元坝1井钻井设计与施工

元坝1井是中国石化在川东北地区元坝区块的一口区域重点探井,完钻井深7170.71 m,完钻层位为上二叠统长兴组。该井侧钻后对飞仙关组地层酸压测试获得50×104m3/d的产气量,标志着元坝区块油气勘探取得重大突破。该井在钻井过程中存在地层易漏失、陆相地层可钻性差、地层压力预测及检测准确性差、钻井周期长、气层中富含H2S(井控工作压力大)等技术难题,为此,该井采用了以ф273.1 mm套管为主要技术套管的井身结构,应用了气体钻井技术和复合钻井技术来提高机械钻速,优选及研制了适用地层特性的钻头及聚合物磺化防塌钻井液体系,确保了该井顺利钻至设计井深。详细介绍了该井工程设计、现场施工及钻井新技术的应用效果。元坝1井的成功,对于加快南方海相地区钻井速度、提高勘探成功率,将起到重要的指导和借鉴作用。

元坝1井超深井钻井技术研究与应用

针对元坝1井超深井钻井技术难点,开展了空气钻井技术、复合钻井技术、深井钻井液技术、深井固井技术研究,并在元坝1井超深井上进行了应用,实钻井深7170.71m,钻井周期279.17d,提前完成钻探任务,井身质量和固井质量优,取得了多项重要技术突破和区域钻探高指标。元坝1井的顺利完成,对于加快超深井钻井速度、提高质勘探成功率、推动超深井钻井技术的发展,将起到重要的指导和借鉴作用。

元坝1井超深井钻井技术

元坝1井是部署在四川盆地川东北巴中低缓构造带元坝岩性圈闭的一口重点区域探井,设计井深6 920 m,实际完钻井深7 170 m,全井平均机械钻速2.0 m/h。针对该井地层古老、硬度大、研磨性强、可钻性差、机械钻速低、漏层多、漏失严重、海相和陆相地层安全窗口密度都较低,特别是在海相裂缝性气层喷漏共存等问题,通过深入研究分析,成功使用了空气钻井技术、气液转换技术、承压堵漏技术、抑制性聚磺封堵性防塌钻井液体系,优选了高效PDC钻头,配合螺杆、涡轮钻具钻进,大幅度提高了钻井速度,保证了工程质量,为元坝地区的勘探开发提供了技术保证。

元坝1井承压堵漏技术

元坝1井是位于四川盆地川东北巴中低缓构造带元坝岩性圈闭的一口重点区域探井,由于该井在嘉陵江组2段存在高压层,为满足下部井段安全快速钻进的需要,需对上部裸眼井段地层进行承压堵漏作业,使其承压能力达到2.15 kg/L以上。在室内试验的基础上,优选应用了凝胶复合堵漏剂NFJ-1,并给出了适用于不同漏失的堵漏浆配方及现场承压堵漏技术方案。该井须家河组、雷口坡组及嘉陵江组3段底部地层承压堵漏作业获得成功,地层承压能力均达到了设计要求,从而保证了该井的顺利完钻,并为该区块海相地层堵漏方案的确定积累了经验。介绍了该井承压堵漏技术研究、堵漏浆配方的确定、现场堵漏施工过程及效果等。

川东北元坝地区元坝1井飞仙关组沉积特征及储层评价

本文通过综合岩性、电性等特征,将飞仙关组四个段细分出开阔台地、局限台地、蒸发台地、台地前缘斜坡四个相。并通过薄片观察、测井解释等手段对各段储层进行了有效评价,最后指出飞三段的鲕粒灰岩为该组主要的储层。

新型井下工具在元坝1井的应用

由于元坝1井的陆相地层与海相地层的地质情况复杂,钻井难度大,开展了新型井下工具如BakerHughes大功率螺杆钻具、液压双向减震器、高速涡轮+孕镶PDC钻头、特殊钻井工具"旁通阀"的应用研究。应用效果表明,采用新工具,钻井周期比总公司要求的340d提前了60.83d,建井周期比钻井工程承包合同规定的546.04d提前了204.64d,全井平均机械钻速比原计划的1.8m/h提高了11.1%,全井最大井斜2.94°,井身质量优质,达到设计要求。

元坝1-侧1井超深小井眼侧钻井技术

元坝1-侧1井是一口高温高压超深小井眼侧钻井,侧钻时存在很多技术难点:小尺寸高强度套管开窗困难;窗口附近地层岩石硬度大、研磨性强;井底温度高;井斜角大、裸眼段长,易形成岩屑床;储层富含H2S;循环压耗大。通过优化钻具组合、优选钻井液体系及采用高温井下动力钻具复合钻井技术,成功解决了以上技术难题,安全、高效、优质地完成了钻井作业任务,为今后同类侧钻井施工提供了参考。从深井高强度套管开窗、高温高压井眼轨迹控制、长裸眼优质钻井液等方面对元坝1-侧1井的施工过程进行了详细介绍。

深部开窗侧钻井元坝1-侧1井固井技术

元坝1–侧1井是在元坝1井的基础上进行开窗侧钻的一口重点探井,目的是为了进一步揭示元坝地区礁滩相储层气藏情况。完钻斜深7427.23m,Ф146.1mm无接箍尾管下深7425.81m,是目前川东北地区完钻和套管下深最深的一口井。具有井深、温度高、压力高、钻井液密度高、环空间隙小、井斜、位移大、裸眼段长、小间隙、无接箍套管不能加装扶正器、套管在井眼中居中困难、地层破裂压力梯度不详、面临井漏等技术难题。通过采取优选抗高温水泥浆体系、加重隔离液体系,合理设计入井管柱结构,采用平衡压力固井技术,改进配浆方式等一系列技术措施固井。保证了套管顺利下入,解决了井漏、顶替效率低、施工泵压高、气体窜槽等问题。固井施工顺利,测井解释固井质量优,为超深井、小间隙井固井提供了可借鉴的依据。

元坝103-1H井超深井钻井配套技术

四川元坝地区天然气资源丰富,但储层埋藏深、岩石硬度大、岩石可钻性差,导致机械钻速低、钻井周期长,制约了该区块的开发进度。为此元坝103-1H井优选现有提速方法,采用新钻井技术:一开泡沫钻配合干法固井;二开空气钻提前转为泥浆钻的条件下优选钻头,为该区块二开安全、快速钻井开辟了新思路;三开采用"NEWDRILL+孕镶/PDC钻头"新技术,机械钻速是该区块同类井的2.30倍;四开采用"NEW-DRILL+PDC钻头"新技术,为该项技术在Φ241.3 mm井眼的首次应用;五开优化侧钻钻具组合、优选侧钻方向,一趟钻侧钻成功。该井钻井周期提前62.89天,提速提效效果显著,其配套钻井技术可为其他井提供借鉴。

元坝气田大尺寸非标准尾管固井技术

为解决元坝气田开发井三开技术尾管安全下入和提高封固质量的技术难点,在分析总结元坝气田陆相地层固井技术难点的基础上,根据套管悬重与悬挂器坐挂后的过流面积选择合理的非标准尾管悬挂器,确定了尾管悬挂器的性能参数;根据固井防气窜与提高固井质量的要求,选择了合适的水泥浆与前置液体系;为保证套管安全下入和提高水泥环胶结质量,制定了针对性的通井、承压及循环洗井等井眼准备措施;为提高水泥浆顶替效率,设计了合理的入井管串结构与固井工艺措施,形成了可以提高陆相复杂地层固井质量的综合固井技术。该技术在元坝气田现场应用后,固井质量合格率达100%,优质率达54.5%。研究结果表明,大尺寸非标准尾管固井技术可以解决元坝气田陆相地层的固井技术难点。

川东北地区特殊尾管悬挂器的研发与应用

针对川东北地区天然气井非常规的井身结构,及存在高温、高压和富含H2S、CO2等酸性气体的突出问题,优选新型防腐材料,并应用气密封螺纹技术,采用了液缸活塞一体化结构及双液缸双锥体结构,开发了系列非常规尾管悬挂器,其结构更加新颖,尺寸更加紧凑,且具有更大的过水面积和更强的悬挂能力。台架试验结果表明,该悬挂器的悬挂能力和密封能力均能满足该地区复杂条件下尾管固井要求。防腐型系列尾管悬挂器目前已在川东北地区推广应用了48套,坐挂成功率优于国外同类产品。以元坝1侧1井为例介绍了其现场应用情况。

高温胶凝酸体系室内评价研究与应用

通过对现场广泛应用的40余种酸液添加剂进行室内评价与筛选,研究形成了一套适合于140℃～160℃碳酸盐岩储层改造的"高粘、缓速、防腐"的高温胶凝酸体系,该体系在川东北元坝区块元坝1-侧1井得到成功应用,获天然气产量50.30×104m3/d,取得了可喜的增产效果,为该区块乃至整个川东北地区的勘探开发提供了技术支持。