基于振动实测的非均质地层钻头失效分析与对策

四川盆地作为国内页岩气开发的重点区域,通过近几年的不断攻关和实践,机械钻速得到了提高,但由于受地层复杂、可钻性差、非均质性强等地质因素的影响,导致井下钻柱系统不良振动剧烈,容易出现钻头损坏严重、钻速较低等问题,严重影响了钻井时效。为了解决上述难题,以该盆地涪陵工区上二叠统龙潭组—中二叠统茅口组为例,采用井下振动高频测量工具的实测手段,测量了钻头—钻柱系统的动态振动加速度参数,结合地层的岩性和矿物组分分析,研究钻头失效原因与对策,并开展了现场试验。研究结果表明:①在非均质地层中钻进的钻头—钻柱系统产生了大于40 m/s~2的高幅值瞬时冲击振动,高幅值的瞬时冲击是导致钻头先期失效的主要原因;②提出了抑制高幅值的瞬时冲击振动采用"减振+增压"工具组合和避免井下工具共振的钻井参数;③采用钻井新参数的试验井比邻井的高幅值瞬时振动降低了17%,单只钻头进尺增加24%,钻头工作环境得到了较大的改善,钻头使用数量减少。结论认为,该研究成果能够有效地改善钻头—钻柱系统的振动状态,有利于达成延长钻头使用寿命的目标。     

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作为一项钻井新技术，小眼井钻井可大幅度降低钻井成本,正愈来愈受到国内外各油气田的重视。小眼井钻井技术在中原油田主要用于φ139.7mm套管开窗侧钻井裸眼段的钻进，根据中原油田20余口φ139.7mm套管开窗侧钻井的钻井实践，探讨了中原油田φ118mm井眼钻 井的若干技术问题，其中包括钻头选择、钻井参数的优选、钻具组合和轨迹控制、固井技术及井下复杂情况和事故处理技术等。     

断块油气藏大落差阶梯水平井轨道优化

为了降低东濮凹陷断块油气藏大落差阶梯水平井管柱下入摩阻,开展了大跨距阶梯水平井轨道优化研究。考虑地层实际造斜能力,优化了造斜段的靶前位移和造斜率;建立了带封隔器(或扶正器)的完井管柱下入摩阻模型,优化了阶梯过渡段的井眼曲率和位移差。分析表明,造斜段靶前位移控制在300~400 m,造斜率先低后高,适当降低阶梯过渡段造斜率和位移差,有利于降低钻进和管柱下入摩阻。设计成果在东濮凹陷4口阶梯水平井中应用,阶梯着陆中靶率100%,储层钻遇率最大95.3%,水平段最长达到1 214 m,断块落差控制范围7.14~40.3 m。应用结果表明,采用分段评估的方法优化阶梯水平井轨道参数具有针对性和全面性,为同类型阶梯水平井的设计提供了借鉴。     

可调式防脱键顶杆的研制与应用

座键式MWD仪器在大斜度定向井和水平井随钻测量施工中,时常出现脱键现象,导致无法形成正常的钻井液脉冲信号,影响钻井时效.为了解决这一问题,针对仪器脱键的原因展开了研究,研制出可调式防脱键项杆.现场应用表明,新研制的可调式顶杆能解决海蓝MWD、QDT-MWD等座键式随钻测量仪器施工中的脱键问题,提高了仪器入井成功率,为顺利进行随钻测量施工提供了保障,具有较大的实用价值和广阔的应用前景.     

涪陵页岩气田三维水平井井眼轨迹控制技术

为满足地理环境条件和页岩气高效开发需要,涪陵页岩气田采用"井工厂"模式开发,多采用中、长半径三维水平井。针对原井眼轨道设计不利于三维水平井优快定向钻井、三维井眼轨迹控制难度大、三维井眼摩阻扭矩大等技术难点,通过优化设计,应用三维水平井井眼轨迹控制、三维井眼降摩减阻等技术,以提高三维水平井机械钻速,缩短定向钻井周期。现场应用表明,涪陵页岩气田三维水平井二开定向周期缩短46.36%,三开定向周期缩短5.76%,成效显著。      

卫 68-FP1 井泥页岩油藏水平井钻井技术

为了解决卫68-FP1 井水平段井眼尺寸小、井下摩阻大、井眼轨迹不易控制等问题,在计算不同井眼曲率下摩阻、扭矩的基础上,结合邻井实钻资料,优化了井眼轨道设计,以降低摩阻和扭矩;根据非常规水平井的实钻经验,选用"小角度螺杆+欠尺寸双稳定器"钻具组合,并对螺杆钻具的弯角和稳定器外径进行了优化,以提高井眼轨迹控制精度;选用合理密度的油基钻井液,以保证水平段的井壁稳定性;采用C1+伽马地质导向技术,以提高油层钻遇率;制定了安全钻进技术措施,以确保钻井安全。实钻结果表明:合理的井眼轨道设计能够有效降低钻进摩阻;"小角度螺杆+欠尺寸双稳定器"钻具组合能精确控制井眼轨迹,并能提高旋转钻进比例;C1+伽马地质导向技术能确保水平段始终在油层穿行。卫 68-FP1 井的顺利完成,可为泥页岩油藏水平井的钻井施工提供借鉴。      

川南页岩气平台井组浅层预增斜轨道优化技术

川南页岩气示范区受地理条件限制,主要采用小井距三维丛式水平井开发。上部地层倾角大,井间距离小,防碰问题突出,石牛栏组地层可钻性差,定向钻速慢。针对存在的技术难题,开展了平台井组轨道优化设计研究,基于浅层预增斜防碰方法,分析了不同预增井斜角下邻井的防碰安全距离、地层自然造斜特性对下部轨迹控制的影响,综合考虑地层特点和施工措施优化了剖面设计的相关参数,形成了"直—微增—稳—增—平"预增斜轨道优化设计方案。预增斜轨道优化技术在川南长宁X-5井进行了应用,有效降低了直井段防碰难度,提高了石牛栏组机械钻速,实现了小井距丛式水平井井眼轨迹的高效控制。研究结果可为其他地区丛式井轨道优化提供技术参考。     

顺北评2H超深小井眼侧钻水平井技术

顺托果勒北区块是顺北油田重点勘探开发区域,地质构造属于走滑多断裂带类型,目的层为碳酸盐岩海相油气藏。顺北评2H井是该区块的一口直导眼侧钻水平井,评价新断裂带油层发育特征及含油气性。该井具有储层埋藏深、侧钻点超深、井底温度高、轨迹调整空间小及可借鉴经验匮乏等钻井技术难题,现场施工通过优化超深小井眼侧钻水平井轨道设计、采用降摩减阻措施、配套钻井液技术、优选抗温工具及侧钻水平井轨迹控制技术,顺利完成超深井直导眼侧钻,井眼轨迹平滑,增斜段平均全角变化率15.5（°）/30 m。完钻井深8433 m,创最深井和最深水平井2项亚洲纪录,为超深中短半径水平井技术发展及超深油气藏勘探开发奠定了基础。     

高研磨性硬地层钻井提速技术

川东北陆相自流井组和须家河组地层岩性致密、研磨性强,机械钻速低、钻头消耗量大,是制约该区域钻井提速的关键层段。为实现提速,各种新型井下工具得到了试验应用,但效果参差不齐。通过计算分层段岩石可钻性,推荐自流井组至须家河组采用孕镶金刚石钻头提高破岩效率;为降低硬地层和软硬交互层段钻头失效导致的钻速低问题,开展了三开井段典型钻具组合扭转和纵向振动理论分析,提出东岳庙段以浅地层采用扭力冲击器配合PDC钻头降低黏滑,珍珠冲段含砾岩层段需使用减震工具或改变钻具组合降低纵振,砂泥岩互层段需推广使用双向减震器或水力加压器降低纵振;采用高速螺杆+孕镶金刚石钻头的复合钻进,提高自流井组至须家河组大井眼定向速度。5口井现场实施后,机械钻速成倍增加、钻头新度提高30%,须家河组?311.2 mm井眼定向速度提高1.32倍。     

套管定向开窗侧钻小眼井钻井技术

胡５—２７井是中原油田胡状构造胡５断块上的一口生产井，因１３９７套管错断，被迫停产。为恢复生产，完善注采井网，决定在１３９７套管内定向开窗侧钻。本文详述了该井施工过程中的重点工艺技术，包括１３９７套管开窗技术、小眼井轨迹控制技术、小眼井事故填井裸眼侧钻技术及小眼井落鱼打捞技术等。