新疆吉木萨尔页岩油水平井钻井关键技术

目前吉木萨尔页岩油普遍采用二开井身结构、大井丛工厂化钻井模式开发,平均井深约5900m,水平段长1800~2200m,二开水平井裸眼段长,易发生井漏井塌、定向钻进效率低等问题,严重制约了钻井速度。为此开展了钻头改进、钻具组合优化与井眼净化、井眼轨迹控制、井壁稳定与防漏、钻井液性能优化等关键技术研究。通过13口井现场试验表明,钻井速度显著提高,平均钻井周期从60.79d缩短到39.13d,事故复杂时效由6.45%降低到0.24%。研究形成的吉木萨尔页岩油水平井钻井关键技术能满足该区域效益开发的需要,也为国内页岩油水平井开发提供了有价值的参考。

苏里格南区块小井眼钻井关键技术

针对苏里格南区块小井眼钻井存在的钻头选型困难、井眼轨迹控制难度大、电测遇阻频繁、井漏严重和钻井速度慢等技术难点,开展了PDC钻头优化、螺杆钻具改进、钻具组合优选、井眼轨迹控制、钻井液体系优选和井下故障防控等关键技术研究,形成了苏里格南区块小井眼钻井关键技术,并在80余口井进行了现场应用。应用结果表明:改进后的PDC钻头性能稳定,机械钻速高,6口井钻井周期在10 d以内;优选的钻具组合和螺杆钻具能实现了二开“两趟钻”的提速要求;采取调控钻井液密度、降低压耗和预加随钻堵漏材料等措施钻穿易漏层,防漏堵漏效果显著;优化钻井液性能,提高了电测一次成功率。苏里格南区块小井眼钻井关键技术为该区块小井眼安全高效钻井提供了技术支撑。

玉门油田鸭西区块钻井提速关键技术

为提高玉门油田鸭西区块钻井速度,降低事故复杂,结合地层特点和钻井过程中面临的地层倾角大、井眼轨迹控制困难、PDC选型难效果差、长裸眼段摩阻扭矩大、易卡钻、易井漏等技术难题,开展了钻头改型、井眼轨迹控制、减摩扭、钻井液体系优选、事故复杂防控等关键技术研究并进行现场试验。现场试验表明:改进后的PDC钻头性能稳定,机速高;优选的钻具组合和高效能螺杆能实现优快钻井达到提速目的;优化阳离子钻井液体系能有效预防事故复杂,保证有效携岩、井壁稳定和井眼润滑,助力钻井提速;优化井眼轨迹控制减摩减扭,降低摩阻扭矩,提高钻井速度。经研究形成的鸭西区块钻井关键技术为该区块的安全高效钻井提供了技术支撑。

大港油田人工岛单筒双井钻完井关键技术

大港油田埕海2-2人工岛采用单筒双井钻井开发模式,钻井中存在井眼分离技术难、提速突破难、井眼轨迹控制难度大、防碰风险高等技术难题。为此,开展了单筒双井井眼分离、PDC钻头个性化设计和钻井参数优化、井眼轨迹控制、三维绕障等关键技术研究。进行了6组单筒双井现场实践应用,二开井平均钻井周期12.17d、缩短34.94%,平均机械钻速37.32m/h,提高30.30%;三开井平均钻井周期19.48d、缩短56.42%,平均机械钻速35.75m/h,提高56.42%。研究与应用表明,形成的大港油田埕海2-2人工岛单筒双井钻井关键技术为大港油田高效勘探开发提供了技术支撑,也为国内单筒双井安全高效钻井提供了借鉴。

吊灌快干水泥浆堵漏工艺在鸭西110井的实践与认识

表层井漏一直是玉门油田鸭西区块钻井提速影响的主要因素[1-6],不仅耽误钻井时效,处理不当还会造成衍生的井塌、卡钻等一系列井下事故复杂。以鸭西108井和鸭西110井尤为突出,表层发生了恶性漏失[7-8]。通过不断实践,在鸭西110井首次应用吊灌快干水泥浆堵漏技术,使井漏复杂得以顺利解除,对胶结疏松存在缝隙的地层井漏处理提供了一定经验和借鉴。