河坝1井堵漏技术

河坝1井陆相地层以砂岩和泥岩为主,夹杂少量的煤层,海相地层以灰岩、白云岩、盐膏岩为主,夹杂少量的泥页岩,地层压力系数差别较大,在钻井过程中发生了24次井漏,漏失钻井液达1855.76m3。分析了该井的井漏特征及堵漏难点,介绍了井漏预防措施及现场应用的几种堵漏技术,同时也提出了该地区堵漏作业需解决的技术难题。

河坝1井高陡构造带防斜打直技术

河坝1井上部陆相地层属于高陡构造,地层倾角大,极易发生井斜。为解决大井眼高陡构造带易井斜和机械钻速低的难题,该井在钻井过程中试验应用了偏轴钻具组合、大尺寸钻铤组成的塔式钻具组合和直螺杆钻具组合。应用效果表明,在目前的技术条件下,大尺寸塔式钻具组合是川东地区高陡构造带大倾角地层防斜打直的较好选择,但同时须优选钻头及钻井参数,并强化井身质量监测。

河坝1井复杂条件下固井工艺技术

河坝1井在钻进过程中,先后遇到了大段的盐膏层、低压漏失层、高压天然气层等复杂地层,地层压力层系复杂,而且井眼深、封固段长,固井作业难度大。该井综合应用了多种固井工艺技术,根据全井固井施工的突出特点,从长封固段固井、高压气层固井和防止水泥浆污染的技术措施3个方面,总结分析了固井施工的难点以及采取的固井工艺技术措施,包括双级固井、应用防窜高密度水泥浆体系、膨胀管封隔高压气层、平衡压力固井等,并对固井质量进行了评价分析。该井固井施工顺利,固井质量合格,对复杂条件下的深井和高压气井的固井施工具有一定的借鉴意义。

河坝1井钻井液技术

河坝1井钻遇地层复杂,下部有含硫化氢的超高压天然气层、塑性盐膏层、漏失地层等,易出现井漏、喷漏同存、卡钻等井下复杂情况和事故。钻井液维护处理存在防漏堵漏难度大、地层易垮塌、盐膏层易污染钻井液、高密度抗高温钻井液性能调整困难等技术难题。该井三开井段应用了聚磺抗钙防塌钻井液体系,四开、五开井段应用了聚硅醇抗钙防塌钻井液体系,并采取了相应的维护处理措施。针对钻井过程中出现的井下复杂情况和事故,不断优化钻井液性能,并采取相应的工程技术措施,从而确保了该井顺利钻至设计井深。

异常高压气藏产能特征分析——以四川盆地河坝场构造飞三气藏河坝1井为例

针对川东北河坝区块飞仙关组三段气藏的地质特点,通过对河坝1井的测试和试采资料的分析研究,总结了异常高压气藏的类型和开采动态特征。研究认为,用试采资料求得的气井无阻流量小于1/5产量配产就能充分发挥地层能量,气井弹性产率高、稳产期长、最终采收率高。同时还验证了用井口压力推算井底压力的可靠性,指出了异常高压气藏的开采特征以及开采中所要关注的问题,为开发类似气田提供借鉴。

河坝1井高压含硫气层井控技术

河坝1井是川东北部通南巴构造带上的一口重点探井,全井预计产层9个,地层压力相差较大,而且海相地层裂缝、溶洞发育,很容易出现“喷漏同存”的复杂情况,不利于井控。加上碳酸盐岩地层压力预测不准,天然气中含有硫化氢以及井场自然条件的限制,该井井控难度极大。为此,该井不但应用了高压抗硫井控装备、配备了气体监测仪器、做好了各种应急预案,而且在钻井过程中也采取了地层承压堵漏、简化下部钻具组合、近平衡压力打开产层等预防井喷、井涌的工程技术措施。该井共发生井涌2次,但均压井成功,顺利钻至设计井深。

河坝1井复杂地层钻井完井技术

河坝1井是川东北地区的一口重点区域探井,完钻井深6130.00m。该井地质情况非常复杂,上部陆相地层高陡构造倾角大,坍塌严重;下部海相地层含多套压力系统,且存在含硫化氢的超高压天然气层、盐水层、盐膏层以及易漏失地层等,在钻井施工中出现多次井壁严重垮塌、井漏、喷漏同存、气侵,甚至出现卡钻等井下复杂情况和事故。深部井段由于钻井液密度高,钻井周期长,不但给钻井液的维护和处理带来了极大的困难,而且造成钻具、套管磨损严重。河坝1井采取了优选钻具组合、钻井参数、钻井液体系以及水泥浆体系等技术措施,并采用了系列钻井新工艺、新技术,历时1241.96d,钻至设计井深,发现了两个高压气层及数个含气层。详细介绍了该井钻井作业中存在的技术难点及采取的技术措施。

河坝1井区飞三气藏地质储量及水侵量计算

气藏地质储量和水侵量是气藏开发的重要参数。异常高压有水气藏地质储量和水侵量计算又与常规水驱气藏不同,需考虑异常高压项和水侵项的影响。水侵量的计算过程繁琐且带不确定性,从而导致地质储量计算结果偏差大。引入视地质储量法,直接应用生产动态数据计算地质储量,再根据计算的地质储量反求水侵量的大小,通过河坝1井区实际应用取得良好效果。

置换法压井技术在川东北河坝1井的成功应用

川东北河坝1井是一口异常高压、高产、高温和含硫复杂气井。该井采用光油管进行替喷测试时,在清水替浆过程中出现漏失,替浆中途即转入放喷排液。因井口压力高、天然气产量大,被迫关井。由于关井期间井口压力超限且采气树出现窜漏,常规压井技术进行压井未成功。经对置换法压井技术工艺原理及施工程序的探讨,采用置换法压井技术一次压井成功,排除了险情。

河坝1井完井测试—试采一体化工艺技术

河坝1井是中国石化西南油气分公司在河坝区块的第一口勘探转开发井,属典型的高压、高产、含硫气井。文章针对完井及测试中面临的井口压力异常高、地面流程刺蚀严重、含H2S、CO2腐蚀性气体、油层套管抗内压低等难点进行了完井方案优选,采用"三封隔器"完井方案完井;通过地面控制技术优化、井下管柱优选,设计出了地面采用双套三级节流测试流程、井内采用单SB-3、DB永久式双封隔器的三封隔器带井下安全阀的完井管柱,形成了一套高压、高产、含硫气井勘探开发的完井及测试工艺技术。为今后在河坝区块的完井测试提供了宝贵的经验。

膨胀管技术在河坝1井的应用

膨胀管是国外20世纪90年代开发出来的套管家族的新产品,主要用来优化深井井身结构、预防井壁掉块及坍塌、封堵高压层或低压漏失层、修补井中损坏的套管、在裸眼井径一定的情况下增大产层段泄油面积等。简单地介绍了割缝膨胀管在胜利黄河钻井公司施工的河坝-1井的应用情况。

PDC钻头在河坝1井的应用

川东地区具有地层复杂、夹层多、地层硬等特点,严重影响了机械钻速。使用了四川成都百施特钻头有限公司研制开发的M1365和M1375PDC钻头,大大提高了机械钻速,减少了起下钻的次数,取得了良好的社会效益和经济效益。

旋冲钻井技术在河坝1井的试用分析

深井钻探过程中地层坚硬易井斜，常规旋转钻井方法破岩效果差，钻井效率低，井斜的问题突出，钻具损坏不断增加，钻井施工难度大。旋冲钻井技术被认为是解决深井硬地层钻井难题的最有效方法之一，具有良好的应用前景。河坝1井在钻井施工过程中试用了SLC-9型旋冲器，旋冲钻井技术为解决川东北地区倾角大且坚硬地层的钻井提供了一种有效的钻井方法。

川东北河坝区块井身结构的优化与实践

川东北地区地质环境复杂,不仅给钻探工作带来诸多困难,同时对井身结构设计优化也提出了更高的要求。在简要分析该地区钻井技术难点的基础上,综合考虑钻井工艺水平、配套工具、货源、压力平衡关系、工程约束条件、事故发生概率等相关因素,应用系统工程原理,对川东北河坝区块的井身结构进行了优化与研究。重点对河坝1井井身结构进行了跟踪评价和钻后优化,形成了川东北地区两套井身结构优化设计方案。优化后的三开井身结构系列在河坝区块应用3口井,均大幅度缩短了钻井周期和建井周期,取得了良好的应用效果。

川东北地区高温高压高产气井开井方式优化

高温、高压、高产气井的开采存在着比常规气井更大难度和风险。川东北地区河坝1井是国内罕见的"三高"气井,也是目前国内投入开发的井口压力最高的气井之一。针对"三高"气井的开井问题,通过河坝1井的开采实践,结果表明,直接开井方式不仅是可行的,而且可以提高开井效率、降低生产成本。

川东北地区“三高”气井开采关键技术

川东北地区河坝1井属一口高温、高压、高产气井,也是目前国内投入开发的井口压力最高的气井之一。针对河坝1井在投产中遇到的主要问题,分析了"三高"气井开采的关键技术,提出了采用可靠的井口装置和远程控制系统,合理选择高压平板闸阀,采用固定节流方式,合理分配节流压差,对油嘴进行硬化处理,采用法兰连接方式,以及直接开井等关键技术,确保了"三高"气井的安全平稳生产。

川东北地区超深井钻井液技术初探

河坝1井是2000年中石化南方勘探公司在川东北地区通南巴构造部署的一口超深探井,设计井深6100m,钻井液密度2.12g/cm3,实际完钻井深6130m,钻井液密度高达2.39g/cm3。本井井身结构复杂,大井眼施工周期长,陆相地层泥页岩垮塌掉块严重;海相地层盐膏层易污染钻井液;全井发生多次井漏;超高密度钻井液流变性难调整、酸性气体污染钻井液严重等特点。分析了川东北地区通南巴构造复杂地层的特点及钻井液技术难点,介绍了钻井液施工技术。该钻井液技术的实施为顺利完井奠定了坚实的基础,为今后在该地区施工同类型的井提供了钻井液参考依据,同时也提出了在该地区施工中钻井液技术需解决的问题。

高密度钻井液流变性调控技术研究与应用

针对高密度钻井液固相含量高、流变性难以控制这一难题,实验研究了加重材料的粒度级配与自由水对钻井液流变性的影响规律,并在此基础上优化出密度高达2.60g/cm3的高密度钻井液。室内实验表明,该高密度钻井液具有良好的流动性和悬浮稳定性。河坝1-1D井现场应用表明,该高密度钻井液性能优良,完全能够满足大斜度段钻井施工的需要。