优化钻井液提高塔河油田测井成功率

由于塔河油田新生界岩性以粉砂岩、泥岩为主,遇水缩径现象严重,中生界至古生界石炭系由于地应力作用地层破碎、坍塌扩径严重造成二开井段测井困难,测井很难一次成功。自2003年12月22日TK229井测井复杂以来,接连发生T752井、S114井、T749井、TK238井、TK485井、YK7井、TK123H井、TK250等井测井遇阻的复杂情况,尤其是TK229井,自2003年12月22日22:00开始测井,至2004年1月10日7:30测井结束,共用时18d9h30min。为缩短钻井周期,减少钻井事故,节约钻井成本,西部公司进行了专门立项攻关工作,通过一年多岩性分析,优化钻井液的攻关,已基本解决了该工区测井难题。

大庆油田致密油钻井技术难点与关键技术优化

近年来,松辽盆地常规油气资源接续不足,非常规致密油气资源勘探开发逐步增加,但是受限于致密油地质埋藏及储层发育特点,钻井过程中出现了不同程度的问题,制约了钻井高效施工。针对随钻仪器故障率高、水基钻井液地层适应性差等问题,开展随钻测量仪器稳定性和致密油钻井液体系优化两项技术研究与应用,形成高质高效的钻井工程技术系列,为致密油薄储层经济有效开发提供支撑。

考虑井眼清洁条件下的小井眼钻井液性能优化研究

新疆油田玛湖部分区块采用长水平段(超2000 m)小井眼技术进行钻井和开发。在钻井过程中,井眼不清洁导致的卡钻,井筒压力过大导致的漏失问题严重制约了该区块的高效经济开发。钻井液性能的优化是解决上述问题的关键方法之一。为此,采用了CFD数值模拟的方法,建立了环空固液两相流模型,探究了不同钻进参数下钻井液不同流变参数(赫巴流变模型)对岩屑运移和环空压耗的影响。根据数值模拟结果可知:(1)提升钻井液密度有利于提高携岩能力;(2)不同钻进参数下,钻井液流变参数对岩屑运移作用效果不同;(3)钻井液流变参数并非越大越有利于岩屑运移;(4)结合玛湖区块特征,确立了最优钻井液流变参数范围,并将该范围成功的应用于现场。

苏里格气田东区大位移定向井钻井液技术优化与应用

大位移定向井是苏东区块天然气开发的重要井型,其技术涉及井眼稳定、防塌防漏、减小摩阻等方面,本文是在目前使用的CQSP-1钻井液体系基础上,结合实验和现场,优化钻井液配方、转化时机、强化抑制防塌,逐步解决苏东区块大位移定向井施工中的电测成功率低,井下复杂率高,钻速慢等难题,实现苏东区块大位移定向井整体提速。

基于南美海相油气藏钻井液优化技术的研究与应用

根据油田的地层特征和配套工艺特点,筛选合适的钻井液体系,是决定钻井成败的关键。在此指导下,人们可利用钻井液优化技术,通过调整钻井液的组成和结构,使钻井液与特定地层保持合理的配伍性,从而达到减少井下复杂的目的。目前,针对南美“P”油田这类海相沉积的地层特征,国内研究较少,广泛应用的几种水基钻井液体系也大多建立在陆相沉积基础上发展起来的,导致勘探初期井下事故频发。

延安气田富县区域下古生界水平井优快钻井技术

延安富县区域下古生界水平井钻进过程中,易发生漏失、缩径、坍塌、卡钻、断钻具等井下钻进事故,为延长钻井周期,降低钻井效率,提高该地区水平井钻井机械钻速,通过分析富县区块施工难点,结合地层特点,开展井身结构优化、优选钻头与分段优化钻井液研究,以提高富县下古生界水平井钻进效率,降低钻井成本。现场试验表明:在保证成井率的前提下,通过对井身结构优化、优选钻头与分段优化钻井液,优化后的钻井技术将平均钻井周期缩短了31.48%,从76.42 d缩短至52.36 d;平均机械钻速提高了88.43%,显著降低井下事故复杂情况,为后续富县地区水平井的安全、快速、高效钻进提供了有力支持。

塔河油田不稳定地层的钻井液技术探讨

塔河油田的井深、钻遇地层和地质构造复杂并存在多套压力系统等,在钻探过程中上部起下钻普遍存在阻卡、井眼不稳定问题,及深部地层机械转速低等问题。主要表现在三叠系和石炭系为主要地层的井眼垮塌、扩径、井漏、长时间大段划眼、卡钻、测井遇阻、固井质量差等。通过现场实验加入高软化点乳化沥青(RHJ-3)、KJ-1等处理剂优化钻井液配方,使钻井液具有较好的防塌抑制性。

抑制封堵型防塌钻井液在雁60断块的应用

雁60断块位于冀中拗陷饶阳凹陷蠡县斜坡构造带上,已钻井经常出现钻井液黏度和切力控制困难、泥包钻头、井壁失稳、井漏等现象,制约了钻井速度。通过室内实验对原钻井液进行了改性,形成了抑制封堵型防塌钻井液。该钻井液的应用结果表明,已完钻的24口定向井电测均一次成功,与同区块未使用该技术的相同类型井相比,一次成功率达到100%,电测成功率提高15.35%;固井合格率为100%;平均井径扩大率为6.35%,降低了3.52%;平均机械钻速为22.18 m/h,提高了2.35%;钻井液成本为51.33元/m,下降了4.34%;钻井液抑制性强、性能稳定,满足该断块钻井工程、地质要求,实现了快速安全钻井的目的。

神木区块致密砂岩气藏储层保护钻井液优选

储层保护是致密砂岩气藏能否经济高效开发的重要条件之一。目前,渗透率恢复值实验是评价钻井液储层保护效果的主要方法,但其技术手段较单一,并且钻井液对致密砂岩气藏储层伤害是一个长期的、涉及到气、液两相流相互干扰的过程。现用的渗透率恢复值实验无法评价气藏产能受钻井液伤害的长期性影响,而岩心受到钻井液污染前、后的相对渗透率实验可以较好地弥补这一缺陷。结合塔里木油田神木区块储层特征,利用综合分析法,通过对比分析被钾聚磺钻井液和油基钻井液污染前、后岩心的渗透率恢复值、相对渗透率曲线线型的变化及CMG数值模拟软件砂岩模块的含水饱和度、含气饱和度等变化,对现场使用的钾聚磺钻井液、油基钻井液的储层保护效果进行模拟研究,并拟合出不同钻井液对气藏井产能的影响,以产能作为储层伤害程度的评价指标。综合评价结果表明,油基钻井液的储层保护效果优于钾聚磺钻井液,累积产气量提高约为15%。

鄂尔多斯南缘大位移气定向井钻井液技术

大位移定向井是天然气开发的重要井型之一,其技术难点涉及到井眼净化、井壁稳定、降摩减阻和防漏堵漏等方面。钻井液技术如何保障安全快速钻井,是提高大位移定向井钻井效益的关键。在原有钻井液体系的基础上,结合实验和现场,优化低粘切、低固相的钻井液配方;合理转化时机,强化抑制防塌,减少复杂;逐步解决了大位移定向井施工中的电测成功率低,井下复杂率高,钻速慢等难题。

沈北煤田采空区钻井方法优化

沈北煤田地层松散,含有大段泥岩。泥岩易吸水膨胀引起坍塌,尤其是在采空区采用常规施工方法,钻进十分困难。针对沈北煤田地层地质情况并结合已施工钻井工程的实践经验进行分析,从钻探设备,钻进工艺,技术参数,钻井液配方与维护管理等方面总结了有效的最优化施工方法,在现有条件下能很好地解决钻进中的地层缩径、掉块、漏水和卡钻等问题,保证了钻井工程顺利进行。该方法值得今后在该地区施工过程中加以借鉴和应用。

垦利16-1油田浅层大位移井钻井关键技术

垦利16-1油田位于渤海南部海域,是典型边际油田,该油田油藏埋深浅且存在大段疏松砂岩地层,为大位移井钻井带来轨迹控制困难、井眼延伸难度大等难题。笔者从地质背景出发,分析了研究区域大位移井钻井的技术难点,以KL16-1-A25井为例,分析了浅层大位移井关键钻井技术。研究表明,井眼轨迹控制技术、井下工况监测与控制技术的应用对于精确控制浅层大位移井的轨迹具有良好的应用效果,尤其是TruLink工具的应用实现了动态连续测斜、Optidrill系统的应用动态实时反映井下状况等,有效保障了大位移井眼的持续延伸;钻井液优化技术能够显著提高浅层大位移井钻井液的携岩性、润滑性和封堵性;PCLET YK水泥浆体系和加长胶塞的应用有效保障了浅层大位移井的固井质量。本文研究成果对渤海油田浅层大位移井的钻井作业具有良好的借鉴作用,可为渤海油田增储上产提供有力的技术支持。

莱87区块钻井液技术研究及应用

莱87区块位于济阳坳陷东营凹陷青南洼陷中部断裂带上,该区块原来采用聚合物钻井液施工,不能很好满足钻井施工的要求,经常出现流变性难控制,起下钻阻卡及井壁垮塌的复杂情况。通过优选处理剂,优化钻井液,研发了强抑制防塌钻井液。该钻井液在5口井进行了现场应用,施工中井壁稳定,无复杂事故出现,机械钻速明显提高,满足了该断块钻井工程的要求,加快了勘探开发进程。

高石梯—磨溪构造龙王庙组优快钻井技术研究

高石梯—磨溪区块位于四川盆地乐山—龙女寺古隆起磨溪潜伏构造带,在须家河组、嘉陵江组、龙王庙组、灯影组地层都有较好的油气显示,特别是龙王庙组及灯影组,是四川盆地近20年勘探取得重大突破层系,目前是重要的勘探前景区。针对该区块上部垮塌、缩颈、泥包、地层压力梯度大,二叠系地层易井漏、地层研磨性强等钻井难点,应用了高扭矩螺杆+PDC钻井技术、个性化钻头技术、优化钻井液性能、强化钻井参数、控制井眼轨迹等多项技术措施。在磨溪20井提速效果明显,该井创下高石梯—磨溪区块行程周期最短、平均机械钻速最高,311.2 mm井眼行程周期最短,仅用4只PDC钻头就钻完311.2 mm井段等多项纪录。

复杂地层条件下钻孔稳定性控制与注浆加固技术的研究与应用

本文针对复杂地层条件下钻孔施工中的稳定性问题,以及注浆加固技术的挑战进行了深入研究。通过优化钻井液性能、改进钻孔堵漏工艺和调整注浆材料,成功实施了16采区的地面区域水害治理工程。本文详细阐述了注10孔和注5孔的施工过程,并介绍了在面对采空区、裂隙发育等复杂地层条件时,如何避免因高压注浆加固对井下巷道的影响,同时确保施工质量和效率。

延安气田南部区域优快钻完井技术与管理实践

延安气田南部区域存在地层可钻性差、同一裸眼段安全密度窗口窄、防碰和绕障问题突出、储层保护难度大、钻井周期长等技术难点。为此,在分析钻井技术难点的基础上,进行了个性化PDC钻头优选、钻具组合优化、井眼轨迹设计调整、钻井液体系优化、地层承压堵漏工艺优化等技术研究,并通过作业流程优化,以及成立地质工程一体化作业攻关小组等管理手段,降低作业时间,提升作业质量,形成了延安气田南部区域优快钻完井技术体系。通过技术攻关与管理提升,有效缩短了延安气田南部区域的钻井周期,提高了机械钻速,降低了井下复杂事故发生率。延安气田南部区域优快钻完井配套技术,不仅是钻完井技术体系的攻关,也包括了技术管理方案的提升,协同作用才有了高效、高质量完成勘探开发任务。研究成果可为延安气田后续钻井提速提效提供借鉴。 。

伊拉克哈法亚油田高压盐膏层安全钻井技术

盐膏层钻井是当前钻井技术的难题之一,钻井施工中存在盐膏层及软泥岩层安全钻进难度大、井身质量控制困难和卡钻几率较大等问题。本文针对伊拉克哈法亚油田的地层条件:改变了盐膏层段套管坐封点,使套管漏封漏失状况得到有效控制;将定向轨迹井斜角由71.29°优化为29.48°,避开了易形成岩屑床井段,有效控制定向段卡钻,提高施工效率23%;确定哈法亚油田软泥岩缩径周期为48 h左右。根据缩径规律开展钻井,有效减少了钻头泥包和泥环的形成。确定了依据石膏岩、盐岩含量变化控制饱和盐水钻井液密度的原则,形成了控制饱和盐水钻井液黏度的现场维护技术措施。

莺歌海盆地中深层高温高压钻井关键技术及其实践效果

针对莺歌海盆地中深层高温高压钻井过程中存在的地层压力预测精度低、井身结构要求高、高压井段泥饼质量差、粘塑性地层可钻性差等难题,通过多机制复合计算方法预测地层压力、井身结构优化、套管选材、机械钻速提高、钻井液优化等关键技术研究,形成了一套适用于该地区中深层高温高压钻井技术体系,已在该地区中深层19口高温高压井的钻井作业中成功应用,实现了钻井作业时效高、事故率低、费用控制合理的目标。目前这一技术体系已推广到琼东南盆地高温高压钻井作业中,可为今后类似地区高温高压井的钻井作业提供借鉴。

海上气田压力衰竭储层长水平段安全钻井控制技术

南海西部海域东方某气田Y平台采取浅层大位移水平井模式开发莺歌海组二段浅部气藏,储层埋深在井深1300m左右,最大水平位移为3783m,最高水垂比为2.73。该气田经过十几年的开采,储层存在一定程度压力衰竭。同时,Y平台水平段穿过断层,钻进期间漏失风险高。在前期的一些开发井作业中,储层段钻进时曾多次发生井漏等复杂情况。因此,针对以往开发难题和结合Y平台的地层特点,进一步改良屏蔽暂堵无固相钻井液体系,配套环空ECD实时监测与精细控制工艺,成功解决了该区域储层漏失难题。Y平台实施的5口井提效显著,φ215.9mm水平井段平均机械钻速为77.27m/h,创造了东方区域类似浅部气藏大位移水平井的作业纪录。储层保护效果好,测试产量超油藏配产25%。

准噶尔盆地P区块火成岩油藏高效钻井技术

准噶尔盆地P区块为火成岩油藏,钻井过程中存在机械钻速低、井壁稳定性差、井斜控制困难等诸多技术难题,严重制约了钻井速度。在分析钻井技术难点的基础上,通过井身结构优化、高效破岩钻头优选、水平段稳斜钻具设计、钻井液体系优化、固完井技术优化、“漏、溢”针对性处理等一系列钻井技术措施,并根据区块特点,提出“漏而不堵,溢而不压”的钻井新理念,达到了提速提效的效果。现场应用表明,平均钻井周期降至13.3 d,石炭系平均机械钻速达到12~16 m/h,实现了在火成岩油藏高效钻井。研究结果可为火成岩地层高效钻井提供借鉴。