中国石化超深层钻完井关键技术挑战及展望

超深层是中国石化油气勘探开发的重要增储上产领域。针对超深层勘探开发需求和高温高压及复杂地质环境带来的工程挑战,中国石化持续开展关键技术攻关,在钻完井基础理论和方法、钻完井装备、高温井筒工作液、耐高温井下工具仪器和完井测试等方面取得关键技术进展,保障了120口超8 000 m油气井的安全钻探,钻深能力突破9 000 m,助推塔里木盆地顺北大型超深油气田建设、四川盆地海相特深层油气勘探开发突破,为保障超深层油气勘探开发提供了有力的工程技术支撑。随着油气勘探开发不断向更深层推进,技术升级转型需求日益迫切,需进一步夯实理论研究基础,突破耐高温关键工具仪器和井筒工作液,加快推进钻完井工程技术向数智化转型,为保障深层、超深层油气高效勘探开发和加快技术升级转型提供工程技术支撑。

川西地区深层致密砂岩气氮气钻完井试验及发展建议

深层低渗致密砂岩气藏基质黏土胶结物含量高、孔喉细小、低渗透率、低孔隙度、强亲水,采用常规水基工作液勘探开发易产生储层伤害,且伤害后渗透率难以恢复。氮气钻完井技术可从根本上避免钻井液中的固液相侵入引起储层损害,有效保护储层,提高单井产量。文章回顾了近年来氮气钻完井技术开发深层致密砂岩气的实践应用情况,从储层保护、及时发现气层、自然建产、提供地质甜点依据、为气藏富集规律确定提供辅助依据五个方面系统评价该项技术开发深层致密砂岩气的效果,同时针对井眼轨迹控制、井壁失稳及井下岩爆诱发卡钻、钻杆完井和井位及井段优选四个方面阐述了将来氮气钻完井技术的研究方向,以期为四川盆地须家河组致密砂岩气及国内外其他相似气藏的高效开发提供借鉴。

深部地层智能压井多解性分析与优化策略

开发深部地层油气资源时普遍存在地质条件复杂、钻井周期长和井筒压力控制困难等问题,采用智能压井方法结合多源实时信息反馈,可实现井筒内气液分布状态和压力变化规律的实时预测与更新,但不同修正系数组合可能得到相同的压力计算结果,导致模型存在多解性难题。为此,分析了不同历史时间节点解空间形态的演变规律,揭示了模型多解性的本质源于少量数据约束下模型训练的不完善性;并对应建立了基于实时信息序列的模型全局训练优化方法及动态随机种群训练优化方法,测试了其对于模型全局最优解的搜索能力及适用条件。测试结果表明,全局训练优化方法在压井初期能够实现精准调控,但计算耗时较长;而动态随机种群训练优化方法在压井初期与预期值略有差异,但计算耗时较少。根据可用计算资源情况选择合适的训练优化方法,可实现多源实时数据约束下模型关于井筒气液流动规律的深度学习。

复杂压力系统薄互层致密油藏水平井钻井关键技术

南堡凹陷高柳区块沙三3段V油组属于典型的砂泥薄互层致密油藏,因多年压裂注水开发导致地层压力系统复杂、人工缝网分布密集,水平井钻井过程中井漏、油水侵与井壁垮塌复杂情况同时存在、矛盾突出。结合高柳区块地层特征阐述了水平井安全钻井技术难点,明确了钻井液漏失、井壁垮塌原因,优选纳微米级乳化防塌剂、石墨微球与微米级柔性封堵剂、超细钙构建了封堵承压井壁稳定油基钻井液体系,该体系有效降低滤液对泥岩地层的侵入,对泥岩强度保持能力提高5倍以上,使中高渗砂岩封堵承压能力达到18 MPa;针对油基钻井液漏失问题提出了油基桥接堵漏技术与油基固化堵漏技术。现场试验解决了高柳区块复杂压力系统致密油藏水平井安全钻井难题,十余口应用井无井壁垮塌情况发生,漏失井堵漏后漏失层承压能力提高5.4 MPa,满足后续钻井施工要求。

迪北区块深层致密砂岩气藏氮气钻完井技术应用及认识

针对塔里木油田迪北区块目的层阿合组致密砂岩储层岩性致密、地层压力高、煤层发育,应用常规液体介质的钻完井技术对储层损害严重,为此特引入氮气钻完井技术,并在DX1井开展现场试验,获得日产气量82.39×104m3,日产油量100.8 m3的高产。但由于地层岩性的复杂性,氮气钻完井过程中,出现了井壁垮塌严重、内防喷工具失效、井控装备冲蚀等问题,制约了氮气钻完井技术在该区块的推广应用。通过对井身结构、钻具组合、井口装备、排砂管线、内防喷工具以及配套工艺流程等关键工艺、装备的改进优化,形成适用于高压高产深层致密砂岩储层的氮气钻完井配套工艺技术,并在DB104井开展了现场试验,试验效果显著。与同区块液体介质钻井的钻完井方式相比,DB104井日产气增加了400余倍,日产油量增加了6倍。通过DX1井和DB104井证明,只要工艺、装备、措施得当,氮气钻完井技术在迪北区块这类高温高压深层致密砂岩气藏中对储层具有重要的保护作用,可为塔里木油田乃至全国高压高产致密砂岩储层的高效勘探开发提供技术支撑。

数字化井场标准模板研究与应用

国内首个数字化井场试点德探1井试运行以来,初见成效,其运行效率、处置能力与管控能力得到了一定的提升,但试点井集成功能不足,没有形成数字化井场标准,不能快速进行推广应用,并且不同队伍状况及设备配置不相同,数字化水平参差不齐,为井场的数字化转型增添了难度。针对该问题,通过数字化井场标准模板研究,不断升级完善数字化钻井队信息化应用标准,整合现场工程、井控、装备、安全等多种数据资源,全面推进钻井现场数字化转型,进一步提高现场作业风险管控、技术支撑能力,打造高质量、高效率、可复制的新型数字化钻井队。

井漏风险层位钻前智能识别方法研究

井漏是复杂地层钻井工程常遇到的工程难题,呈现出频发性、随机性与持续性等特征,钻前准确预测井漏风险层位对于安全钻井显得尤为重要。传统井漏层位分析偏重于随钻诊断和钻后总结,主要采用工程数据与现场经验相结合的手段,导致分析结果存在滞后性,无法在钻前有效指导钻井工程设计。本文以地震属性体数据和漏失工程数据为基础,在具有典型漏失特征单井选取的基础上,提取过井地震属性体数据,通过时深关系将漏失与地震属性相匹配,并采用随机森林方法甄别优选出与井漏预测相关性强的地震属性体,然后运用机器学习方法中的软投票算法建立集成学习模型,该模型融合了逻辑回归、随机森林和支持向量机3个子模型,实现了多元地震属性体与漏失工程数据之间的非线性映射关系及其对应权重的表征,同时获得基于地震与工程数据融合驱动的漏失风险层位分布概率,实现钻前井漏风险层位三维空间分布预测。研究结果表明,方差、时频衰减、甜点和均方根振幅与井漏的相关性最高,综合上述多种属性体可以实现更为精确的井漏风险预测,而过多增加地震属性数据并不能显著提升预测效果精度,相反还会增加计算成本。与单一机器学习模型相比,集成学习模型由于融合了多个子模型的优点,能够取得更好的预测效果。实际应用效果表明,采用地震属性体进行漏失风险预测,其精度取决于地震数据的采样率,井漏风险层位区域横向预测分辨率约为25 m,纵向预测分辨率约为6m(2ms),预测结果表明横向相比于纵向更为可靠。但由于时深关系的影响,可能导致纵向预测精度的偏移。本研究能够较好的进行钻前漏失预测,为钻前漏失预测提供了一种新的思路,对于指导井位部署、井眼轨道优化以及安全钻井具有重要意义。

聚合物改性水泥基堵漏工作液体系构建及性能评价

针对长庆井区深井钻井中复杂的储层漏失问题,研制新型储层段可固化暂堵堵漏剂对该地区具有重要意义。优选聚合物单体,通过室内实验合成凝胶剂和交联剂,并对油井水泥进行改性,制备聚合物改性水泥基堵漏工作液体系,采用X射线衍射、扫描电子显微镜、HTHP堵漏模拟实验、单轴抗压测试、高温高压稠化等实验分析了工作液体系的性能和堵漏能力。结果表明,聚合物改性水泥基堵漏工作液体系抗压强度最高达到4.8 MPa,在不同温度下体系均可在3~5小时实现稠化,解堵能力良好。

海上某盆地胶结型防漏堵漏钻井液技术

分析了我国海上某盆地地质特征和历史井漏情况,明确了该盆地钻井防漏堵漏难点:地层裂缝发育且存在微米级至毫米级的多尺度裂缝,甚至裂缝和孔、洞并存,导致堵漏材料选配难、一次堵漏成功率低;地层发育大段风化壳、部分地层破碎严重、钻井中裂缝极易二次发育等,导致恶性漏失甚至失返性漏失等复杂情况。针对上述难点,以聚乙烯醇、聚丙烯酸以及含邻苯二酚结构的有机物为原料,合成了一种胶结型堵漏剂BFD-1。实验结果表明,人造疏松岩心在加有4%BFD-1的水溶液中浸泡后,岩心抗压强度提高率达19.34%。以BFD-1为核心,复配现场常用堵漏材料,构建了适用于不同尺寸范围漏失通道的防漏堵漏钻井液体系,具良好的防漏堵漏性、胶结性,并可有效阻止压力传递。研究成果可为该地区钻井井漏防治提供有力技术支撑。

大庆油田调整井固井技术研究

大庆油田经过多年的调整开发,受地层非均质性、井网加密、动态注采开发等影响,已改变了原始井下环境。针对大庆油田异常高压层油水侵、高渗低压层界面胶结质量差两方面难题,以“地质先行,一井一策”为指导思想,开展了钻井地质、水泥浆体系、固井工具等技术攻关,形成注水开采油田调整井固井配套技术。现场应用取得了良好效果,为大庆油田原油产能建设提供井筒保障。

塔里木油田超深层钻井技术进展及难题探讨

当前,塔里木油田以超深特深层为代表的深地油气资源开发对满足我国经济发展需求和保障能源安全至关重要。经过数十年的探索和实践,塔里木油田创新形成了超深复杂井井身结构设计、超深难钻地层钻井提速、超深大斜度井水平井钻井、超深复杂地层钻完井液、超深复杂地层固井、高温高压井完整性、超深复杂井井控等一系列超深层钻井技术,保障深地油气勘探获得重大突破并创造多项纪录。伴随超深井数量持续增加,工程地质条件更加复杂,井下环境更加苛刻,超深层钻井过程势必面临新的工程难题和挑战,严重制约深地油气资源安全高效开发。为此,通过概括塔里木油田钻井工程技术发展历程,系统梳理了深地钻井工程技术取得的主要技术进展,并结合新的勘探开发形势与油气开发要求,指出了塔里木油田钻井工程技术从超深层迈入特深层新时期的焦点问题及攻关发展方向,为国内外深地复杂油气井安全高效钻进提供借鉴和参考。

万米深井上部大尺寸井眼钻柱动力学特性研究

油气勘探已向更深、更复杂的超深层的万米勘探新领域推进,但上部大尺寸井眼给万米深井的钻井提出了巨大挑战:岩石硬和返速低导致钻速慢,大尺寸井眼内剧烈振动导致钻具裂纹多发,钻压小则钻速慢,钻压稍大则下部振动快速加剧从而导致大尺寸钻具使用寿命远低于预期。为此,在对比研究了深地川科1井(以下简称SDCK-1井)和毗邻8000 m超深井上部井段钻柱振动问题基础上,基于全井钻柱系统动力学模型和数值仿真方法,针对性研究了大尺寸井眼中的钻柱动力学特性。研究结果表明:①井眼尺寸越大,钻头和下部钻具的振动越剧烈,SDCK-1井二开大尺寸井眼与邻井中等尺寸井眼相比(井深500 m处),其钻头及下部钻具振动强度均值分别增加了48.0%和41.5%,比SDCK-1井三开中等尺寸3000 m井深的钻头及下部钻具振动强度均值分别高了29.0%和2.9%;②相同井眼尺寸和岩石特性情况下,下部钻具组合比钻柱整体长度对钻头振动的影响更大,优化下部钻具组合能够明显改善钻头振动,保护钻头,同时还可以提高钻头破岩能量利用效率实现钻井提速;③在大尺寸井眼中钻头破岩激励向上传播,横向振动衰减慢于轴向振动衰减,大尺寸钻头扭矩更大且钻压和扭矩波动更加明显,因此从保护下部钻具的角度出发,大尺寸井眼钻具组合对抑制横振更加有效;④大尺寸井眼中下部钻具弯矩和弯矩波动更大,现场频繁出现的钻具裂纹除受控于整体振动强度较大以外,交变弯矩是裂纹发生的重要原因。结论认为,该研究成果揭示了超深井大尺寸井眼中钻柱的动力学特性,指出了应着重控制横振和交变弯矩,该认识可以为超深井上部大尺寸井眼钻井提供技术指导。

箭型回压阀抢接装置性能试验评价及结构改进

回压阀抢接装置对于发生钻具内喷时抢接是否成功起到关键作用。为了提升人员操作的简便性和装置的可靠性,对在用的3种箭型回压阀抢接装置采用反循环方式人造内喷,模拟不同喷高、是否含硫等不同现场实际工况,验证装置抢接时间、成功率、操作难易程度等性能。结合现场试验暴露的问题,对装置进行了增加过流面积、增加手柄数量、轻量化设计等针对性结构改进。研究结果表明,该新型装置过流面积达到6675 mm^(2),较原有装置过流面积至少增加1.37倍以上,冲击力最大减少近80%,且具备操作简便、可靠性强、重量更轻等优点。

伊拉克Block-9油田177.8mm尾管固井技术研究与应用

伊拉克Block-9油田177.8mm尾管固井封固ZUBAIR油层和YAMAMA油层,固井质量优质井段平均占比42%,存在井眼不规则,顶替效率低,Yamama油层渗透率高,高低压互层,虚泥饼厚影响二界面胶结质量等固井难题。针对以上难题,开发了胶乳防窜微膨胀水泥浆和加重冲洗型隔离液,结合相应的钻井、固井工艺措施,形成了伊拉克Block-9油田提高177.8mm尾管封固质量的技术方案,已经成功应用5口井,平均优质率由42%提高至81.9%,取得良好的固井效果。

西北油田裸眼井完井测试优化技术

目前西北油田碳酸盐储层开发的主流技术包括分段改造、定点卡封酸压、衬管完井等工艺。完井测试管理中心对西北油田目前所用完井测试技术的优化,主要在以下三个方面:井眼条件、泥浆质量和完井管柱优化。中心经统计分析近几年完井失败案例,建立了五维度分析法,从井眼扩大率、井眼曲率、裸眼段长度、模拟通井情况等维度对井眼进行综合评价,中心编制并执行《完井作业期间钻、完井液质量控制管理办法》,开展了前置泥浆性能摸底、一井一策制定优化方案、落实优质封闭性能等措施。

渤海油田深井深层防漏堵漏技术策略研究

通过分析渤海油田近三年来漏失事件的漏失程度及类型,从工程角度提出渤海深井深层防漏技术策略和堵漏工艺选择策略,针对渤海深井深层漏失情况,从工程角度对漏失程度及类型进行统计分析,并结合现场情况和堵漏技术,提出渤海深井深层防漏技术和工艺选择策略,以提高钻前避漏的有效性和堵漏工艺的高效性,给海上油气田勘探开发提供一种安全、经济和高效新的思路。

溱潼凹陷红页201井组钻完井关键技术研究与应用

溱潼凹陷红页201井组以定向井方式开发页岩油,通过井身结构优化,形成二开制(变径)井身结构,优选高效钻头复合钻井技术(PDC)钻头实现钻井提速,使用偏心扩眼器应对上部井段缩径问题,优选高性能水基钻井液体系维持井壁稳定,实现红页201井组高效钻完井。

基于管柱动力学的特深井通井组合刚度评价方法与应用

我国特深井钻井正处于快速发展阶段,受井眼尺寸大和深度深的影响,钻井过程中极易出现微井斜、扩径缩径和井壁台阶等,导致套管下入困难,因此通井钻具组合评价尤为重要。目前,现场使用的评价方法常忽略了管柱下入过程中与井壁的碰撞和变形,导致通井效果时好时坏。为了辅助现场施工,文章基于全井管柱动力学模型和HHT-α数值计算方法提出了一种能够模拟管柱下入的动态过程的通井钻具组合的评价方法,该方法考虑了实测井眼轨迹、井眼扩大率和下入阻力等要素。通过某特深井三开下套管前的钻具组合进行实例计算分析,表明井眼扩大率和套管串下入阻力对通井能力和套管下入影响较大,当井眼扩大率较小且套管串下入阻力较大时,需要使用刚度较大的多扶正器通井钻具组合。本方法可以实现实测井况条件下比较精准的刚度对比模拟,也成功指导了案例井?486 mm套管的安全下入。

结合LSTM自编码器与集成学习的井漏智能识别方法

为了解决传统的井漏智能识别模型因井漏样本数量受限导致其识别准确率低的问题,提出了一种长短期记忆(long short-term memory,LSTM)网络与自编码器(auto-encoder,AE)相结合、集成LSTM-AE的井漏智能识别方法。首先,采用正常样本训练多个包含不同隐藏层神经元数目的LSTM-AE模型,利用重构得分筛选出识别效果较好的几个模型作为基识别器;然后,采用集成学习对多个基识别器的识别结果进行加权融合,解决单一模型因对样本局部特征过度学习导致的误报与漏报问题,提高模型的识别准确率。从某油田18口井的钻井数据中选取了6000组正常钻进状态下的立压、出口流量、池体积数据,对集成LSTM-AE模型进行训练和测试,结果表明,提出方法的识别准确率达到了94.7%,优于其他常用的智能模型的识别结果,为井漏识别提供了一种新的技术途径。

高温高压井水泥环缺失对多层套管应力影响规律

由于高温高压井中,固井工况复杂,套管与水泥环之间会出现缺失现象,导致套管损坏,尤其多层套管时上述问题更为突出而复杂。针对上述问题,以准噶尔盆地南缘某高温高压高产气井为研究对象,建立了套管水泥环缺失套管水泥环套管地层轴对称有限元模型,模型中水泥环缺失处采用圈闭流体单元,岩石和水泥环采用EDP本构模型,相互界面间用接触力学有限元模型。研究结果表明,该模型能够准确分析复杂条件下水泥环缺失套管受力情况,解决了以前的模型无法模拟水泥环缺失处流固耦合问题;当套管环空出现环状缺失时,水泥环缺失的交界面附近应力最大且水泥环缺失处液体性质对套管强度有较大影响。为保证其井筒完整性,在深井、超深井中,建议优化水泥环返高,使水泥环不返到井口,减小固井段长度,消除水泥环缺失问题。