多功能固结堵漏技术在宜202井区碳酸盐岩地层的应用

宜202井区位于天宫堂构造,该井区受区块构造作用,断层和裂缝较发育,碳酸盐岩地层井漏频发,且茅口组发育高压,溢漏并存,同时桥堵浆粒径匹配差、水泥浆驻留能力弱,导致堵漏效果差、成功率低。文章研究了一种多功能固结承压堵漏技术,该技术中的多功能固结承压堵漏剂优选柔性纤维、刚性细颗粒和固化剂等材料,兼备架桥滤失固结和整体固结两种堵漏模式,在时间和地温的作用下稠化固结,12~24 h的初始固结体具有较高的封堵强度,通过室内评价,固结封堵强度随着时间的推移逐渐增加最高可达到19.2 MPa。在Y215井雷口坡组现场应用,承压能力当量密度提高0.36 g/cm3,复杂治理周期较同区域降低75.51%,该技术适用于密度1.40~2.00 g/cm3的各类水基钻井液,能满足40℃~150℃条件下的安全施工。

钻井液导热系数室内研究

钻井液循环温度是预测钻井液循环当量密度、确定钻井安全密度窗口的重要影响因素之一。要准确计算钻井液循环温度,除了建立与井下实际情况吻合的模型外,还必须测出钻井液的热物性参数。首先根据液体导热系数的测量原理设计了测量装置,分别测量了几种不同密度聚磺钻井液和聚合物钻井液的导热系数,分析了钻井液组分、密度及温度变化对其导热系数的影响;然后预测了高温条件下钻井液的导热系数;最后通过实例说明了钻井液导热系数对预测井内温度分布的影响。

钻井过程中井内温度分布模型概述

宏观上回顾了近50年来国内外在研究钻井过程中井内温度分布的历史过程,简要地归纳了各种模型的优点和缺点。针对钻井工程中井内温度分布模型研究的发展现状、趋势进行分析,总结前人的研究成果,提出了研究井内温度分布模型的一些建议。

高密井网钻井防碰绕障技术研究——以准噶尔盆地陆梁油田LUD8173井为例

随着油气田开发程度的不断提高,老油田部署井网越来越密,在高密度的井网条件下,定向井和水平井钻进过程中防碰问题显得日益突出,采取有效的防碰技术是钻井施工成败的关键。LUD8173井是准噶尔盆地陆梁油田一口典型多井防碰绕障定向井,该井邻井数量多达十几口,防碰最近距离12.64m,靶前位移51.37m,防碰绕障难度大,施工风险高。对防碰邻井资料进行分析、模拟防碰数据、找出防碰技术难点和重点,优选出最佳防碰绕障方案、优化井眼轨迹设计、优选钻具组合和配合导向钻进技术,使得该井绕障顺利成功,井眼轨迹平滑,精确入靶,靶前距离50.03m,与实际相差0.15m。该井绕障成功,为相同类型绕障井防碰问题具有一定的借鉴作用。

钻井过程中钻井液循环温度数值模拟

准确的预测钻井液循环温度对钻井作业安全、快速钻进具有十分重要意义。文章根据热力学第一定律及传热学的基本原理,考虑了钻井液传热受流动影响,建立了钻井液与地层之间的二维非稳态循环温度数学模型,模型通过优选钻井液流变模式,精确计算钻井液流变参数,并采用无条件稳定的全隐式有限差分法求得模型的数值解,提高了预测精度。最后用现场实测数据与模型计算数据进行了对比分析,验证了该模型的可行性和准确性。该模型可用于计算实际循环条件下的管柱内钻井液、管壁、环空钻井液与地层的温度分布,为准确预测钻井安全密度窗口和钻井液设计提供基础数据。

昌吉致密油“井工厂”丛式水平井防碰分析

我国致密油分布广阔,资源潜力巨大。随着北美致密油开发逐渐成熟,我国也加快了对致密油的勘探开发的步伐。由于致密油储层渗透率低,其开发成本较高,开采难度较大,目前多采用"工厂化"丛式水平井的开发模式,"工厂化"开发各井口之间的距离较近,造斜点较深,在直井段部分存在井眼相碰的风险。介绍了"工厂化"丛式水平井井眼防碰扫描方法及井眼相碰概率评价方法,并对昌吉致密油"井工厂"丛式水平井进行防碰扫描及误差分析,计算结果对致密油丛式水平井井眼防碰有重要的指导意义。

准噶尔盆地西北缘火山岩PDC钻头设计与试验

针对准噶尔盆地火山岩岩性复杂、可钻性差及地层厚度大的特点,开展了准噶尔盆地西北缘火山岩岩石力学评价试验,建立了岩石力学参数计算模型,从钻头轮廓、布齿及水力结构等方面进行优化设计,研发了2种型号的非对称结构双排齿PDC钻头。现场应用结果表明:新型钻头最高机械钻速可达4.04 m/h,较邻井同层段平均机械钻速提高12.00%~257.14%;新型钻头对抗压强度为80~120 MPa、可钻性级值为6~7的高研磨性火山岩地层具有较好的适应性。所得结论可为准噶尔盆地火山岩地层个性化的PDC钻头设计提供参考。

准噶尔盆地陆梁油田薄油层水平井钻井技术

对准噶尔盆地陆梁油田多口薄油层水平井实施技术难点、地质导向技术、井眼轨迹控制技术进行了分析和阐述,并以LUHW1532井为例,介绍了薄油层水平井钻井技术应用情况和效果。现场试验结果表明,采用薄油层水平井钻井技术大幅度提高了油层钻遇率,明显增加了单井产量,实现了复杂油气藏的高效益开发,展示了该项技术具有十分广阔的应用前景和较高的推广应用价值。

昌吉致密油长位移水平井安全延伸长度预测

致密油开发目前多采用工厂化长位移水平井的方式,水平井段的长度直接影响到致密油藏开发的效率。分析了制约致密油水平井水平段延伸长度的主要因素,采用实测数据反演摩阻系数法预测井口载荷以及考虑接头环空压耗的计算模型,指出额定泵压是水平段延伸长度的主要限制因素,较为准确地预测了致密油长位移水平井水平段安全延伸长度。在额定泵压30MPa,排量14L/s,完井井眼尺寸?152.4 mm的情况下,新疆昌吉致密油水平井的最大安全延伸长度为3 000 m。

应用约束分析法建立地应力模型

现今地应力模型的准确建立,是油气勘探开发的重要基础。应用约束分析法建立现今地应力模型,其实质就是分析垂向主应力、最大水平主应力及最小水平主应力的约束边界,尽可能缩小边界范围,提高计算精度。依据E.M.Anderson提出的断层模式理论,可以得到地应力的4类约束边界及其对应的约束方程:地层原生断层面摩擦强度决定了最大水平主应力与最小水平主应力差的上限;地层孔隙压力给出了最小水平主应力的下限;井壁崩落宽度或钻井诱导裂缝则确定最大水平主应力上限;水力压裂试验可直接测量最小水平主应力,估算最大水平主应力;而垂向主应力可以通过密度测井曲线积分确定。实际应用表明,结合室内地应力实验分析结果,约束分析法是确定3个主应力,尤其是最大水平主应力、建立现今地应力模型的有效方法。

吉木萨尔凹陷致密油大井丛“工厂化”水平井钻井技术

国外致密油开发经验表明,适宜的工程技术与"工厂化"作业模式的有机结合是实现其经济高效开发的重要手段。针对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷致密油特点,开展大井丛"工厂化"水平井钻井试验:一个钻井平台部署12口水平井,水平段延伸方向与最小主应力方向平行,相邻水平段间距300 m,水平段长1 300 m和1 800 m;采用批量化钻井作业模式,每部钻机实施3口井;采用五段制三维水平井轨迹设计方法,应用螺杆定向工具与旋转导向工具配合的轨迹控制方式,实现轨迹精细控制;优化井口间距,通过液压推动滑轨实现钻机井间快速搬迁;建立集中处理站,实现钻井液统一处理和集中维护,提高钻井液重复利用率。试验表明,"工厂化"钻井平均机械钻速达到9.19 m/h,较常规钻井提高5.87%;平均钻井工期64.88 d,较常规钻井缩短19.65%;钻井液重复利用率达到28%.降低成本增加效益成果显著。

地层破裂压力液压试验数据拟合分析

液压试验法是一种有效获取地层破裂压力的方法,但实际液压试验曲线和理想液压试验曲线差距很大,难以直接从实际液压试验曲线上确定地层漏失压力。为有效解决此问题,从对比分析理想与实际液压试验曲线特征着手,根据理想液压试验曲线与固有频率为π/2、阻尼系数为1.00时的欠阻尼振动方程具有相似的几何特征,提出了一种应用欠阻尼振动方程来拟合液压试验数据、确定地层漏失压力的方法,把利用实际液压试验曲线确定地层漏失压力的难题,转化为对欠阻尼振动方程初始振幅的求解;通过对原始液压试验数据重构分析及合理设定拟合方程参数的初始值和约束条件,有效消除了液压试验数据间的数量级差别、提高拟合计算稳定性。实例分析表明,该方法可为利用实际液压试验曲线确定地层破裂压力提供较为科学的依据。

基于技术与管理有机融合的系统优化钻井方法——以长宁国家级页岩气示范区为例

2021中国页岩气产量已突破220×108 m3,但受到钻井周期长,井漏、卡钻频发等挑战与钻井成本高等因素的制约,页岩气规模效益开发需要进一步探索。为此,以四川盆地长宁国家级页岩气示范区为例,借鉴北美页岩油气钻井经验,提出基于技术与管理有机融合的系统优化钻井方法,构建了“系统优化设计+远程实时优化与决策+日费制管理”的新型技术管理模式。研究结果表明:①通过地质条件、工程技术、设备与工具、施工管理等全过程系统评估,找出制约钻井提速瓶颈因素,进而采用“地质工程一体化、技术经济一体化、设计施工一体化”思路开展钻井方案系统优化;②建立远程实时优化决策中心,利用实时优化软件平台,远程实时跟踪分析与及时决策,提高了优化效率;③建立了钻井“日费制”管理新模式,应用系统协调和并行工程理念,优化生产组织流程。结论认为,该方法在长宁页岩气示范区进行实践,钻机作业效率提高了76%,单井钻井成本降低了16%,该方法对其他地区页岩气以及非常规油气规模效益开发具有较好借鉴和参考价值。

昌吉油田致密油长位移丛式水平井钻井技术

美国致密油成功开发的经验表明,适宜的工程技术与“工厂化”运行模式的有机结合是降低开发成本的有效手段.为了进一步降低开发成本,昌吉油田致密油有效开发试验区采用了大井丛平台水平井开发方式,以满足“工厂化”作业模式需要.针对昌吉油田二叠系芦草沟组致密油钻井地质特点,阐述了井身结构优化设计、钻头优选、水平井眼方位选择、三维井眼轨迹优化设计与精细控制、丛式井防碰以及钻井液体系优选等关键技术,通过现场试验,井身结构实现了由四开变三开,机械钻速较前期探井提高了2.46倍,钻井工期缩短了82.75 d,采用常规定向工具满足了1 300～1 800m水平段三维井眼轨迹控制要求,钻井成本大幅度降低,为该区致密油有效开发创造了有利条件.

准噶尔盆地阜东探区钻井提速技术

准噶尔盆地阜东地区地质条件复杂,中上部地层泥岩发育,井壁稳定性差,下部地层存在异常高压,岩石均质性差、夹层多,造成井身结构优化和钻头选型困难、井下复杂时率高、机械钻速低、钻井周期长等钻井难题。为此,开展了地层压力系统分析和岩石力学特性参数评价、井身结构优化、个性化PDC钻头优选以及钻井液体系优选等方面的研究和应用,取得了显著的效果,平均机械钻速提高了30.4%,井下复杂时率降低至0.35%,钻井周期缩短了10.5 d,实现了多口井不下技术套管钻井,大幅度降低了钻井成本。该探区优快高效钻井配套技术的成功应用,对加快阜东地区油气勘探进程具有十分重要意义。

页岩气长水平井套管安全下入风险评估技术

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区长宁区块页岩气丛式水平井段长度介于1 200~2 800 m,优质储层横向分布不均匀,水平段轨迹调整频繁,目的层井壁稳定性差,井漏、缩径、垮塌严重,水平井套管下入困难的井占比高达80%~90%,甚至部分井水平井套管无法下至预定井深,经济损失较大。为此,基于该区块页岩气水平井套管下入现场的实测数据,综合利用修正三维软杆管柱摩阻计算模型和数据统计分析法,对扶正器、井眼曲率、井斜、井径、摩阻系数等关键因素进行分析,提出了一套长水平段套管下入风险综合评估的新方法。研究结果表明:①累计井眼曲率较井眼曲率能更加直观地反映套管下入摩阻影响程度,当累计井眼曲率大于170°/m,套管下入摩阻开始快速增加,因而对于井眼曲率较大的水平井,需要避免井眼轨迹频繁调整,降低套管下入难度;②井径变异系数能够精确描述井径沿水平井眼方向上的变化幅度,对于地质条件复杂,井眼缩径、垮塌严重的水平井,通过统计分析井径变异系数来评估套管下入摩阻的影响能够有效提高预测精度,井径变异系数小于2%,套管下入摩阻影响较小,井径变异系数大于等于2%,套管下入摩阻影响较大。结论认为,应用于5口井的效果表明,评估结果与现场施工实测数据基本一致,证明该方法能够准确评估复杂地层条件下长水平井套管下入的风险。

微纳米井壁强化技术在长宁“大坝东”区域的应用

长宁公司“大坝东”区域受构造作用、岩性组分等因素影响,龙马溪组微裂缝发育,原生孔径主要分布在0.05~2μm之间,地层稳定性差,钻进过程阻卡严重,单纯通过上提钻井液密度,未能有效控制井眼垮塌,且钻井现场的封堵类添加剂属于微米级,缺乏纳米级封堵添加剂,不能有效封堵纳米级孔缝,同时不利于形成渗透率更低的封堵层,阻缓井筒压力向地层传递。引入纳米级石墨烯封堵剂,补全钻井液微观固相级配,配合地质力学建模,确定合理的密度,匹配性能调控工艺,形成微纳米井壁强化技术。在宁209H69平台现场应用过程中,钻井液性能稳定,全井段无事故复杂,平均井眼扩大率不大于8%,井径规则,有效地预防了井眼垮塌。

火烧山北部石炭系推覆体气体钻井技术

火烧山北部(简称火北)石炭系推覆体厚度超过1 000m,机械钻速低,为了提高钻速,在火北021井和火北022井进行了气体钻井技术试验。为了确保气体钻井的顺利实施,利用邻井钻井/测井资料建立了地层三压力剖面,根据地层三压力剖面进行了井眼稳定性评价,通过优选井身结构封隔不稳定地层,利用环空钻屑传输比计算最佳注气量。试验结果表明,火北地区石炭系推覆体适用于气体钻井技术,气体钻井的平均机械钻速达到5.37m/h,较邻井同井段常规钻井提高4倍左右,钻井周期大幅缩短。这表明,火北地区应用气体钻井技术可以提高钻速,能为加快该地区致密油的勘探进程提供技术保障,同时也为准噶尔盆地火山岩地层钻井提速积累了宝贵经验。

家探1井等3口风险探井钻井工程方案顺利通过股份公司审查

2017年6月6日,勘探与生产分公司组织中国石油勘探开发研究院、中国石油钻井工程技术研究院、新疆油田公司等单位在北京克拉玛依大厦召开了家探1等3口风险探井钻井工程方案审查会。新疆油田公司由总地质师支东明带队,勘探事业部、工程技术研究院、勘探开发研究院相关领导及科研人员参加了会议。

Centek新型整体式弹性扶正器在长宁区块的应用

四川长宁页岩气丛式水平井段长1 200~2 800 m,页岩储层井壁稳定性差,井眼极不规则,平均井眼扩大率为8.85%,最大达34.32%,给水平段套管下入和提高固井质量带来了巨大挑战。该区域约80%~90%水平井套管下入困难,水平段平均固井质量优质率低,严重影响后期储层压裂改造效果。针对长宁页岩气水平井固井难题,通过对比分析各种类型扶正器优缺点,优选出Centek新型整体式弹性扶正器,该扶正器采用先进制造工艺和淬火技术,并在制造材料中添加稀有元素硼,使得其复位力较API标准提高了10%,摩阻系数较锌合金、铝合金及聚合物材料扶正器减小1.4~3.93倍,现场试验表明,套管下入时间较邻井缩短38.4%,水平段固井质量优质率由85.2%提高至99.19%,取得了显著应用效果。由此可见,Cenkek新型整体式弹性扶正器对复杂地层长水平段固井具有较好适应性,降低了套管下入风险,提高了固井质量,具有较好参考和借鉴价值。