后五家户复杂深井钻井提速难点及技术探索

梨树断陷后五家户气田处于勘探开发初期,目的层埋藏深,后续生产井设计井深有加深趋势。通过分析该区域地质情况,从地层压力系统复杂、可钻性差等钻井技术难点出发,对井身结构的设计、钻头、动力钻具的使用等方面进行提速效果的应用分析与评价,提出适合该地区钻井提速的措施及建议。     

长南工区钻井提速难点认识与实践

长南工区属于鄂尔多斯盆地中部、南部,主要分布在安塞、延安、志丹、高家沟等地区,地质构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造。该区地表开始为新生界第四系黄土层,黄土高原丘陵沟壑区,表层具有节理发育、结构松散、渗透性强等特点,有垂直方向的空洞,漏失不易控制且破坏地层的胶结强度,促进漏失加剧。以下地层从中生界到古生界,地层古老,富含砂砾岩和石英砂岩,研磨性强,可钻性差,区域差异较大。针对该工区钻井技术难点,制定了详细对策,表层抑制井漏和堵漏、优选钻井液体系提高机械钻速,优选钻头系列,预防减少钻具失效等。通过应用实施,取得了明显效果,区块钻井速度大幅提高,初步形成了一套适合该区的钻井综合提速技术。     

鸭西背斜钻井提速技术试验及效果分析

鸭儿峡油田白垩系油藏鸭西背斜,地层倾角大、夹层多、研磨性强、可钻性差。钻进中直井段易斜;PDC钻头选型难度大,定向钻井时,工具面稳定性差、“托压”严重;钻井液性能要求高,常因与地层配伍性差,导致井下复杂情况发生,严重制约钻速提高。本文针对制约钻速提高的难点,通过现场试验效果分析来阐述鸭西背斜鸭K区块钻井提速措施,包括直井段防斜打直技术、水力振荡器试验、PDC钻头个性化试验、钻具组合选择和优化钻井液性能等,通过现场试验,为鸭西背斜钻井提速积累了成功经验。     

涪陵页岩气田钻井提速方案及实施效果分析

在深入分析涪陵页岩气田制约钻井速度的因素的基础上,针对性地提出了钻井提速的方案,并进行了大量的现场应用。本文详细介绍了国民油井旋冲工具、水力振荡器、POB抗油基泥浆螺杆钻具的组成和技术原理。阐述了以上3种工具在涪陵区块的应用效果和优势,并提出了使用中存在的不足和应改进的技术问题。这些工具的实施效果表明,国民油井提出的钻井提速方案是切实可行的,对该区域后期优快水平井钻井工艺的选择具有指导意义。     

大牛地气田DP31H井钻井难点与对策

结合中石化华北分公司在鄂尔多斯盆地大牛地气田部署的一口超长半径（2000 m）的水平井——DP31H井,逐个分析各个阶段施工中存在的难点问题,找出相应的对策。该井钻井过程中遇到有二开φ311.2 mm井眼的快速钻进、井眼曲率、三开超长水平段施工带来的钻头选型、岩屑床、托压等一系列技术难题,通过采取合理的技术措施,圆满地完成了施工任务,并为今后施工超长水平段钻井提供了宝贵的经验。     

海上油田开发井钻井优化设计和应用实践

LF7-2油田位于我国南海珠江口盆地LF区块,是一个小规模油田,根据前期探井揭示,上部地层以厚层泥岩为主,极易水化、分散,使钻井液性能变差;起下钻过程中钻具遇卡、遇阻等复杂情况频繁发生;钻头选型不尽合理,易泥包;下部地层以砂泥岩互层为主,岩石致密、可钻性变差,钻具扭矩、摩阻增加,定向钻进时滑动困难,井眼轨迹控制难度大,给钻井提速增效带来诸多困难。根据探井地质情况和岩石力学剖面,利用钻井软件优选平台位置,对开发井井身结构、井眼轨迹、钻柱力学、钻井液、固井等方面进行钻井仿真模拟,制定出科学的钻井设计方案,在直井段采用“牙轮钻头+直螺杆+MWD”钻具开展防斜打直,造斜段使用“PDC钻头+弯螺杆+MWD/LWD”开展复合钻井,水平段采用“PDC钻头+PowerDriver+MWD/LWD”开展旋转导向钻井,实现精准化钻井,顺利完成6口开发井施工。现场应用单井平均机械钻速29.43 m/h,钻井工期191.59 d,工期比设计提前28.41 d,钻井提速增效显著,降低开发成本。通过PowerDriver的近钻头井斜、自然伽马实时测量和传输,减少地质误判,实现对储层顶界面的实时探测,使储层钻遇率达100%,收到较好的经济效益和投资回报,实现小油田的效益开发。     

顺北油田钻井参数强化的提速效果评价

X、Y井是部署在塔里木盆地顺北油田的2口勘探井,X井为钻井参数强化试验井,X井较Y井在实钻中更好地执行了钻井参数强化措施,三开5600~7500 m井段X井机械钻速较Y井提高了119%。对比分析,X井通过配置压力级别更高的地面设备,实钻实现了更高的排量和泵压,X、Y井的钻头冲击力分别为0.73~1.02 kN、0.61~0.85 kN,钻头水功率分别为6.79~11.38 kW、5.37~8.79 kW,机械比能为0.23~2.15 MPa、0.52~3.5 MPa。钻井参数强化的实验过程中,X井获得了更高的井底机械能量与水力能量以及更理想的破岩环境,其机械钻速明显高于Y井,符合钻井参数强化提速的预期。     

优快钻井配套技术在希50-54井应用实践

针对海塔地质特点和钻井难点,开展钻井技术研究和现场试验,制定了切实可行的钻井提速方案,较好地解决了上部地层易塌、中部地层易斜、下部地层硬造成的相关钻井技术难点,实现了优快钻井的目标,为增储上产提供了强有力的保障。以希50-54井为例,从技术应用思路和应用效果两方面出发,深入分析井身结构优化、钻头及参数优选、复合钻井等几大海塔优快钻井配套技术在现场实际中的应用情况,实践表明机械钻速得到大幅度提高,钻井周期明显缩短,效果显著。     

苏里格气田苏77区块丛式井优快钻井配套技术

苏77区块处于生态环境脆弱的半沙漠半草原地区,采用丛式井开发方式,不仅可以加快产能建设,而且可以降低钻井成本,保护环境,便于气田维护管理。针对苏77区块钻井存在的技术难点,根据地层自然增降斜及方位漂移规律,从平台部署、井身轨迹剖面、钻具组合、PDC钻头选型及钻井液体系及性能维护等方面进行优化,形成了一套适应苏77区块的丛式井优快钻井配套技术,有效地提高了机械钻速,缩短了钻井周期及平台建井周期,加快了产能建设。其中,苏77-6-5井完钻井深3167 m,钻井周期仅为9.98天,创造了整个苏里格气田定向井最短钻井周期记录。     

川东北分水岭构造须家河组钻井提速技术研究与应用

针对川东北分水岭构造须家河组地层段机械钻速慢的钻井难题,开展了提速技术研究。首先通过工程地质特征分析,获取了须家河组地层矿物组分含量和岩石力学参数,并有针对性地提出提速技术思路和提速手段。从分3井现场应用效果看,气体钻井技术、螺杆钻具+混合钻头以及扭冲工具+混合钻头钻井技术均取得不同程度的提速效果,其中气体钻井技术平均机械钻速最高,达到4.78 m/h,与同井采用常规泥浆钻井相比提高4.49倍。     

大牛地气田水平井通井卡钻处理

卡钻的处理方法主要有：通过施加外力如上提、下放钻具转动转盘使钻具恢复自由状态;通过调整钻井液性能、打稠塞、注酸、注解卡剂、反循环等方法使被卡钻具与井壁之间的填充物转移或者破坏;通过反丝钻具打捞甚至套铣起出被卡钻具。大牛地气田DPT-305水平井通井过程中发生一起严重的卡钻事故。通过重浆+清扫液、注酸、注解卡剂、环空憋压等方法处理被卡钻具与井壁之间的填充物;通过固定转盘上下活动来对被卡钻具施加扭矩;倒扣等方式处理这起卡钻事故,最终解卡。总结了事故的成因,分析了处理过程的得失,为以后处理此类事故积累了经验。     

测井资料在钻速预测中的应用研究

在分析了国内外钻速预测研究现状的基础上,选择了岩石可钻性法来对胜利油田东营凹陷钻速进行预测研究,建立了声波预测钻速的钻速方程,并利用现场资料对钻速方程进行了验证,同时进行了２口井的钻速预测,预测精度达到９０％以上。     

大牛地气田欠平衡水平井钻井技术

针对鄂尔多斯北部地区低压低渗地层,常规钻井工艺技术一直是制约钻井效率和及时发现有效保护油气层、影响油气产能的重要因素。为此,近几年在鄂北工区大牛地气田进行了欠平衡钻井工艺和水平井钻井技术的推广应用与研究。介绍了欠平衡钻井技术工艺概况、优点及在大牛地气田水平井中的应用。业已显示,欠平衡钻井技术具有及时发现和有效保护油气层、提高机械钻速、及时评价低压低渗油气层的特点,同时提出了应用中存在的问题和技术难点。     

DX14井区火山岩气藏水平井适应性分析

KL气田DX14井区为一火山岩气藏,现有4口水平井。通过对该区火山岩气藏水平井地质条件适应性和设计适应性进行分析,结合已投产2口水平井的生产情况,预测即将投产2口水平井生产效果。提出了该区水平井适应性的评价指标：1、应从气藏类型、气藏深度、气层有效厚度、气层各向异性指数等8个方面,来分析气藏水平井开发的地质适应性;2、认为该区水平井段应沿气层上部部署,水平段长度应根据火山岩体范围控制在600--800m左右,效果较好。     

大庆油田古龙1井气体钻井应用实践

古龙1井是大庆油田2008年完钻最深的一口天然气探井,在三开Φ311.2 mm井眼进行了空气/雾化钻井实践。针对实际钻进中存在的问题,对比分析了几种不同介质气体钻井方式在松辽盆地泉二段以下的应用情况,并优选了合适的钻进方式。实钻结果表明,该井创造了大庆油田松辽盆地有史以来Φ311.2 mm井段空气钻进至井深4301.05 m,井段最深、温度最高的记录,在井壁失稳、持续出水的情况下,克服重重困难,空气、雾化钻进了1196.05 m,平均机械钻速7.9 m/h,单只钻头最高进尺达到了552.86 m。     

大牛地气田水平井优快钻井技术探索

大牛地属于低压、低渗、低丰度的三低油气藏,能否实行优快钻井成为制约水平井发展的主要因素,通过对井身结构、钻具组合、钻头选型及泥浆体系结构等统计分析,总结出适合大牛地气田水平井优快钻井技术,形成了一套大幅度提高机械效率、缩短钻井周期,适合大牛地工区的优快钻井技术。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田水平井A点前钻井液工艺技术

针对鄂尔多斯盆地大牛地气田水平井A点前钻井施工过程中易发生井壁失稳、煤层坍塌等复杂情况的现状,选用＂减少储层损害、减少环境污染＂的＂双保＂（易降解,有利于环境保护;易酸化解堵,有利于保护油气层）天然高分子钻井液体系及分段采取合理的维护处理措施,取得了良好效果。     

龙凤山气田易漏失井固井工艺技术研究与应用

龙凤山气田属于典型的裂缝性储层,钻井过程中漏失问题突出。该气田地层压力系数低、气层活跃、井壁稳定性差,固井难度较大。针对本区块特点,强化固井工艺措施,做好钻完井过程的防漏、承压堵漏工作,优选完井方法,采用变排量顶替工艺技术,开展低密度水泥浆体系优选研究,合理设计浆柱结构,有效地解决了固井过程中的漏失和候凝期间气窜等问题,保证了固井质量,实现了油层的有效封固,现场应用效果良好。     

大牛地气田DP3水平井大井眼定向工艺

介绍了大牛地气田DP3水平井的定向设计与施工情况,分析了该井轨迹控制的特点、钻具组合特征等问题.     

新场气田分段压裂水平井裂缝布局优化

新场气田属于大型多层致密砂岩异常高压气藏,储层物性差,非均质性强,气井动用储量低。目前,为大幅度提高气井产能,提高储量动用长度,该气藏多采用多段压裂水平井开发。因此,迫切需要论证裂缝参数及其组合对多段压裂水平井开发效果的影响,为气藏下步科学高效开发和持续高产稳产提供理论基础。以川西新场气田为研究对象,采用数值模拟法深入研究了压裂水平井裂缝几何布局对气井产能的影响,包括非均匀裂缝长度、非均匀裂缝间距、压裂规模与裂缝数量、裂缝长度与间距的匹配、裂缝夹角与间距的匹配。结果表明:对于多段压裂水平井,U型模式的裂缝长度布局最优;均匀裂缝间距开发效果优于非均匀裂缝间距;水力压裂时,少段数长缝能取得更佳的开发效果;0. 67~1倍缝长的裂缝间距布局、垂直于井筒的正交裂缝布局有利于改善压裂水平井开发效果,裂缝间距的增大能有效降低非正交裂缝低夹角对产量的影响。