五蛟区块溢漏同存水平井固井技术研究

五蛟区块溢流频发,该区块水平井在水平段钻进过程中极易发生溢流和漏失情况,固井质量难以得到保证。通过对浆柱结构、水泥浆体系性能和技术措施进行全面优化,取得了良好的效果,有效改善了该区块固井质量。1前言随着陇东区块各超前注水区块的开发逐渐深入,注水井数量及注水量逐年增加,地层压力逐渐增大,溢流井数量增加。但由于陇东区块地层承压能力较差,存在多个漏失层位,一旦发生漏失,漏失当量密度与压稳当量密度较为接近,安全窗口较窄。钻井队为缩短钻井周期、控制成本,溢流压不稳,漏失堵不住,给固井带来较大难度。

浅析溢漏同存复杂问题的防治技术——以XX13–1519井为例

溢漏同存问题是高渗注水区块钻井的一大难题,无论是在漏层判断、钻井液密度的合理选择、工艺技术的合理应用,还是在构造特点的摸索上,均对技术人员提出了严峻的考验,稍有差池便会导致堵漏的失败甚至溢漏、井涌乃至井喷事故的发生。通过对XX13–1519井新老井眼施工经验总结、钻井液及措施优化,在漏层判断、堵漏方式的选择、溢流的处理等方面总结出一套适用的处理办法,以达到防治乃至遏止溢漏同存的目的,确保钻井及井控安全。

GS001-X井灯影组溢漏同存情况下精细控压钻井技术探讨

GS001-X井是四川高石梯灯影组储层的一口开发井。该井储层裂缝、溶洞发育良好,钻井过程井漏严重,漏、溢同存,出现无安全密度窗口、H_(2)S含量高,井控风险极大。该井作业期间采用精细控压微溢流监测、随钻压力测量监控、控压起下钻+重浆帽等安全钻井技术合理控制井筒压力,缩短了灯影组喷漏同存的处理复杂时间,完成了无安全密度窗口状态下的钻井任务,实现了地质目标,为获得高石梯单井高产量奠定了重要的基础。

溢漏同存井尾管正注反挤固井技术在GS138井的应用

溢漏同存的高压气井尾管固井中如遇严重井漏,一般采用正注反挤的施工工艺,但施工中易出现正注反挤水泥对接失败的情况,形成局部自由套管段,固井质量难以保障。针对GS138井Ф215.9 mm井眼下入Ф177.8 mm尾管到位后发生井漏并引发井筒流体持续侵入的问题,现场采用正注反挤固井工艺,通过采取正注测漏速、环空试反挤求取施工参数,及时完成反挤水泥浆稠化时间实验,控制正注水泥浆返高,保持反推通道畅通,重浆平衡压力和控压起钻等技术措施,确保固井施工顺利完成。CBL和VDL测井解释结果表明:该井Ф177.8 mm尾管固井正注反挤水泥成功对接,无自由套管段,油气显示层及漏层一二界面水泥胶结质量均较好,整体评价固井质量良好。

川渝地区大斜度溢漏同存井固井技术

大斜度井溢漏同存的尾管固井存在相当大的安全与质量风险,相关压力控制不好,就容易引起井漏或井喷以及先漏后喷的安全隐患。大斜度井段的存在对井眼准备、套管窜结构及水泥浆性能等提出较高要求。通畅的井眼和优化的管窜是大斜度井套管下到位的关键,水泥浆批混、三参数仪表地面工艺是保证井内流体压力参数准确的重要措施。溢、漏同存井固井应以压稳为前提,大斜度井段加剧了溢漏的程度,固井压力参数的计算应以垂深考虑。准确判断漏层位置,分析其与气层之间关联,是溢漏同存井固井中提高固井质量的重要措施。文章介绍了目前川渝地区大斜度溢漏同存井尾管固井主要技术工艺和现场实例。

H油田储层漏溢同存井控问题技术措施研究

H油田储层地层压力系数低,地层对钻井液液柱压力相当敏感,钻井液安全密度窗口窄,当钻遇裂缝、溶洞时,易发生严重漏失和由于漏失引起的井壁坍塌、漏溢同存的现象,为了防止H2S进入井筒,采取过平衡钻进,易造成钻井液的大量漏失,对储层造成伤害。针对现场存在的井控难题,开展了碳酸盐岩钻井井控特点和井控原理、不同漏失类型堵漏技术、严重漏失区储层配套技术措施等研究,形成了防漏堵漏吊灌技术、严重漏失储层强钻技术等技术措施,在现场施工中应用22口井,堵漏成功率提高了15%,钻井周期缩短8.5%,漏溢同存现象得到了有效控制,未发生溢流等井控复杂,取得了非常好的效果,现场提效显著。该技术对于解决类似区块碳酸盐岩储层钻井漏失和井控难题具有借鉴参考意义。

海洋精细控压钻井技术现状及应用

随着勘探技术的进步,不断向深部地层钻进,溢漏同存、窄压力窗口、异常高压等问题突出,往往会发生喷漏卡塌等复杂情况,这些已成为安全高效钻探面临和急需解决的难题。针对上述突出问题,考虑国内海洋钻井相比陆上钻井在地质特征、井身结构、作业模式等方面的差异,以陆上精细控压装备结构及工艺原理为基础,攻关形成了适合海洋作业的小型化、模块化、高效化精细控压装备及配套工艺,尤其在RCD系统结构、精细控压节流管汇结构、自动节流管汇回压补偿工艺等方面作出较大的优化升级,目前海洋化的精细控压钻井技术在加大推广应用,成为解决裂缝性储层、浅部大井眼钻进中的喷漏难题的有效手段之一。现场应用表明,精细控压钻井技术不仅有利于保障钻完井井控安全、减少井下复杂,而且可以大幅度降低钻井作业成本,在高压、裂缝发育、易漏失的储层钻井中具有广泛的应用前景,有助于提高勘探开发效益。

铁山坡高含硫气藏安全快速钻井技术优化与应用

针对铁山坡气藏硫化氢含量高(最高达222.30 g/m^(3))、嘉五以上地层倾角大(最大倾角25°)、须家河组研磨性强、嘉陵江组高压盐水侵、飞仙关组地层压力系数低等难题,开展了套管柱、井口装置、钻具抗硫材质优选,优化了铁山坡区块的井身结构,优选了高陡构造防斜提速工具,形成了铁山坡高含硫气藏安全快速钻井技术。现场应用效果表明,优选的抗硫钻具、套管柱、井口装置满足了高含硫气藏安全高效开发的要求;四开井身结构有效解决了上部地层井漏、垮塌、盐水侵的问题,降低了飞仙关高含硫层段的井控风险;优选了垂钻工具、钻头和旋导工具,铁山坡气田平均机械钻速由1.85 m/h提速到3.61 m/h,铁山坡6口井平均钻井周期缩短了16.11%。该研究成果为后续川东北高含硫气藏的安全快速钻井提供了技术支撑。

防漏早强韧性水泥浆体系的室内研究

大庆、长庆、克拉玛依等老区油田油气资源埋藏浅、井底温度低,加之长期注水开发等增产措施的广泛应用,储层地质结构复杂、压力系统紊乱,大斜度井、水平井钻遇溢漏同存的几率增加,固井过程中漏喷风险增大,对水泥浆体系提出了更高的要求。从材料学角度出发,利用经过表面预处理的新型油井水泥增强剂DRB-3S的低温增强、自悬浮稳定、混配性好的特点,将其与膨胀材料和抗窜增韧材料进行复配,制得了防漏早强韧性水泥浆体系。实验结果表明,该体系施工性能好,稠化过渡时间短,API失水量小,游离液为0,55℃时4 h抗压强度为7.2~11.5 MPa,还可有效封堵毫米级的渗透和裂缝性漏失,为复杂区块大斜度井、水平井固井质量的改善提供了有力的技术支持。

顺北区块“漏、溢”同存小尾管控压固井技术研究

顺北区块储层以奥陶系碳酸盐岩缝洞型为主,地层稳定性差易漏失,储层深,井底压力大,油气上窜严重,存在溢流风险,属于典型“漏、溢”同存工况,这使得固井施工变得极为困难。为解决以上固井技术难题,探索采用全流程控压固井技术措施,经过精准模拟施工动态当量密度,获得控压参数,有效控制井底、井口压力保持动态平衡;优化套管居中度,模拟施工排量,提高顶替效率;采用双凝双密度防漏水泥浆体系,进一步防止水泥浆漏失。目前该技术已在顺北5-X井成功应用,该井固井质量良好。该技术为顺北区块窄密度窗口井段固井施工积累了经验,对该区块复杂井固井施工具有借鉴意义。

钻具和环空双密度钻井液碳酸盐岩储层钻井工艺

碳酸盐岩储层非均质性强,同一层段可能存在多套压力系统,钻井过程中易发生恶性漏失、溢漏同存等复杂,常规钻井工艺无法有效平衡安全钻进与钻井成本的问题,为此提出基于水眼和环空的双密度非常规钻井技术,根据井况在环空和钻具水眼内采用不同密度的钻井液,不建立循环进行钻进,通过测量环空液面高度及套压等方式实时跟踪地层压力变化情况,及时优选钻井液密度,实现在复杂地层的快速钻进。塔里木油田不同区块完成10余口井现场应用,使用低密度钻井液成功多钻进尺1881.62 m,在多打进尺的同时降低钻井液成本。应用结果表明,该技术可在不堵漏、不增加其他设备的情况下穿越恶性漏失层及油气活跃频繁出现高套压的地层,在大幅提高生产时效的同时实现成本节约,能满足轨迹监测需求,必要时可定向钻进以保证轨迹符合设计要求。该技术可实现最大限度钻揭储层,最大化实现地质目的及释放产能,进一步满足高效开发的要求,具有较好的应用前景。

川西地区超深井钻井完井技术现状及攻关方向

川西地区油气资源丰富,但超深层海相碳酸盐岩地质条件复杂,钻井过程中面临纵向上压力系统多、井漏频发、井壁失稳垮塌、部分地层可钻性差、钻井风险高及钻井周期长等技术难点。通过近几年的技术攻关,研究形成了适用于川西地区的超深井钻井完井技术,主要包括超深井井身结构优化技术、钻井提速关键技术、防漏堵漏技术、高压低渗气层控压钻井技术、抗高温强封堵油基钻井液技术、超深高钢级套管开窗技术、控压平衡法固井技术和超深短尾管固井技术等,创造了多项钻井工程纪录,支撑了川西地区超深层油气资源的勘探开发。但目前仍然面临风险区域地质认识不足,恶性井漏治理难度大、部分难钻地层提速不理想和漏垮同存地层安全钻井配套技术不完善等技术难点,因此,提出下一步需在井身结构对策研究、钻井提速新技术新工艺试验、高效堵漏技术研究和地质工程一体化等方向进行技术攻关,以推动川西地区超深井钻井完井技术快速发展,实现川西地区深层油气资源的经济有效勘探开发。

南堡油田封隔式尾管回接工艺的应用与认识

针对南堡油田潜山油藏埋藏较深,储层温度高,且地层压力系数在0.99-1.01 之间,钻井液密度稍有波动就会发生溢流或井漏的特殊井况,提出了一种特殊封隔式尾管回接工艺,其回接装置选用带顶部封隔器的回接插头、盲板短节、旋流短节和浮箍,使用防退卡瓦在封隔器坐封的同时实现坐挂,防止固井过程由于水泥浆和钻井液密度差引起的套管回缩上移.该工艺采用先回接、坐封,再进行注水泥固井的施工流程,能够避免施工过程中井漏的发生.现场实践表明,封隔式尾管回接工艺管串结构合理、操作简便、回接装置密封可靠、耐高温,有针对性地解决了南堡油田溢漏同存井的尾管回接难题,现场应用效果良好.

有限圈闭复杂沥青质稠油层钻井难点与对策

中东YD油田为海相碳酸盐岩地层,Kazh地层分布着活跃的非均质沥青质稠油,高压并含有酸性气体,为非目的层,需要钻穿并封隔该层后对下部产层进行开发。由于沥青质稠油层分布不均,孔隙压力不确定,对钻井工程造成了极大的挑战。在一期施工中,3口井由于沥青质稠油的侵入被迫工程弃井,未能实现工程目的。针对此世界性难点问题,开展了沥青质稠油侵入机理实验研究、固化剂研制、控压钻井技术应用等一系列配套工艺技术研究,提出了复杂沥青质稠油层安全钻井技术对策,现场应用取得较好的效果。

精细控压钻井技术在高石19井实践与认识

高石19井是四川盆地乐山-龙女寺古隆起高石梯潜伏构造震旦系顶界南端上的一口预探井。该井四开常规钻井在栖霞组4 013.69 m钻遇高压裂缝,溢、漏复杂交替发生,处理30 d后仍无法恢复常规钻井,漏失钻井液2 510.9 m3。后采用精细控压钻井技术,成功解决了溢漏同存的复杂局面,顺利钻至中完井深,为磨溪-高石梯海相地层精细控压钻井技术的应用总结了经验,取得显著应用效果。

川渝地区窄安全密度窗口天然气深井固井新技术

川渝地区钻探作业中,长裸眼井段、多压力层系并存、安全密度窗口窄、井漏和溢流共存现象较为普遍,因而固井面临漏失低返、顶替效率低下以及固井后环空带压影响固井质量和井完整性等问题。通过应用精细控压固井新技术,准确掌握地层压力和漏失压力、精确计算固井下套管与泵注期间环空动当量密度,量化作业窗口区间值,使井筒静液柱压力与井口动态控压之和全程处于窄窗口区间内,达到压稳防漏之目的。精细控压固井技术在川渝地区已开展20余井次现场应用,施工过程中均未发生井漏和溢流现象,后期无窜气,固井质量合格率高于80%,较常规方法固井质量的优质率与合格率平均值,提高20%~30%。精细控压固井技术解决了技术难题,为川渝地区窄安全密度窗口天然气深井固井提供了新的技术途径。

精细控压固井及配套技术在YT1井的应用

针对YT1井固井技术难点,提出优化措施:扎实通井和承压堵漏,保证井眼质量,为下套管创造条件;精确模拟和控制井底ECD,平衡井眼压力系统,达到压稳和防漏的目的;优化固井工艺,控压坐封顶部封隔器,强化井筒完整性。采用以上优化措施,YT1井127 mm小间隙尾管固井过程中井内压力系统始终处于平衡状态,未漏未喷,固井施工后喇叭口试压合格,为下步试气打下了良好的基础。该技术具备良好可行性,为该地区固井施工提供了可借鉴的固井模式。

川西气田PZ6-4D井卡钻事故处理及分析

PZ6-4D井是一口部署在四川盆地川西坳陷龙门山前断褶带鸭子河构造的一口以直导眼开窗侧钻的开发定向井,目的层为雷口坡四段,设计井深6660m,垂深5746.52m。该井在三开侧钻期间,在小塘子组钻遇了两层异常高压裂缝性气层,在节流循环压井过程中,发生了井漏,在堵漏过程中发生了卡钻复杂事故。介绍了该井前期实钻情况,分析了事故发生的原因,详细阐述了事故处理过程,并从中总结经验教训,为该区块溢漏同存等技术复杂的处理提供可靠的思路及借鉴^([1])。

大吉4-9向4煤层气井井控技术

大吉4-9向4井为鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部的一口一级风险气井,为同台整拖第二口井,该井三叠系刘家沟组底部为区域漏失层,奥陶系马家沟裂缝、孔洞发育,易漏失易喷。本溪组存在异常高压气。该井易漏、易喷层在裸眼段同存的特点,为井控难度带来了极大的风险。为此该井不但标准化配备安装井控设备、气体检测仪,同时做好了各种应急预案,,顺利钻至要求井深。

长庆油田南梁-山庄区块延长组长6层水平井优快钻井技术研究

针对长庆油田石油评价项目南梁-山庄区块延长组长6层坍塌、漏失,上部层位溢漏同存引发的井筒失稳,事故率高的状况,开展了井眼轨迹、套管有效封隔、钻井液性能优等系列技术优化形成了一套适应该区域的优快钻井技术集成,现场试验4口井,均顺利完钻,实现钻井目的,钻井周期缩短了约4天,应用效果显著。