超深探井荔参1井钻井关键技术

荔参1井是长庆油田部署在渭河盆地北部斜坡上的一口超深预探井,设计井深为6 390 m,钻井过程中存在诸多技术难点。为此,通过分析钻遇地层特点,优选高效钻头、抗高温螺杆、取心工具等配套钻井工具,针对不同地层采用“PDC钻头+单弯螺杆”复合钻井技术、轨迹控制技术、“抗高温取芯工具+孕镶金刚石钻头”取芯钻井技术、抗高温钻井液体系等关键技术,并结合钻井实践制定出超深预探井钻井技术保障措施,保障了荔参1井185.67 d的钻井周期顺利完钻,钻井过程未发生井下故障。实践表明,关键技术及保障措施在荔参1井的成功运用,对今后长庆油田鄂尔多斯盆地超深井勘探开发具有良好的指导作用。

鄂尔多斯盆地东部气田盐下高含硫储层安全高效钻井技术

鄂尔多斯盆地东部气田盐下高含硫储层主要为奥陶系马家沟组,其碳酸盐岩-膏盐岩互层发育,存在破碎屑岩层、大段膏盐层及压力异常地层,钻井过程中易出现井壁垮塌、井眼缩径、含H2S高压天然气侵、井漏及卡钻等井下故障及复杂情况,导致机械钻速低、安全高效钻进难度较大。为此,开展了“储层专打”井身结构设计,集成高抗H2S井控装备、防喷工具及工具的标准配套,研究应用了“高效PDC钻头+大扭矩单弯螺杆+MWD+随钻震击器”的储层复合钻井防斜防卡打快技术,探索性应用了精细控压钻井技术,优选复配出具有强“抗盐、抗钙、抗泥”能力的高密度饱和盐水钻井液,形成了鄂尔多斯盆地东部气田盐下高含硫井储层安全高效钻井技术。鄂尔多斯盆地东部气田的5口井应用了该技术,平均钻井周期54.3 d,平均机械钻速8.35 m/h,其中三开储层段平均钻井周期11.67 d,较前期完钻的MT1井缩短了52.03%,储层段平均机械钻速6.85 m/h,较MT1井提高了69.97%,平均井径扩大率6.16%,电测一次成功率100%,未发生井下故障和复杂情况。该技术为鄂尔多斯盆地东部气田盐下高含硫气藏安全高效勘探开发提供了技术支撑。

苏里格气田水平井井身结构优化及钻井配套技术

苏里格气田致密气藏埋藏深,钻遇地层塌漏问题突出,机械钻速低,前期水平井采用三开井身结构,难以达到钻井持续提速和降低钻井成本的目的。为此,在开展缩短中完周期、优化封固段和井眼尺寸等方面的理论分析,并进行井身结构优化过渡性方案现场试验的基础上,提出了井身结构优化思路,分析了可行性;然后,进行了封固段优选、井眼尺寸优化,设计了水平井小井眼二开井身结构。基于此井身结构,研究了井眼轨迹控制、个性化钻头和配套提速工具优选、强抑制高效润滑钻井液分段措施优化等关键钻井配套技术。该技术在19口井进行了现场应用,解决了长裸眼段“塌漏同存,上漏下塌”的问题,提高了各井段的机械钻速,大幅度缩短了钻井周期。研究结果表明,小井眼二开井身结构设计合理,钻井配套技术提速效果显著,可在苏里格气田水平井钻井中推广应用。

苏里格气田Φ165.1mm小井眼优快钻井技术

小井眼钻井技术是提高钻井效率、降低开发成本、减轻环保压力的有效途径,但天然气小井眼施工过程存在井眼轨迹控制难度大,导向钻井效率低,井壁稳定性差,电测遇阻频繁等技术难题,为此,通过分析钻遇地层特点,优选配套提速工具,优化剖面设计及钻具组合,形成小井眼"两趟钻"轨迹控制技术、高效PDC+单弯螺杆复合钻井技术、聚合物+聚磺钻井液体系等优快钻井技术并成熟应用。

苏里格气田致密气藏水平井优快钻井技术

苏里格气田致密气藏水平井钻井时存在机械钻速低、地层井漏坍塌漏并存、钻井周期长等问题。为此,在分析钻遇地层情况和钻井技术难点的基础上,开展了“工厂化”水平井钻井模式优化、“高效PDC钻头+大功率螺杆”激进参数钻井技术、不同偏移距井眼轨迹控制模式优化和强抑制低密度CQSP-4防塌钻井液分段优化等研究,形成了苏里格气田致密气藏水平井优快钻井技术。2019年苏里格气田应用致密气藏水平井优快钻井技术完钻56口井,平均机械钻速12.76 m/h,钻井周期39.12 d,建井周期52.20 d,较2018年平均机械钻速提高了23.16%,钻井周期缩短了23.71%,建井周期缩短了16.02%。研究与应用表明,苏里格气田致密气藏水平井钻井关键技术提速效果显著,为苏里格气田致密气藏高效开发提供了技术支撑。

苏里格致密气藏超长水平段水平井钻井完井关键技术

针对苏里格气田致密气藏超长水平段水平井钻井完井过程中循环泵压高、摩阻扭矩大、机械钻速低、井眼清洁困难、完井套管柱下入困难等问题,分析了超长水平段水平井钻井完井技术难点,进行了高效钻具和钻井设备优化配置、井眼轨道设计和井眼轨迹控制、水平段钻井提速和清洁,以及旋转导向钻井、强抑制润滑性水基钻井液和"旋转引鞋+套管"漂浮下入等技术研究,形成了苏里格致密气藏超长水平段水平井钻井完井关键技术。现场试验2口井,平均井深7 027 m,平均水平段长3 719.5 m,钻井周期50.93 d,取得了很好的效果。其中,靖50-26H1井完钻井深7 388 m,水平段长4 118 m,创造了当时长庆油田井深最深和国内陆上油气井水平段最长2项纪录。研究与试验结果表明,该技术可为苏里格致密气藏高效勘探开发提供技术支撑,也可为国内致密气超长水平段水平井安全高效钻井完井提供借鉴。

苏里格南部气田大斜度井钻井技术

苏里格南部区块大斜度井平均完钻井深3 900 m,平均水平位移1 200 m,施工过程中存在井深、位移大、轨迹控制难度大、地层可钻性差等技术难题,严重制约钻井速度。为此,从优化剖面设计、轨迹控制、钻具组合及钻头、螺杆选配等技术出发,形成了一套苏里格南部气田大斜度井高效钻井关键技术:"直-增-稳-微降"剖面、"两趟钻"轨迹、稳斜能力强的"四合一"钻具组合、适合该区块快速钻井的钻头及螺杆。通过关键技术的应用,2017年平均钻井周期缩短至11.95 d,较2016年平均钻进周期缩短2.56 d,提速17.64%,提速效果显著。

靖边气田开发层系井网适应性评价

科学合理的井网密度应该既能达到储量损失小,最终采收率高,采油气速度较高和开发效果较好,又能取得较好的经济效益。分析了靖边气田开发层系井网适应性,研究表明,合理井距确定为150m左右,目前井网控制程度较高,加密潜力较低。

盐池区块深层页岩气水平井钻井关键技术研究

为进一步提高鄂尔多斯盆地盐池区块非常规油气资源的勘探开发效果,在分析深层页岩气水平井钻井技术难点的基础上,采用了“双级PDC钻头+单弯螺杆”侧钻工艺,以提高大井眼侧钻效率;优化了“多粒径桥塞+纤维水泥”堵漏工艺,以提高堵漏效果、降低堵漏成本;研发了高性能纳米封堵水基钻井液体系,以实现页岩气水平段安全钻进;设计了个性化PDC钻头,并配合PowerDrive Orbit在水平段应用,最终形成了深层页岩气钻井关键技术。该技术在盐池区块忠平1井的现场试验结果表明,侧钻效率明显提高,井下故障显著减少,取得了很好的现场效果。研究结果表明,深层页岩气钻井关键技术可以解决盐池区块深层页岩气水平井钻井技术难点,对提高该区块非常规油气资源的勘探开发效果具有重要作用。

陕224储气库大井眼定向井钻完井关键技术

长庆区域储气库大井眼定向井因施工过程存在大井眼携砂困难、机械钻速低、轨迹控制难度大、塌漏矛盾突出、钻井液性能维护处理及固井质量要求高等难点,为此,通过分析钻遇地层特性,开展高效提速工具优选配套、大井眼轨迹控制技术、强抑制盐水聚磺钻井液技术等关键技术攻关研究,形成了大井眼定向井钻完井关键技术,并在现场2种井身结构3口定向井实践应用,平均钻井周期51.54 d,平均机械钻速8.43 m/h,钻井过程无井下复杂、故障。实践表明,该技术对为长庆油田鄂尔多斯盆地大井眼定向井安全优质钻井提供了技术支撑。

钻井水力参数软件的开发及应用

环空水力学是钻井的关键技术,通过对钻井水力参数的分析和研究,结合钻井的实际情况,制定合理的泵排量,优化钻井液密度及流变性能,确保井壁稳定的同时,提高流体的携砂、防泥包能力,最大限度的避免塌漏矛盾和电测遇阻.

苏南区块钻井液不落地技术

介绍了苏南区块清洁生产的亮点以及钻井液不落地技术的工艺流程、设备和人员配置等。现场应用结果表明,该套钻井液不落地技术具有固液分离彻底、岩屑干燥总量少、现场标准化建设好等优点,但存在地埋罐容积偏小、钻井液不落地设备班饱和处理量偏小的问题;提出加大地埋罐容积(与钻井队锥形罐容积相匹配)、增加压滤机功率和提高钻井液不落地人员素质的改进方向。

储气库水平井井身结构优化技术及应用

长庆区域陕224区块储气库前期采用四开大尺寸井眼注采水平井施工过程存在各开次井眼尺寸大,机械钻速低,大井眼携砂困难,井壁稳定性差,井下垮塌严重,复杂故障频发,导致钻井周期及成本增加等问题。为此,在分析钻遇地质特性和工程难点,基于地层三压力剖面,确定套管必封点,将二开技术套管下深由进入石千峰组10~30m,调整为进入石千峰组地层50~100m,有效封隔漏层;利用钻速方程及岩石强度的尺寸效应理论,将原四开大尺寸井眼“一开Φ660.6mm+二开Φ444.5mm+三开Φ311.2mm+四开Φ215.9mm”优化缩小为四开小尺寸井眼“一开Φ444.5mm+二开Φ346mm+三开Φ241.3mm+四开Φ152.4mm”,从而形成了优化后井身结构,并在陕224储气库区应用完井2口,平均钻井周期120.25d,平均机械钻速5.24m/h,较优化前完成井钻井周期缩短49.79%,机械钻速提高174.74%,井身质量合格率100%,钻井过程无井下复杂、故障。实践表明,优化井身结构后达到了提高机械钻速、实现井壁稳定性、减少井下复杂故障、缩短钻井周期的目的。

榆阳区块Φ311.2 mm及以上大井眼井段钻井提速关键技术

为了解决神木气田榆阳区域实施的深探井、煤岩气井、盐下高含硫井、储气库井等井型Φ311.2 mm及以上大井眼井段钻井过程中因井眼尺寸大导致的机械钻速低、井眼轨迹控制难度大、井壁易失稳垮塌、井眼净化困难、固井质量难以保证等技术难题,在分析制约Φ311.2 mm及以上大井眼井段钻井提速技术难点的基础上,开展高效提速工具优选配套、井眼轨迹控制技术、井眼净化技术及强抑制KCl钻井液体系优化研究,配套形成了Φ311.2 mm及以上大井眼钻井提速关键技术,包括:高效提速工具集成配套、大井眼轨迹控制技术、大井眼净化技术、强抑制盐水聚磺钻井液技术及高效堵漏技术,并在储气库、盐下井开展试验,推广应用完井10口,大井眼井段平均钻井周期21.14 d,平均机械钻速9.95 m/h,分别较应用前的钻井周期缩短了18.27%,机械钻速提高了17.14%,钻井过程无井下复杂、故障,提速效果显著。实践表明,该技术为神木气田榆阳区域Φ311.2 mm及以上大井眼的安全、优质、快速钻井提供了技术支撑。