新型径向钻井技术探讨

新型径向钻井技术是一项优于早期径向钻井技术的高作业效率应用技术,在低渗透、稠油开采过程中充分发挥技术优势,提高经济效益。本文将针对新型径向钻井技术进行详细探讨,主要包括对新型径向钻井技术应用设备构成的分析,以及技术施工实践操作介绍。旨在通过本文理论论述促进新型径向钻井性技术更好应用,促进该技术在更多类型油田、油气开采运用,提高开采效率与经济效益。     

径向水平井技术套管开窗钻头设计

径向水平井技术可以为油井提供多条油气通道,增大泄油面积,该技术具有高效、简便、低成本的技术优势。该技术是薄油层、稠油、低渗透油气藏以及煤层气经济开采的重要手段。径向水平井套管开窗技术是径向水平井成功实施的关键技术之一,而套管开窗钻头在套管开窗过程中起重要作用。本文根据径向水平井套管开窗作业的工艺系统和作业技术难点,设计出一种简单可靠的新型结构开窗钻头。     

套管钻井技术首次在我国海上钻井作业中的应用

介绍了套管钻井技术在中国海洋石油钻井技术中的首次应用情况。该技术在中国南海和渤海,分别使用?508mm和?339.7mm套管钻井,进尺分别为61.4m和507.9m,平均机械钻速分别为16.12m/h和32.77m/h,整个作业过程安全顺利,并且创造了第1次在中国海域使用套管钻井技术并获得成功;第1次在勘探井中使用套管钻井的方法,省去了传统隔水导管,实现了井身结构的简化;第1次在渤海和南海西部创造了勘探井建井周期最短的最新记录。总结了一套使用套管钻井的成功经验和初步认识,对于今后在中国海洋钻井作业中进一步简化井身结构、降低成本、提高效率,具有十分重要的指导意义并提供了成功的经验。     

套管钻井技术在埕海一号人工井场的应用

大港油田滩海地区埕海一号人工井场应用Weatherford公司套管钻井技术，通过在导管上安装快速连接套管头装置进行无钻机固井，与套管钻井交叉施工，完成了13口井表层套管段的钻井作业。13口井表层套管段平均井深320．49m，总进尺4166．40m，平均机械钻速83．13m／h，单井平均机械钻速最高127．28m／h，均创造了大港滩海地区套管钻井的新纪录。通过应用套管批钻井，缩短了钻井周期，也降低了钻井成本，值得在同类井组开发中推广应用。主要介绍了埕海一号人工井场的概况、13口井φ431．8mm表层套管钻井的情况，对其应用效果与邻井区套管钻井或常规钻井进行了对比分析，并提出了进一步提高套管钻井时效的主要技术措施。     

套管钻井技术在我国海上钻井作业中的应用

介绍套管钻井技术在我国海洋石油钻井技术中的首次应用情况。该项技术被引入到我国的南海和渤海使用,分别使用508mm和340mm套管钻井,进尺分别为61.4m和507.9m,平均机械钻速分别为16.12m·h~(-1)和32.77m·h~(-1),整个作业过程安全顺利,并且创造了第一次在我国海域使用套管钻井技术得到成功的纪录。在勘探井中使用套管钻井的方法,省略了传统隔水导管,实现了井身结构的简化。第一次在渤海和南海西部创造了勘探井建井周期最短的最新记录。总结出一套使用套管钻井的成功经验和初步认识,对今后在我国海洋钻井作业中进一步简化井身结构、降低成本、提高效率,具有十分重要的指导意义。     

江苏油田连续油管径向钻孔技术初见成效

径向水平钻井技术是指在垂直井眼内沿半径方向钻出辐射状分布的一口或多口水平分支井眼的钻井新技术。该技术不仅可以为低渗透、稠油、老油田和边际油气田提供一种经济高效的开采途径,而且可以实现定向注水,降低注水压力。2011年9月3日至14日,江苏油田首次在韦5-19井和韦5-4井实施连续油管高压水力喷射径向钻孔技术:韦5-19井径向水平钻4孔,长度分别为100,64,30,12.8m;韦5-4井径向水     

套管钻井技术在我国海上钻井作业中的应用

介绍套管钻井技术在我国海洋石油钻井技术中的首次应用情况.该项技术被引入到我国的南海和渤海使用,分别使用508 mm和340 mm套管钻井,进尺分别为61.4 m和507.9 m,平均机械钻速分别为16.12 m·h-1和32.77 m·h-1,整个作业过程安全顺利,并且创造了第一次在我国海域使用套管钻井技术得到成功的纪录.在勘探井中使用套管钻井的方法,省略了传统隔水导管,实现了井身结构的简化.第一次在渤海和南海西部创造了勘探井建井周期最短的最新记录.总结出一套使用套管钻井的成功经验和初步认识,对今后在我国海洋钻井作业中进一步简化井身结构、降低成本、提高效率,具有十分重要的指导意义.     

139.7 mm套管井热采桥塞封堵工艺

采用 139.7 mm套管完井的中、浅薄层低品位复杂小断块稠油油藏,由于油水关系复杂,存在热采井生产见水早,含水上升快,边水突进迅猛的问题。研究开发了139.7 mm套管井热采桥塞封堵工艺,对2套堵水工艺管柱进行了介绍,并重点介绍了其中的关键工具——热采丢手接头和集丢手、坐卡、坐封、解封功能于一体的新型 139.7 mm套管井热采桥塞的结构、工作原理及技术特点。现场应用表明,该技术可以实现小尺寸套管稠油热采井的高温堵水作业,为低品位稠油油藏的经济有效开发提供了技术支撑。     

零半径水射流径向钻井技术的研究与应用

新型水射流径向钻井技术以零半径(套管外)从现有井筒内径向钻入地层,可为老油田、边际油田、低渗透油气藏和煤层气开发提供一种能有效恢复或提高单井产量的经济手段。采用集成式井下工具的水力深穿透技术,水平钻孔长度可达2m,能有效穿透近井带污染区,用定向穿透辅助压裂可有效改造低渗透裂缝性油藏。采用分步作业方式的水射流钻径向分支井技术,利用连续管起下钻具,水平钻孔长度可达20～50m或更长。最后指出喷嘴的牵引能力和钻孔性能是对水平钻孔长度及适应地层范围影响最大的关键因素。     

新型海水水泥浆体系的研究与应用

通过室内试验研究的新型海水水泥浆在渤海油田油层套管固井中得到成功应用。应用结果表明,新型海水水泥浆能够满足中深部地层(2000m左右)固井作业的要求,作业安全可靠,固井质量优良,对储层的伤害低于淡水水泥浆。新型海水水泥浆的成功应用,打破了以往海上技术套管和油层套管固井作业只能依赖淡水的限制。在海上钻井作业中广泛应用新型海水水泥浆,能够取得良好的社会效益和经济效益。     

低渗透稠油油藏水平井优化设计研究

在蒸汽吞吐的开发方式下,利用热采数值模拟方法,针对低渗透稠油油藏水平井应用的井距和水平段长度展开优化研究,建立了低渗中粘、高渗高粘、中渗高粘、高渗中粘4种不同油藏类型的模型,以周期生产气油比和累积产油量做为对比指标。认为低渗中粘稠油油藏不同于中高渗高粘稠油油藏,应用水平井开发不会发生水平井端部效应。低渗中粘稠油油藏,水平井合理井距在100 m,水平段长度为300~400 m效果最佳。     

PDF-HSD钻井液体系在渤海科学探索井的应用

针对BZ21-2-1井潜山储层特征和高温高压的钻井实际,研发了PDF-HSD抗高温无固相钻井液体系。该钻井液体系在潜山地层准152.4 mm井眼4 881.5~5 141.0 m井段应用成功,不仅有效地保护了潜山储层,而且较低的钻井液密度也有效预防了潜山裂缝性地层的恶性漏失。整个钻井过程中钻井液性能稳定,应用结果表明:PDF-HSD钻井液体系具有优良的抗温能力;钻井液滤液与煤油的油水界面张力低,具有较好的防水锁性能;渗透率恢复率大于85%,油气层保护效果显著;满足高温高压深井及低孔低渗型油藏的钻井作业和油气层保护需要。该体系的成功应用,为今后渤海油田类似高温高压及低孔低渗型储层钻井作业提供了技术保障。     

跨隔+TCP+MFE+JET四联作试油新技术的应用

跨隔 TCP MFE JET四联作试油新技术实现了跨隔、油管输送负压射孔、地层测试、水力喷射泵排液等多项先进技术为一体的研究与现场应用 ,该项技术的优点主要在于使跨隔、射孔、测试、排液等多工序一趟管柱完成 ,减少了注水泥塞封闭原试油层工作 ,避免了压井换管柱污染油层 ,排液及时 ,获取不同制度下的产能、压力资料 ,对于低压、低渗、低产、高凝、高粘油气层特别适用。     

水平井水平段长度优化设计与实践

根据对南美D油田的油藏特征及水平井开发效果分析,该油田适用水平井的开发模式;利用水平井产能模型,对不同渗透率下采油指数的敏感性、原油粘度敏感性和生产效率敏感性进行分析,计算出适合此类油藏的水平段长度;指出在确定最佳水平段长度时,应综合考虑水平井的经济成本、钻井工艺和地质风险等因素。     

国外礁灰岩漏失地层钻井技术

礁灰岩漏失地层是一类结构脆弱,并含有大量孔洞和气体的特殊地层,常常是严重井漏与天然气的井喷井涌并存.解决这类地层的漏失问题对中国海相地层各种严重漏失地层钻井技术的发展有借鉴怍用.讨论了礁灰岩漏失地层的特点,综述了国外4个油田的礁灰岩漏失地层的钻井技术.礁灰岩漏失地层的流体通道是孔洞和岩石碎裂的裂缝,流体易出易进,渗透率极高,气体上窜速度快;岩石本体强度低,易碎裂,可钻性好;采用普通的堵漏工艺无法制服礁灰岩漏失地层的井漏.采用浮动钻井液帽(floating mudcap)技术钻礁灰岩漏失地层,能够快速穿过漏失地层,降低钻井成本.该技术的工艺要点为:用清水作钻井液、高粘度钻井液稠浆作清扫液,边漏边钻,将钻屑带入漏失地层;在钻井、起下钻、电测和下套管等全部现场作业中连续不断地灌入具有适当密度的高粘度稠浆作为环空压井液.运用float-ing mud cap技术的关键是井控技术的可靠性和水源、环空高粘度钻井液的储备.     

吉X井煤层气绒囊钻井液实践

吉X井二开井段530.00~616.00 m为高压水层,780.00~860.00 m井段有80 m砾石层,目的层山西组地层压力系数0.55~1.00,太原组0.67~1.03,不同压力系数共存同一裸眼。采用膨润土钻井液、聚合物钻井液,钻穿高压水层。但聚合物钻井液在密度1.2~1.5 g/cm3、滴流状态时,仍无法解决砾石层的井壁失稳和岩屑携带问题。钻至井深925.00 m后,通井距井底70 m无法到底。后改用绒囊钻井液技术,用重晶石加重,密度1.03 g/cm3,漏斗黏度90 s,12 h清洗70 m沉砂;密度1.07 g/cm3,漏斗黏度70 s,顺利钻进到1278 m完钻,下套管和固井顺利。绒囊钻井液技术有效地提高了低压目的层承压能力,解决了不同压力系统共存同一裸眼的工程难题。     

低渗透储层多级架桥暂堵储层保护技术

水锁、水敏及碱敏等造成了低渗透砂岩储层渗透率难以恢复的伤害,成为了储层保护的技术瓶颈。为此,依据屏蔽暂堵技术原理,以岩心实验确定的对渗透率贡献最大的孔喉半径区间为依据,研制出了与储层孔喉渗透率贡献率分布相匹配的多级架桥暂堵油气层保护剂,它由多级架桥粒子FDPD和可变形粒子FEP组成,在钻井液中最佳加量分别为4%和2%～3%。室内对加入多级架桥暂堵油气层保护剂前后钻井液性能变化和岩心渗透率恢复值进行了实验评价。结果表明：①岩心渗透率恢复率达85%,能很好地保护低渗透储层;②多级桥架暂堵剂加入钻井液后,虽钻井液的黏度和切力有所上升,但波动不大,能够满足工程的要求;③中压滤失量和高温高压滤失量降低,更有利于储层保护。2口应用井与同区块其他井相比油气产量明显提高,起到了良好的储层保护作用。该技术具有低成本、施工方便等特点,是一种切实可行的低成本且安全可行的油气层保护方法。     

南海西部超浅层气田水平井EZFLOW无固相弱凝胶钻井液研究与应用

南海西部L气田埋深浅、地层破裂压力低、泥岩含量高,水平井钻进过程中因泥岩造浆导致钻井液黏度、切力升高,循环当量密度（ECD）升高导致压漏地层问题频发。为此,利用岩心驱替试验结果和软件模拟计算ECD相结合的方法优化了EZFLOW钻井液的流变性,并采用高浓度泥岩造浆的方法优化了其抑制性能,用自制的高压填砂承压仪评价了其承压能力。室内评价试验显示,EZFLOW钻井液低剪切速率黏度为15 000~30 000 mPa·s时,在直接返排渗透率恢复率达到85%以上的前提下,ECD小于地层破裂压力;优化后的EZFLOW钻井液抑制性和封堵性强,能够抗25%现场泥岩侵污。现场应用发现,EZFLOW钻井液表观黏度随井深波动幅度小,ECD附加值最大仅为0.07 g/cm3,钻进及砾石充填过程中均未发生漏失,产气量均超过配产的10×104m3/d,最高达16×104m3/d。研究结果表明,优化后的EZFLOW无固相弱凝胶钻井液能够解决超浅层水平井破裂压力低导致压漏地层和保护储层的问题。      

欠平衡钻井参数实时数据分析处理系统的开发与应用

用常规钻井方法打开储层，容易造成储层伤害，影响勘探效率和降低勘探成功率，欠平衡钻井技术是一种很好的解决办法。虽然探井欠平衡钻井效果明显，但是应该看到欠平衡钻井是一项复杂的技术。在低压低孔渗火山岩气层上实施探井欠平衡钻井仍存在诸多困难，如欠平衡井段钻遇地层压力变化较大，岩性成份交互变化，地层坚硬，中途需多次起钻换钻头压井，压力难以预测准确，岩性不稳定，低压欠压值难以控制等。欠平衡钻井参数实时数据分析处理系统的开发与应用有效地解决了这一难题。文章系统地介绍了欠平衡钻井参数实时数据分析处理系统实现的功能、创新点及关键技术、存在问题，以及系统在生产中应用产生的效益。