绥中油田钻头优选及应用分析

绥中油田通常一口井二开12-1/4"井眼作业需要3只钻头完成钻井作业,在该油田调整井施工中,钻完井方面以提高钻井效益为目的,确定了钻头选型原则,根据绥中油田的地层特点和岩石可钻性分析,优选钻头型号,并对钻头冠部形状,切削结构等方面进行优化设计,最终在绥中N1和N6井实现了一只PDC钻头完成一口井二开由平原组钻穿明花镇组、馆陶组至完钻井深东营组地层的新突破,减少了起下钻次数,缩短了建井周期,提高了经济效益。     

复配防腐油管高温高压气密性检测试验

为降低高温高压气井开发成本,油气田现场往往采用不同钢级或不同防腐级别的油管进行复配,而复配可能会带来环空带压风险。由于高温高压气井对生产管柱气密性的要求更高,因此复配油管的气密性需要进行试验验证。本文将不同钢级、不同防腐级别的多个气密螺纹油管连接成一个管串,进行常温和高温气密性检测试验。试验结果表明,不同防腐材质、不同钢级的油管复配连接气密性保持良好,且气密螺纹扣油管气密性能在高温状态下更为良好。     

浅层压裂控制技术在渤海油田的应用

渤海油田实施一口调整井E8S1井,在实钻过程中发现目的 层无开采价值,为降低综合开采成本,决定开采过路油层.由于过路油层厚度小、含底水,根据目前现有压裂充填技术工艺,易压穿底水且无法实现地层压力的实时监测,难以达到预期效果.为实现开发开采需要,决定对压裂充填工艺进行适应性改造.通过对该压裂过程使用软件进行精准模拟、压裂液体系优选、压裂充填服务工具改进,提出了造短宽缝,优化设计裂缝几何形态,合理调整缝高的方案,最终成功避开了目的 层下部水层.投产初期,该井产量超过了预期配产产能,生产状况良好,为渤海油田开创了新的完井增产工艺措施,也为该同类型油气藏开发提供了新的手段.     

液力冲击提速工具在东海油气田的应用

东海油气田是我国海上当前勘探开发的主要区域之一,该油田主要储层埋藏较深,钻井过程揭开多套地层,深部地层岩石抗压强度达到了100 MPa以上,可钻性差、地层温度较高。钻井过程中面临井壁失稳、机械钻速低、轨迹难以控制等诸多问题。针对上述问题,通过对国内外相关提速技术的调研,优选液力冲击工具开展东海深部地层的钻井提速研究与实践。该工具结构简单、可靠性较高,通过加放位置分析、操作参数优选,使现有钻井设备与工艺参数基本不改变,而创新性地提出了旋转导向与液力冲击工具配合,最终在X4H井的应用中机械钻速提高30%~200%,效果显著。     

渤中A3井井壁稳定技术研究

该文对BZ-A3井的钻井问题和井壁稳定性进行了分析和研究。BZ-A3井在钻进过程中遇到了大量的问题,并导致了两次侧钻及相应的经济损失。该文通过分析已有测井数据,建立井壁稳定岩石力学模型,进行井壁稳定性分析,发现由于使用了过低密度的钻井液,BZ-A3井及两次侧钻的井壁破坏范围大,而且井壁崩落弧长大于90°,这样就导致了较大的页岩块从井壁脱落甚至井壁垮塌,从而引起严重的卡钻问题;采用Eaton法进行了地层孔隙压力的计算,分析结果表明东营组及沙河街组存在明显超压,主要超压机制为欠压实及生烃,最大孔隙压力为1.4～1.5 g/cm3;基于孔隙弹性模型开展了水平地应力的计算,确定水平最大地应力方向为N65° E,这与该区块的地质构造和世界地应力图是一致的。该文找到BZ-A3井井壁失稳与卡钻的机理,对钻井泥浆密度提出建议,以帮助避免此类事故在今后本区块调整井钻井作业时重复发生。     

地层压力预测分析方法在秦皇岛某油田中应用

地层压力预测是钻井基本设计与钻井工程设计的基础,是确定钻井井身结构、钻井液体系及密度、预防和减少井下复杂情况不可缺少的关键数据。文章通过对Drillworks压力预测软件分析及操作流程应用在秦皇岛某油田。根据现场监测到的压力及地漏试验数据对该油田的孔隙压力、破裂压力、坍塌压力进行了预测。计算发现该井坍塌压力为1.128-1.271g/cc大于孔隙压力,因此,在进行钻井设计时,应参照坍塌压力和破裂压力确定泥浆安全密度窗口。     

渤中X构造花岗片麻岩矿物特征录测关系研究与工程应用

随着油气勘探的不断深入,太古界潜山逐渐成为渤海油田重点研究对象之一,渤中X构造潜山岩性为太古界花岗片麻岩,现场录井对于潜山岩性的准确识别有助于卡准潜山界面,降低工程作业风险。根据已钻井资料,综合利用薄片鉴定技术、XRD全岩分析技术以及测井数据对潜山岩屑、壁心、岩心资料进行分析,探索花岗片麻岩矿物特性的录井与测井关系,以指导现场作业。工程实践表明,花岗片麻岩矿物特征录测井研究成果能较好地指导现场卡准潜山界面,在区域内具有一定的推广价值。