深层煤层气水平井安全钻井技术

针对吐哈盆地深层煤层气的勘探,前期以直井试采为主,水平井的钻井技术仍处于探索阶段。由于该区块属于高陡斜坡区、煤系地层发育,导致直井段井斜易超标、煤系地层的井眼井壁易失稳、水平井井段的轨迹难以控制及固井质量差等问题,文章通过分析高陡斜坡区提速限制因素,引入自动垂钻系统,形成直井段防斜打快技术,解决了高陡斜坡区防斜和大钻压快速钻进的矛盾;分析煤层井壁失稳机理,开展浸泡实验,优选了胺基有机盐钻井液体系,提高抑制性和封堵固结井壁性能,强化了煤系地层井壁稳定;结合深层煤层三压力剖面预测数据优化井身结构及轨迹控制,设计防卡PDC钻头和钻具组合,配套强抑制、强封堵性胺基有机盐钻井液,实现了煤层水平段安全延伸;强化钻井参数,应用岩屑清洁工具和个性化通井钻具组合,提高了井眼清洁效率;优化套管选型、扶正器配置及水泥浆体系,保障了固井质量。该系列技术为实现吐哈盆地深层煤层气水平井安全高效钻探奠定了基础。

吐哈油田火8区块安全钻井提速技术研究与应用

火8区块随着勘探开发需要,水平段延伸较长,钻进过程中携岩效果差,易堆积形成岩屑床、砂桥等,起下钻常有遇阻情况,甚至出现卡钻,在实际钻进过程中常出现钻机配套、井身结构、钻井液体系、轨迹控制、固井水泥浆体系、各方的协调管理工作等影响钻井提速的突出问题。安全钻井就显得尤为重要。就推进安全钻井中遇到的问题,分析症结,为今后在该区块钻井提速工作提供借鉴。

渤海某油田明化镇组软泥岩安全钻井周期研究

渤海某油田明化镇组发育活性软泥岩,作业过程中频繁出现起钻遇卡、下钻遇阻、倒划眼以及憋压蹩扭矩等复杂情况,大位移井井壁稳定问题突出,急需开展软泥岩地层安全钻井周期研究。基于泥岩矿物组成分析和室内岩石力学试验,建立了泥岩力化耦合模型及强度参数变化模型,并以大位移井A1井为例开展了安全钻井周期分析研究。结果表明:1)该油田泥岩伊/蒙混层含量达57%,改进型PEC钻井液条件下膨胀率达5.69%,泥岩单轴抗压强度随浸泡时间的增加而快速降低,高的伊/蒙混层比的岩石矿物组成是造成油田井壁失稳的根本原因;2)井周应力差最大值出现在地层内靠近井壁的某一位置处,坍塌破坏首先在地层内部而非井壁上发生;3)随着钻孔时间的延长,坍塌压力先减小后增大,井眼短时间内坍塌风险较低,但维持井壁稳定所需的钻井液密度迅速增加。以A1井为例进行安全钻井周期研究,当钻井液密度保持在1.25 g/cm^(3)时安全钻井周期为9~38 h,沿最小水平主应力方向钻进最为安全。该研究成果对类似油田的大位移井安全钻井周期研究有一定借鉴意义。

苏里格气田奥陶系高压高含硫储层安全钻井技术

苏里格气田奥陶系储层情况复杂,呈现典型的双高特点:异常高压和高含硫化氢。同时,该区域在双石层存在裂缝性漏失,山西组和太原组有多组煤层进一步增加了该区域钻井复杂情况[1]。马四段以上盖层有厚膏盐岩,盐膏层钻进井筒质量控制难,钻井液性能维护成本高。分别针对以上难题展开研究,通过优化井身结构和抗硫管柱设计,成功解决了双石层漏失、煤层垮塌和高含硫钻井难题。研发形成了一套高抗盐抗硫化氢饱和盐水钻井液体系有效降低了膏盐层井径扩大难题,同时,该体系通过反滴定工艺采用高效抗硫药剂有效降低了硫化氢对钻井液的污染。结合精细控压钻井技术成功攻克了该区域储层压力异常高压和窄安全密度窗口难题,形成了一套长庆气田中东部盐下高压高含硫安全优快钻完井技术,有力支持盐下高含硫气藏安全高效开发。

致密砂岩小井眼水平井安全钻井关键技术

近年来,随着常规油气资源接替储量的日益减少和开发难度的不断增大,以致密砂岩油气藏、煤层气、天然气水合物和泥页岩油气藏为主的致密砂岩油气藏勘探开发已经引起人们的高度重视。目前国内钻井公司已经初步具备了相关技术能力,但仍需在小井眼长水平段水平井井眼轨迹高效控制、小井眼长水平段钻头优选、小井眼长水平段钻井装备配套和致密砂岩油气藏钻井液技术等方面进行深入研究和现场实践,形成致密砂岩油气藏优快钻井配套技术,提高致密砂岩油气藏钻井施工技术水平,加快油田非常规油气藏开发进程。

库车山前超深超高压盐水层安全钻井技术探索

库车山前深部巨厚盐膏层地质特征复杂,层间超高压盐水普遍发育,纵横向规律性差,地层压力变化大,预测难度高。盐膏层钻井过程中超高压盐水侵入井筒后,钻井液性能恶化,导致喷、漏、卡等复杂事故频发,严重影响安全快速钻井。结合超高压盐水层钻井特征,通过分析超高压盐水赋存的圈闭特点及实钻情况,在钻井液的盐水污染容量限实验模拟和评价的基础上,开展了超高压盐水层控压排水技术的探索与实践,形成了控压排水配套新技术,通过控制节流阀调节井口回压和钻井液排量等手段,让地层盐水按一定比例均匀侵入到环空钻井液中,单次放水量不超过环空钻井液量的10%,多次放出盐水,降低高压盐水层的地层压力系数。解决了库车山前超深超高压盐水层安全钻井难题。现场试验表明,采取合理的控压排水方法能够降低盐水层的压力,在溢流与井漏的矛盾中找到压力平衡点,有利于井控安全的井筒状态。

实现窄密度窗口安全钻井的控压钻井系统工程

控压钻井是目前世界上最先进的钻井技术之一,能够对井底压力进行实时精确的控制、解决现场遇到的井下复杂钻井问题;理论研究与应用实践均表明,它可以有效解决国内外普遍遇到的窄密度窗口安全钻井难题。为了更好的掌握和运用该技术,从宏观角度将控压钻井看作为一项较复杂的系统工程,既要保证系统内任一组成部分能够正常运转,又要提高系统内各部分之间的协调能力,从而发挥其最大效率。为此,提出了控压钻井系统工程(MPDSE)的概念——控压钻井系统工程就是将系统工程理论应用到控压钻井技术中的一种研究方法,其主要内容是研究系统内部各组成部分的精确设计,系统分析各组成部分之间的相互关系和内部地位,优化处理各组成部分之间的相互制约性,实现系统的最优化;进而运用综合集成法分析了控压钻井系统的研究步骤;最后还对控压钻井系统的基本框架进行了初步设计。结论认为:应以系统工程的方法对控压钻井技术进行研究,并且框架内的任一部分都关乎整个系统能否成功应用。

DX1井高压高产储层氮气安全钻井技术

针对高压、高产储层氮气钻井过程中储层"岩爆"以及高速流体携带岩屑对井控设备的冲蚀作用,开展了高压、高产储层氮气安全钻井技术研究。通过结合前期氮气钻井作业中存在的井控安全风险问题,采用井口装置升级改造、井控地面管汇优化改进、井下内防喷工具改善、井控监测与控制系统提升等措施,提高了井控设备的抗冲蚀冲击能力,实现了风险及时预测以及井控系统远程自动化控制。通过后期氮气钻井现场应用表明,该技术有效地保证了储层氮气钻井的安全钻进,对今后高压、高产储层氮气安全钻进提供了技术支持。

渤海中深井复杂地层岩石特性及安全钻井周期研究

渤海渤中中深层油气资源是渤海湾增储上产重点领域之一,钻井过程中复杂情况发生率高、钻井周期长等制约了中深层油气资源安全高效规模开发。针对渤中中深井井壁失稳等问题,开展了中上部泥页岩、深部潜山砂砾岩等复杂地层岩石特性研究,结合区域地应力分析,揭示了定向钻进过程中坍塌压力、破裂压力随井斜角、方位角的变化规律,建立了渤中区域中深层钻井安全密度窗口图版;基于钻井液浸入后岩石强度特性实验研究,建立了渤中区域中深井安全钻井周期图版。研究结果表明,渤中区域东营组泥页岩呈现明显的各向异性特征,垂直方向取心的强度显著高于水平方向的强度;随井斜角和方位角变化,潜山组地层破裂压力当量密度在1.84~2.73 g/cm^(3)变化;地层坍塌压力当量密度在1.15~1.40 g/cm^(3)变化;渤中区域风化带附近裸眼段安全钻井周期在15天左右,潜山安全周期在20天左右。本文研究结果对渤中区域中深井钻井设计、施工作业降低复杂情况、保障作业安全具有重要意义。

疏松砂岩储层水平井安全钻井周期确定研究

疏松砂岩层段打开井眼后有一个井眼收缩过程,井壁周围的围岩由于蠕变而逐渐向井眼收缩变形,导致缩径、卡钻以及下套管遇阻甚至挤毁套管等事故的发生。通过对渤中某区块砂岩储层的岩心进行蠕变试验,得到了蠕变方程及蠕变参数,结合地应力、钻井液密度以及蠕变参数对缩径率的影响,运用FLAC3D软件进行数值模拟计算,得到了该区块疏松砂岩水平井井眼变形随时间变化的规律,确定了疏松砂岩层水平井水平段安全钻井周期。结果表明该区块钻水平井时可以不考虑蠕变引起的钻井安全周期问题。

查干凹陷火山岩与泥岩地层安全钻井影响因素分析

中原油田内蒙探区查干凹陷火山岩地层发育,同一裸眼段含有大段玄武岩、凝灰岩、泥岩与砂岩互层,地质条件变化大且难以预测,在钻井过程中易出现井壁垮塌、缩径、卡钻、井斜等复杂情况,严重影响安全钻井。针对这些施工难点,根据"预防+巩固"的井壁稳定思路,从钻井液类型、密度、流变性以及钻进方式、钻压、轨迹控制和现场操作等方面着手,开展了火山岩与泥岩地层安全钻井影响因素分析和现场应用,提出了针对性的技术措施,取得了明显成效。2口应用井较对比井钻井液密度降低0.1 g/cm3以上,钻井周期缩短20%以上,井径扩大率降低50%以上,实现了查干凹陷深探井安全钻进。

海域天然气水合物经济化钻采平台及安全钻井技术分析与思考

海域天然气水合物储量巨大,是未来极具潜力的战略接替能源。然而,目前全球海域天然气水合物的试采产能与商业化产能门槛仍有2~3个数量级差距,且水合物钻井过程面临诸多挑战。鉴于此,海域天然气水合物经济化钻采平台的研发、基于现有钻井平台的升级和安全钻井技术的应用成为解决水合物钻采经济性差的重要手段。该文基于全球海域天然气水合物储层的钻采现状,对相关的水合物钻采平台进行了概述,并从技术和经济可行性两方面分析了深水海底钻机的应用潜力;最后基于水合物储层钻井特征,指出未来应加强对控压钻井、开路钻井、套管钻井及连续管钻井等技术的探索、升级。这对海域天然气水合物钻采平台的经济化改造及安全钻井技术的探究具有一定指导意义。

土库曼斯坦阿姆河右岸B区高风险气藏安全钻井技术

在土库曼斯坦阿姆河右岸B区钻井史上,由于存在高压浅层次生气层、高压盐水层、高压高产气藏以及巨厚盐膏层的复杂地层,因而井喷、卡钻、高压盐水结晶导致井筒报废等事故频发,钻井成功率仅为64%,钻井安全风险极高,部分气田已禁止钻井施工。为此,针对性地开展了如下安全钻井技术试验与应用:(1)针对浅层次生高压气层,采用小尺寸领眼试钻,很大程度上减少了井筒容积,使进入井筒油气的量大大降低,减少了加重钻井液,加快了压井作业时间,提高了钻遇复杂层的安全性,同时在浅层气井区外围采用了钻大斜度井定向井强采方案;(2)针对高压巨厚盐膏层,优选了与盐膏层相配伍的欠饱和—饱和盐水钻井液体系,优选了盐岩蠕变模型,建立了盐膏层井眼缩径方程,形成了钻井液密度图版,确定了盐膏层安全钻井液密度,有效地提高了盐膏层段钻井液的抗污染性和抗蠕变性,保证了井筒安全。相关配套技术已推广应用近百口井,钻井成功率达100%,井喷发生率为零,解放了"钻井禁区",较好地解决了该区域高风险天然气井安全钻井难题。

柴达木盆地复杂深井安全钻井技术

柴达木盆地钻探对象近年来逐渐向深层探索。超深井普遍存在压力系统复杂、地层岩性复杂、储层流体复杂、工程力学复杂等工程地质特征,钻井工程面临着设计优化难、施工风险大、钻井速度慢、工程质量控制难度大等技术问题。通过开展钻井工程方案优化、PDC钻头优选、超高温钻井液及高温水泥浆、高压盐水层安全钻井等研究,初步形成了柴达木盆地复杂深井安全钻井配套技术。现场应用6口井,均顺利完钻,平均井深为6286.6m,钻井周期达236.3d,平均机械钻速为3.15m/h,复杂时效为10.8%,较前期缩短45.6%。昆1-1井7310m井深完钻,创柴达木盆地最深钻井记录。

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%。

北部湾盆地开发井高效安全钻井技术

南海西部北部湾盆地地层微裂缝发育,水敏性强,尤其是涠洲组2段地层井眼失稳问题突出,导致井下故障频发。为了提高北部湾开发井钻井效益,使用废弃井槽,在隔水导管内开窗侧钻建立井口,以高效利用槽口资源;表层井段使用海水聚合物钻井液,同时减小其井眼直径,达到增加表层井段钻深的目的;目的层井段使用强封堵全油基钻井液钻穿涠洲组2段地层;在优选钻井液的基础上,将三开井身结构优化为二开井身结构,提高了目的层井段钻井安全,同时提高了机械钻速、缩短了钻井周期,最终形成了北部湾盆地开发井高效安全钻井技术。该技术在北部湾盆地多个油田30余口井进行了现场应用,避免了槽口资源浪费,降低了表层井段钻井液成本和目的层井段发生井下故障的概率,全井段机械钻速提高超过20%,钻井周期缩短近25%。北部湾盆地开发井高效安全钻井技术为类似油田的高效开发提供了技术借鉴。

基于FLAC的疏松砂岩井眼安全钻井周期研究

快速拉格朗日元法(FLAC)可以更好计算材料大变形、非线性、物理不稳定性等问题,能在疏松砂岩钻井过程中准确确定安全钻井周期,避免出现缩径、卡钻等事故。结合锦州20-2N油田岩心的实验数据,应用FLAC3D软件,最终得出如下结论:该油田井眼附近体积切应变速率的最大值在最大应力区产生,而体积切应变速率的最小值在与最大应力区成50°处产生;该区块安全钻井周期为30d,可以不考虑蠕变引起的钻井安全周期问题。

YK1井安全钻井及防漏技术

YK1井是位于辽河滩海中部海南一月东构造带的一口预探直井,井控一级风险井。通过该井与邻井的对比,说明针对该辽河区块钻井和防漏技术措施的安全性和有效性。文章在特殊工艺、井下复杂的预防处理、技术措施等方面提出了在辽河区块钻探的有效方法,在提高机械钻速、提高取芯收获率、确保井下安全等方面有借鉴作用。

蚌页油2井韵律型盐层下安全钻井技术实践

江汉盆地潜江凹陷潜江组盐系地层,纵向上由盐韵律和盐间的砂岩、泥岩、碳酸盐岩频繁交互而成,其中共发育有160余个盐韵律层,主要由盐层与盐间地层组成,泥页岩发育,油气显示丰富。在盐层钻进过程中,易出现盐层蠕动性盐卡、泥页岩失稳坍塌、盐间缝隙性井漏、高压盐水层溢流等井下故障,极大影响了钻井安全,为此,开展了韵律型盐层下安全钻井技术研究。根据对潜江组盐系地层井钻探资料分析和地质特性研究,制定了韵律型盐层下安全技术对策,在蚌页油2井实践中取得了较好的效果。

我科学家攻克盐膏层安全钻井世界性难题

盐膏层安全钻井技术一直困扰着国际石油领域的科学家.中国长江大学与中科院武汉岩土力学研究所的专家联手,历时7年攻关,成功研发出盐膏层钻井核心技术,攻克了这一世界性技术难题.……