四川盆地双鱼石区块特深井井身结构设计与适用性评价研究

四川盆地双鱼石区块震旦系特深井存在5个套管必封点和2个复杂风险点,井身结构设计存在较大难度。文章在调研国内外已钻特深井井身结构情况的基础上,分析认为双鱼石震旦系特深井所需套管层序多、强度高,现有国内外特深井井身结构方案无法在双鱼石区块震旦系特深井直接应用,需要自主研发。根据国内外现有钻井技术条件,文章建立了2套不使用膨胀管的适合特深井的套管和钻头尺寸匹配模型,并结合邻区钻探经验和本区块的地质特征,设计出适合双鱼石震旦系特深井的井身结构方案;然后对该井身结构开展了套管柱强度校核、水力学、钻柱力学及钻机作业能力的评价,对现有部分套管、钻杆等不满足安全钻井要求的情况,优化设计定制了专用套管、钻杆。研究结果表明,使用该套井身结构方案,作业过程中钻机负荷最大为6 856 kN,现有ZJ120型钻机及配套的70 MPa钻井泵可满足施工需求,配套设计的套管、钻柱、水力参数满足井下安全作业的需求,具有可实施性,可为国内相似区块的特深层勘探开发提供技术参考。

南海东部深层定向井防电测卡“S”井身设计及应用

针对海上油田深层定向电缆测井遇阻遇卡现象较多、录取资料困难的问题,提出了在非目的层井段完成造斜和降斜,并用套管封固,再采用直井段揭开目的层,形成“S”型井眼的设计方案,并通过优化钻井液性能,确保井壁稳定性,优选飞轮代替传统的测井工具扶正器等措施,最终实现资料录取目的,大大降低了电缆测井作业风险,目前已在南海东部推广应用。

储气库水平井井身结构优化技术及应用

储气库水平井井身结构优化技术是一项关键技术,它旨在提高储气库的储气能力和钻井效率。首先分析了储气库水平井井身结构优化技术的应用价值,并探讨了常见的几种优化技术内容,并以实际的案例进行技术应用阐述,旨在提高储气库水平井井身稳固性,优化储气库的储气能力和钻井效率。

隆页5-1HF一级井身结构攻关研究

为了实现武隆区块常压页岩气效益开发,在隆页5-1HF开展了一级井身结构攻关研究。通过开展三压力剖面分析、基于必封点的一级井身结构设计、优化长裸眼井段提速方案、开展亲油水泥浆堵漏研究、优化固井方案,隆页5-1HF顺利完井。该井平均机械钻速17.51m/h,扣除复杂处理时间20.98天后周期为31.25天,低于设计周期32天,可为武隆地区页岩气钻井提速降本提供借鉴。

顺北5号断裂带南部压力剖面建立及井身结构优化

顺北5号断裂带南部受断裂构造运动影响,钻井过程中普遍存在恶性漏失、钻井效率低等问题。为此,基于邻井成像测井资料和钻井资料,建立了漏失压力计算模型,得到了顺北5号断裂带南部地层的四压力(孔隙压力、破裂压力、坍塌压力和漏失压力)剖面;根据四压力剖面和钻井技术难点优化井身结构,将侵入体未发育区域原有的五开井身结构优化为四开井身结构,并减小井眼尺寸,缩短了钻井周期;针对侵入体发育区域,设计了地层承压能力强的非常规四开井身结构和缩小井眼尺寸的常规五开专封井身结构,提高了井壁稳定性。现场试验表明:所建漏失压力计算模型的预测准确性较高;应用常规五开专封井身结构后,复杂情况处理时效平均缩短27.8 d,钻井周期平均缩短14.6%。研究和现场试验表明,顺北5号断裂带南部采用优化后的井身结构能够解决钻井过程井漏和钻井效率低的问题,可为复杂地层超深井井身结构设计提供技术借鉴。

顺北油气田二区断控体油气藏井身结构设计及配套技术

顺北油气田二区断控体油气藏储层埋深在8200~9300 m,岩性复杂,断裂带与裂缝多,气油比达3000~24000,温度达165~210℃,钻井中遭遇坍塌、井漏、气侵以及钻井周期长等难题。为此,通过应用井震联合刻画技术,优选必封点与修正三压力值,优化2套四级井身结构;基于致密封堵裂缝原理,优选2套随钻防漏堵漏钻井液配方,将二叠系与志留系裂缝地层承压能力提高0.08 g/cm3以上;优选预弯曲钻具组合替代垂钻系统,实现防斜打快;设计四段制井眼剖面,实现低温井段造斜与高温井段稳斜,满足超高温定向钻井要求;优选差异化控压工艺,降低气侵与井漏问题的发生,实现长距离斜穿主干或次级断裂带。上述井身结构设计及配套技术应用于12口井,平均钻井周期比优化前缩短119.2 d,并创造了亚洲陆上水平井钻井最深纪录——9300 m,为顺北油气田二区断控体油气藏高效开发提供了技术支撑。

中浅层油藏水平井井身结构设计技术及应用

渭北油田储层埋深300~1050m,在水平井钻进过程中井眼轨迹延伸和管柱下入困难。考虑摩阻影响和采油泵安放的合理性,优化形成了不同垂深下的“直—增—稳—增—平”水平井井眼轨道,在此基础上运用管柱力学方法,通过计算和实例分析,根据不同垂深及水平段长给出了适合渭北油田二级和三级井身结构的选择方案。现场应用表明:水平段均可有效延伸、下套管作业顺利;二级和三级井身结构水平井与前期同比钻井周期、完井周期分别缩短47.5%、34.1%和28.9%、20.2%,为渭北油田水平井开发提供了技术支撑。

LD高温高压气井井身结构优化与适用性评价

LD区块储层超高温高压,压力窗口极窄,压力预测误差大,套管层次及下深优化的余地小,井下复杂频繁,优化井身结构降低井下复杂至关重要。考虑已钻超高温高压探井遇到的复杂情况、现有的地质认识,结合国内塔里木油田与川东北地区实钻经验,提出了LD高温高压气井井身结构优化方案,并建立了井身结构适用性评价方法。推荐的井身结构方案在不改变一开井眼尺寸的基础上,通过放大技术套管,预留了备用井眼,为下部薄弱层位预留风险应对空间,具有井下复杂的风险处置能力。对推荐的井身结构方案开展水力性能评价、扭矩极限校核、管柱下入可行性分析,结果显示该井身结构方案具有较优的适用性。为LD区块开发安全作业、降本增效提供了保障,具有较好的应用前景。

元坝地区复杂深井新型井身结构与应用

针对元坝地区传统井身结构方案井控能力差、机械钻速低、事故复杂时效高以及钻井风险大的不足,在对比分析国内外深井井身结构特点的基础上,研究了突破元坝地区复杂深井钻井瓶颈的井身结构系列。形成了元坝地区复杂地质条件下套管下深的确定方法,提出了适用于元坝地区复杂地质特征的新型井身结构系列——"508mm-406.4mm-298.4mm-219.1mm-168.3mm-120.6mm-裸眼"。元坝22井应用表明,新型井身结构系列达到了预期设计目的,钻井事故与复杂时效降低53.15%,钻井周期缩短20.91%。新型井身结构系列有助于增强元坝地区复杂深井的钻探能力,缩短钻井周期,也为我国深井超深井套管尺寸选择提供更多余地,是我国复杂深井井身结构系列的重要补充和发展,对提升我国复杂深井钻井技术水平获得更好经济效益具有十分重要的现实意义。

水平井钻井井身质量控制监督要点分析

目前我国70%的原油、40%的天然气依托国外进口,所以油气资源的高效开发就显得尤为重要,基于油气高效开发的硬性需求,使得水平井钻井技术在油气开发过程中得到了广泛的应用,通过水平井钻井技术的有效应用,最大程度保证了油气开采的稳定性。在开采过程中,需要做好水平井井身质量控制工作,协调好各环节的对接关系,才能使油气资源开采效率得到有效的保障。基于此,对水平井钻井井身质量控制监督环节进行了较为详尽的概述。

岩溶热储井身结构优化研究

京津冀地区地质条件复杂,裂缝溶洞发育,钻井过程中出现多起钻井工程复杂和事故,本次研究从已有地热井钻井工程中实际遇到的问题出发,总结京津冀地区成功井的成功经验,吸取事故井的事故教训,开展井身结构优化研究,形成适合京津冀地区钻井施工的井身结构设计,避免钻井事故的发生,提高成井质量和效率。

穿采空区瓦斯抽采直井井身结构设计优化

为了实现地面瓦斯抽采直井快速、安全钻穿采空区,根据“上三带”中的垮落带、断裂带以及“下三带”中的底板导水破坏带高度计算公式,得到易发生钻井液漏失井段的深度,提出了优化后的四开井身结构和对应井段所采用的循环介质。在此基础上,结合沁水盆地寺河矿区地质条件,进行井身结构设计和循环介质选择,成功施工了一口穿采空区瓦斯抽采直井。结果表明:一开、二开及四开井段采用水基钻井液体系以较小漏失量钻进,三开井段采用氮气循环介质钻进,能够实现一次性高效顺利穿越采空区,达到快速、安全完井的目的。

新疆油田某区块井身结构优化设计与应用

新疆油田某区块位于新疆准噶尔盆地西部,随着该区块勘探开发的不断深入,原有井身结构开始显现出复杂事故多、钻井效率低等问题。为了解决该区块中部地层泥岩水敏性强,井壁垮塌、钻头泥包频发以及下部地层存在异常高压,漏失严重的问题,根据室内岩石地应力实验结果及现场地层破裂试验,建立了该区块地层三压力剖面,为井身结构优化设计提供有关压力系统的理论依据。结合地质特征确定了该区块的地质工程必封点。根据地质工程必封点,以减少钻井复杂事故为目标,把原有三开井身结构优化为二开复合井眼井身结构。该区块应用优化二开复合井眼井身结构后,钻井中复杂事故明显减少,均顺利完成钻井作业,平均钻井周期由前期的76 d缩短为目前的47 d,缩短38.15%。这表明,该区块采用优化后的井身结构,成功降低了钻井复杂、提高了钻井效率。

致密油1500m长水平段水平井井身结构优化设计

目前,国内水平段长度超过1 500 m的水平井,由于裸眼段长、钻完井摩阻扭矩大,存在漏失与坍塌等复杂层段、钻井风险高等因素,均采用下技术套管封固复杂层段、降低钻完井摩阻的三开井身结构。与二开井身结构相比,三开结构套管层次多、钻井周期长、钻完井成本增加30%以上。为降低长庆致密油开发成本,开展由三开简化为二开的井身结构优化设计研究,研发的强抑制低摩阻复合盐钻井液体系,解决了裸眼复杂层段的漏失与坍塌,提高了井壁稳定性;开展钻完井摩阻扭矩计算分析及降摩减阻技术研究,降低钻完井过程中的摩阻扭矩,国内首次实现1 500 m长水平段水平井采用二开井身结构的安全钻完井,钻井周期由原来52.1 d缩短至24.7 d。

渤海A油田瘦身井井身结构优化与应用

渤海油田已进入开发中后期,并且海洋环保要求日益严格。为提升油田整体开发经济效益、降低限制排放区钻井液及岩屑处置成本,通过井身结构技术研究,在渤海A油田全面推广瘦身井井身结构。通过井眼瘦身配套小井眼完井生产工艺,大大降低岩屑产生量,并减少了套管、钻井液、水泥等材料的使用量,节省作业成本。同时配合针对性的钻井提速措施,钻井作业效率明显提高,为渤海类似油田的开发提供了借鉴与参考。

元坝超深水平井井身结构优化与轨迹控制技术

元坝气田是世界上埋藏最深的海相酸性气田,其长兴组主力气藏具有埋藏超深、高温、高压、高含硫化氢、储层薄横向变化大、气水关系复杂等特征,常规直井、定向井产量低,方案设计采用水平井开发。该区钻井面临"硬、塌、卡、漏、喷、毒"等挑战,复杂事故多,施工难度大,安全风险高。为此,从地层三压力特征和实钻资料分析入手,研究提出利于封隔复杂井段的五开制井身结构方案和利于轨迹优化调整的常规定向钻具组合设计。所形成的井身结构优化和轨迹控制技术已成功应用于10口超深水平井,保证了方案部署井的安全顺利实施,实现了优快钻井和水平段长穿优质储层的目标,完钻井测试均获得了高产,创造了多项国内外钻井工程新纪录。

顺北含辉绿岩超深井井身结构优化设计

顺北井区采用六级井身结构开发,存在大尺寸井眼长、套管层次多以及火成岩漏失,导致钻井效率低、亟需优化井身结构。采用Drillworks软件模拟了地层三压力剖面,成像测井与电镜扫描认识了火成岩裂缝分布,通过岩石矿物成分与理化性能分析了深部泥岩坍塌机理,通过对比非标套管与钻杆的强度与尺寸分析了管柱匹配性。结果表明全井存在4个不同压力系统,火成岩裂缝纵向分布缝宽0.5-2 mm、微裂缝缝宽2-3μm,易塌泥岩伊蒙混层达70%,蒸馏水作用下线性膨胀率40%-45%,得到了3个必封点与1个风险点;通过配套钾铵基聚磺钻井液体系与漏失补救措施,保障了长裸眼井壁稳定;优选了？139.7mm非标套管,完钻井眼尺寸由114.3 mm扩大至120.65 mm满足使用非标88.9 mm钻杆,将井身结构优化为四级。新结构满足高效钻井需求,缩短钻井周期达125 d。

顺北油气田超深井井身结构优化设计

随着顺北油气田勘探开发的不断深入,原有井身结构开始显现出钻井风险大、效率低等问题,亟需优化井身结构。为此,利用已钻井的测井资料,利用Drillworks软件计算了地层的孔隙压力、破裂压力和坍塌压力,并结合已钻井的钻井资料和岩石力学试验结果对计算结果进行修正,得到了顺北油气田地层的三压力剖面,根据地层三压力剖面确定了地质工程必封点。根据地质工程必封点,综合考虑钻井技术水平和钻井完井要求,设计了5种井身结构,通过预测5种井身结构的钻井周期、钻井成本,对比优缺点,选用了四开非常规井身结构。顺北油气田超深井采用四开非常规井身结构后,机械钻速提高30%~40%,钻井周期缩短33~45 d,均顺利钻至目的层。这表明,顺北油气田采用优化后的井身结构,提高了钻井效率,降低了钻井风险。

川西海相超深大斜度井井身结构优化及钻井配套技术

川西气田海相雷口坡组气藏埋藏超深、地质条件复杂,前期采用的四开井身结构难以满足钻井提速和经济高效开发的要求。通过分析工程地质特征,在保证雷口坡组专层专打的基础上,基于地层三压力剖面和井壁稳定性研究结果优化了必封点位置,设计了超深大斜度井三开井身结构。结合地层岩性特点,优化设计了井眼轨道,进行了高研磨性地层定向钻头和配套工具的优选,研制了复合盐强抑制聚磺防塌钻井液和强封堵高酸溶聚磺钻井液。超深大斜度井三开井身结构及钻井配套技术在PZ4-2D井进行了现场试验,解决了长裸眼复杂地层的井眼失稳问题,完钻井深6 573.77 m,钻井周期199.3 d,平均机械钻速3.53 m/h,提速40%以上。现场试验结果表明,三开井身结构设计科学、合理,钻井配套技术提速效果显著,可在川西气田海相气藏大斜度井钻井中推广应用。

煤层气羽状水平井井身结构优化设计

为了优质、快速、低成本地完成羽状水平井钻井作业,最大限度地提高羽状水平井单井产量,需要进行钻前井位优选及井身结构优化设计研究。结合沁水盆地南部地区地质特征,分析了影响羽状水平井单井产量的地质因素,指出了断层、陷落柱等破碎地层对煤层气开发和钻井工程的影响;同时,对羽状水平井的主要井身结构参数进行了数模优化,得到了2主支6分支井型的最优井身结构：主支夹角12-18°,主分支夹角39-50°,分支间距150m,水平段进尺4500-5000m。研究结果已在沁南煤层气开发中应用并取得较好的效果。