层地质特征、邻井钻头钻速、岩石力学特性、钻井参数等分析研究,优选出适合目标区块的个性化PDC钻头、配套钻井参数及钻具组合,并形成了钻头综合提速技术方案。现场应用情况表明,区块二开?311.2 mm直井段应用螺杆+江汉KS1952SGRX型PDC钻头+MWD随钻防斜钻进技术,在保证了井身质量的同时有效提高了机械钻速;三开?215.9 mm水平段应用旋转地质导向+Smith公司stinger齿Z516型PDC钻头,机械钻速和进尺均显著提高,且仅用一只钻头就钻完整个1000m以上的水平段。     

泌深1井大井眼钻井液技术

泌深1井是1口重点探井,井深为6 000 m.该井二开(φ406.4 mm)、三开(φ311.2 mm)井眼尺寸大,悬浮携带岩屑困难,而且该井段大仓房组、玉皇顶组玉一段地层中大段红色泥岩造浆性极强,井壁易失稳;地温梯度高,钻井液必须具有抗180℃高温的能力.通过室内实验优选出了聚合物和聚磺钻井液配方.优选出的钻井液流变性、润滑性和抗温能力好,抑制性和携带悬浮岩屑能力强,滤失量低.钻井过程中没有发生井下复杂情况,起下钻畅通,电测、下套管顺利,表明该套钻井液满足了该井大井眼段钻井要求.     

剑门1井超深超长小井眼钻井技术

剑门1井在第四次开钻中,用Φ215.9 mm钻头钻进中遇到了严重的井下复杂情况,被迫改变井身结构设计,油层套管提前下入,从而大大增加了Φ149.2 mm小井眼钻井的长度。由于井身结构的改变,把一些本该在第四次开钻前应解决的复杂地质问题留给了小井眼钻井阶段。加深的小井眼钻井难度一般都比较大,对于超深超长的小井眼钻井难度就更大。剑门1井在超深超长加深小井眼钻井中,针对面临的许多难题,制定了详细的施工技术措施：①将聚磺钻井液逐步转换为仿油基钻井液;②优选钻头型号和优化钻井参数;③使用顶驱钻井;④采用复合钻具,上部为Φ127 mm S135 18°钻杆,下部用Φ88.9 mm S135 18°钻杆钻井。最终安全顺利地完成了这口超深（7 009 m）超长（2 005.43 m）小井眼井段的钻井工作,取得了宝贵的小井眼钻井经验和丰硕的勘探成果。     

抗冲击韧性水泥浆体系在印尼Klari-2st井中的应用

Klari-2st井是印尼Arar区块1口定向探井,为完成区块勘探,对该井215.9 mm裸眼漏封井段,注水泥回填,用152.4 mm注水钻头开眼,扩眼器扩孔,形成177.8 mm水泥环井眼,下入149.2 mm膨胀管封固井壁,以完成四开钻井作业。在分析前次水泥环失败原因基础上,改进固井液体系,浆体中加入膨润土、纤维和膨胀剂等材料,降低水泥石强度和脆性,提高水泥石韧性及与井壁的胶联强度。应用抗冲击高韧性水泥浆,结合高效冲洗液+黏性隔离液的前置液体系等措施,完成了特殊要求的水泥环打塞作业,满足了膨胀管最大井径小于190 mm的要求。     

抽吸式微取心PDC钻头的研究与应用

常规PDC钻头切削产生的粉状或片状岩屑颗粒不便于地质录井,对此提出了一种新型抽吸式微取心PDC钻头。该抽吸式微取心PDC钻头取消了常规PDC钻头心部的主切削齿,设置特殊的水力结构,使钻头心部在钻进过程中形成一定直径的竖直岩心并适时折断,通过负压抽吸作用将断的微岩心从钻头体内部流道带离井底。结合破岩仿真与液固两相流理论,研究了在岩心、岩屑与钻井液混合流动的流场中,射流喷嘴直径的大小对取心通道中抽吸效果的影响规律。数值模拟结果表明,对于拟定条件下钻头直径为215.9 mm的微取心PDC钻头,当射流喷嘴直径为8 mm时,从排心孔排出的岩心、岩屑和钻井液的质量较高,其负压腔的抽吸效果较好。室内及现场试验表明:采集的岩心以柱状为主,岩心完整性和采集率高;在磨溪111井位嘉陵江组二段3亚段至长兴组上部地层,获总进尺805.65 m,平均机械钻速为4.57 m/h,最高机械钻速可达7.4 m/h;该钻头在嘉陵江组二段3亚段至飞仙关组一段(总进尺742 m)的机械钻速比该区块同层位的其他常规PDC钻头高出了50%以上。     

塔里木深井长裸眼扩眼技术

塔里木油田地质情况复杂,为了安全钻达目的层,对于一些复杂井要进行非常规套管程序设计,必须要有相应的配套钻井工艺技术。在?215.9mm井眼采用扩眼技术就是为了使?193.7mm无接箍套管能够顺利下入设计井深,塔参-1井使用水力扩眼器在?215.9mm井眼扩眼后,成功将?193.7mm无接箍套管下至6963.24m,段长1651.24m;在秋参-1井使用偏心钻头扩眼,成功将?193.7mm无接箍套管下至6271m,段长2800m,2种扩眼方式均取得了较好的扩眼效果,着重介绍了这2种扩眼方式的施工特点和技术要点。     

烷基糖苷无土相钻井液在卫383-FP1井的应用

卫383-FP1 井是中石化集团公司在中原油田投资的首口非常规开发水平井。完钻井深 4 496 m/垂深 3 670.74 m,最大井斜度 88.30°/4 470.60 m,水平段长 708.25 m,四开采用φ152.4 mm 钻头钻进,钻井液类型为烷基糖苷(APG)无土相钻井液。该体系流变性、抑制性和润滑性良好,具有较好抗温和抗污染能力,并具有良好的油气层保护效果。现场应用表明,钻井液性能稳定,携岩带砂效果好,现场配制与维护简便,很好地解决了因水平位移大、井斜角大导致的井眼清洁和摩阻升高等问题。     

胜利浅海探井井身结构优化及风险分析

在胜利浅海探井作业过程中,随着钻井技术的成熟和新工艺的采用,井身结构不断发生变化,从最初的660.4mm×444.5 mm×311.2 mm×215.9mm×152.4 mm井身结构发展到近期使用比较成熟的914.4 mm×444.5 mm×311.2mm×215.9 mm×152.4 mm,这两种井身结构使用多重套管对薄弱地层进行封固,规避了钻井风险,井下安全得到了很大的保证,在中深井和深井得到普遍的应用。从2006年H9井中深井开始,采用原在浅井中使用的914.4 mm×444.5mm×241.3 mm×152.4 mm井身结构进行钻进,获得了成功,并逐步应用到其它的探井。这种井身结构采用长裸眼井段钻进设计,缩短了钻井周期,提高了作业效益。同时也增加了钻井风险。     

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。