超深水平井钾胺盐抗高温防塌钻井液技术

跃进区块储层埋藏较深,施工中穿越多套地层,地层岩性和压力系数差异大;二开裸眼段长达5000 m,地层发育大段泥页岩易水化;三开井底温度高,水平段易形成岩屑床,小井眼环空压耗大,因此要求钻井液在高温下具有良好的流变性。通过优选钾胺盐抗高温润滑防塌钻井液体系,辅助现场维护处理工艺,有效抑制了二开长裸眼泥页岩地层的水化膨胀,解决了三开小井眼高温下钻井液流变性难于调控的难题。现场应用表明:使用该钻井液体系施工的5口井钻进顺利,作业过程中井壁稳定,并且缩短了钻完井周期、提高了机械钻速,为该区块后续勘探开发提供了技术保障。

顺北超深水平井破碎地层取心技术

为探索顺北油田奥陶系一间房和鹰山组目的层储层发育情况与含油气性,同时刻画油气藏内部储集空间,需要在断控缝洞体进行取心作业。断控缝洞体取心面临地层破碎、堵心或掉心、取心收获率低等技术难题,通过调研分析、数值模拟和研究试验相结合等方式,优选抗研磨的金刚石取心钻头,采用具有“灯笼罩”式双卡箍岩心爪、内壁光滑铝合金内筒等的高强度短筒取心工具,配套形成顺北油田超深水平井断控缝洞体破碎地层的取心技术。现场试验应用18回次,取心收获率由11.3%提高至94%。该技术为提高超深水平井破碎地层取心收获率积累了宝贵经验,支撑了顺北油田断控缝洞体油气藏内部储集空间精细刻画及地质模型的建立。

川西气田海相超深水平井成像测井工艺研究

川西气田海相超深碳酸盐岩气藏是四川盆地的重要油气勘探开发目标,但超深、高温高压、高含硫和井壁稳定性差等复杂井况一直制约着水平井成像测井资料数据采集,对气藏评价和产能建设产生了严重影响。本文针对性地开展了应对川西气田海相超深水平井复杂井况的成像测井仪器和配套工具研究,研制了高强度高温高压偶极声波和灯笼体电成像测井仪器及大功率泵下枪和高强度可调金属扶正器超深水平井成像测井配套工具,建立了安全、高效、可靠川西气田海相超深水平井成像测井工艺,形成的川西气田海相超深水平井成像测井工艺取得了良好的现场应用效果,具有广阔的应用和推广前景。

川东北超深水平井轨迹控制方法优选

川东北地区海相气藏埋藏深,水平井垂深6 700 m,井底温度高(超过160℃),对水平井轨迹控制技术提出了较高要求。为了提高超深水平井钻井技术水平,中国石化在川东北超深水平井进行先导攻关。针对五开裸眼水平井的实际,文中从高温对定向工具的影响、超深对轨迹控制和钻具的限制等方面全面分析了川东北水平井钻井施工的难点,并针对性地从工具优选、剖面优化及控制方法确定等方面对川东北超深水平井轨迹控制技术进行探索,提出了在川东北超深水平井侧钻施工应用1.75°大弯角螺杆钻具、定向造斜段应用1.25°高温螺杆钻具、水平段使用抗175℃高温MWD及旋转导向技术的轨迹控制方法。

元坝超深水平井井身结构优化与轨迹控制技术

元坝气田是世界上埋藏最深的海相酸性气田,其长兴组主力气藏具有埋藏超深、高温、高压、高含硫化氢、储层薄横向变化大、气水关系复杂等特征,常规直井、定向井产量低,方案设计采用水平井开发。该区钻井面临"硬、塌、卡、漏、喷、毒"等挑战,复杂事故多,施工难度大,安全风险高。为此,从地层三压力特征和实钻资料分析入手,研究提出利于封隔复杂井段的五开制井身结构方案和利于轨迹优化调整的常规定向钻具组合设计。所形成的井身结构优化和轨迹控制技术已成功应用于10口超深水平井,保证了方案部署井的安全顺利实施,实现了优快钻井和水平段长穿优质储层的目标,完钻井测试均获得了高产,创造了多项国内外钻井工程新纪录。

元坝超深水平井纤维暂堵酸化技术

元坝海相碳酸盐岩气藏埋藏超深,温度极高,衬管完井的水平井多段改造难度大。针对该气藏储层特点,研制新型有机可降解纤维暂堵剂;采用多级纤维暂堵酸化工艺,优化暂堵级数和各阶段排量,通过高黏压裂液携带纤维暂堵剂暂堵已改造的储层,实现水平井的多段分流酸化。该工艺对地层伤害小,施工风险小,现场实施8口井,暂堵有效率为75%,增产有效率达到100%。该技术对于海相水平井改造有较好的针对性。

顺北超深水平井环保耐温低摩阻钻井液技术

为解决顺北油气田超深水平井高摩阻难题,缓解环保压力,根据润滑机理,研制了抗高温环保润滑剂(SMLUB-ET),并以SMLUB-ET为核心,形成了适用于顺北油气田超深水平井的环保耐温低摩阻钻井液体系。研究表明:SMLUB-ET抗温达180℃,极压润滑系数降低率为92. 8%,生物毒性、生物降解性、重金属含量等指标均满足环保要求;该环保耐温低摩阻钻井液体系抗温达180℃,高温流变性稳定,极压润滑系数为0. 12。现场试验显示,顺北1-16H井钻进过程中未出现黏卡、托压问题,且摩阻低,机械钻速快,表明该环保低摩阻钻井液体系具有优异的抗温稳定和润滑降摩性能。该项研究为实现顺北深层油气钻井安全、快速、环保开发提供了技术保障。

超深水平井元坝103H井钻井技术

元坝长兴组气藏储量巨大,为增大储量控制面积,提高单井产量,在四川盆地川东北巴中低缓构造部署了一口水平开发评价井元坝103H井,设计井深7 841 m。通过优化钻井工艺,在下沙溪庙至须家河组地层应用液体欠平衡钻井技术、水平段综合采用旋转导向、抗高温钻井液体系、防磨接头和减磨剂双效防磨等先进技术,克服了陆相深部地层硬度高、钻速慢、井底温度高、水平段井眼清洁难度大、起下钻摩阻扭矩大、钻具托压现象严重等多种技术难题。该井完钻井深7 729.8 m,水平段长682.8 m,最大垂深6 761.52 m,四开在井深6 608 m处一次性侧钻成功。该井的成功实施,为元坝超深水平井钻井积累了宝贵的经验,为同类井的钻井施工提供了重要参考。

普光气田超深水平井钻井液工艺技术

普光气田地处大巴山区,地貌复杂,开发难度极大。该地区经过定向井施工实践后,为进一步提高采收效率,布置了一批超深水平井。三开定向及水平段地层极不稳定,易发生坍塌和漏失,尤其是产层的防漏堵漏问题突出,对钻井液工艺技术要求高。为了顺利施工,选用聚合醇-聚磺钻井液,并在钻井过程中,采取了防盐膏层溶解及塑性变形技术、预防岩屑床形成及其破坏技术、防塌工艺技术、润滑防卡工艺技术及H2S防护技术。该套钻井液工艺技术具有抑制性强、防塌效果好、高温稳定性强、维护周期长、流变性和润滑性好、井径规则、携岩能力强的特点,加上钻井液的固相控制好,膨润土和固相含量均被控制在设计低限,钻井液的剪切稀释性强、触变性好,从而保证了井眼清洁、起下钻及完井作业的顺利进行。

复杂礁滩体超深水平井地质导向关键技术

元坝气田长兴组高硫气藏开发主要是利用大位移水平井来实现的,由于受礁滩体埋藏超深、储层横向变化大和气水关系复杂等因素影响,水平井存在着不能达产的风险。针对常规地质跟踪分析技术不能满足复杂礁滩体水平井长穿优质储层的要求,从气藏特点出发,综合应用X射线荧光分析、核磁共振分析、近井约束反演等新技术,研究解决碳酸盐岩地层随钻岩性识别、随钻储层评价、随钻储层预测等难题,建立了元素录井岩性识别、核磁物性分类评价等标准,形成了实用有效的元坝超深水平井地质综合导向与轨迹优化调整技术,并在10口井中成功应用,完钻水平井精确入靶并长穿多个礁滩优质储层,投产测试井全部获得高产,实现了边际储量的有效开发动用,对同类型井的地质导向和轨迹随钻调整具有指导意义。

超深水平井尾管悬挂器下部环空压力预测及其应用

超深水平井多封隔器分段改造作业过程中,井筒温度下降造成尾管悬挂封隔器下部环空压力下降,易造成尾管悬挂封隔器、下部分段改造封隔器和油管柱失效。针对典型分段改造水平井井身结构,开展分段改造过程中尾管悬挂封隔器下部环空压力变化的影响因素和潜在后果分析,综合考虑油管柱鼓胀效应引起的环空体积变化、井筒压力温度变化引起的环空流体体积变化和井筒温度变化引起的油管柱体积变化对尾管悬挂封隔器下部环空压力的影响,建立了尾管悬挂封隔器下部环空压力变化预测模型。以塔里木油田一口超深水平井为例,开展了分段改造过程中尾管悬挂封隔器下部环空压力预测,并在此基础上开展了封隔器和改造管柱力学分析。分析结果表明:超深水平井分段改造过程中,由于井筒温度场急剧下降,尾管悬挂封隔器下部环空压力相对坐封工况将发生大幅下降,从而给改造管柱和封隔器带来非常大的失效风险,超深水平井分段改造管柱设计过程中必须充分考虑该因素。

高含硫、大漏、超深水平井钻完井技术——以塔里木油田中古10HC井为例

塔里木油田80%以上的油气井为超深井,随着勘探开发的深入,水平井逐渐增多,钻探风险随之增加,处理复杂的难度加大。面对溢流、井漏、高浓度硫化氢、卡钻、断钻具、高套压等复杂情况,不同的钻探公司采取了不同的处理措施,有成功经验,也有惨痛教训。以中古10HC井为例,从钻井复杂处理、钻井液技术、通井技术、测井技术等方面阐述了复杂井况下切实可行的技术措施。实践经验表明,放空探底作业能为后续作业提供非常多的有用信息;井漏失返后的技术措施对后续作业至关重要,如果处理不当将加剧复杂的处理难度并可能产生新的复杂情况,失返后迅速反推一定量的钻井液,将悬浮岩屑推入地层十分有利于后续作业。多次作业表明,该技术实用性强,能对处置相似情形的复杂井提供借鉴。

超深水平井钻井技术

水平井的施工风险和难度随施工井深的增加而增加,特别是6000m以上的超深水平井,存在着较高的施工风险和难度。塔里木油田东河塘区块油藏深度在5740m左右,目前已先后完成了6口单、双台阶超深水平井,完钻井深均在6300m以上。水平井投产后,油气产量明显提高,水平井平均单井油气产量为开发水平井前单井产量的3～5倍,取得较好的效果,经济效益显著。通过6口水平井的施工,超深水平井技术也在不断完善和提高,已日臻成熟。针对塔里木油田东河塘地区自身特点,以东河1-H3井和东河1-H5井为例,从难点分析、优化钻井设计、轨迹控制、分段技术措施、水平井钻井液等方面作了较详细的论述。该区块水平井的成功经验,对超深水平井施工有一定的指导和借鉴意义。

东河塘油田超深水平井钻井技术研究与应用

水平井的施工风险和难度随井深的增加而增加,特别是6000m以上的超深水平井存在着较高的施工风险,塔里木盆地东河塘油田油藏深度在5740m左右。目前,该油田已先后完成了20多口超深水平井,完钻井深均在6300m以上。水平井投产后,油气产量明显提高,水平井平均单井油气产量为开发水平井前单井产量的3～5倍。通过在该油田7口水平井的施工探索,超深水平井钻井技术已日臻成熟。针对塔里木盆地东河塘油田自身特点,以东河1-H6井和东河1-H8井为例,从难点分析、优化钻井设计、轨迹控制等方面作了较详细的论述。该油田超深水平井的成功经验,对超深水平井施工有一定的指导和借鉴意义。

元坝高含硫气藏超深水平井钻井技术

四川盆地元坝气田长兴组气藏具有超深、高温、高压、H_2S和CO_2含量及分压高的特点,针对高压高含硫超致密复杂地层深井钻井技术问题,研制了气体钻井钻具抗疲劳减震技术以及气液快速转换技术,形成了一套较为完整的高含硫气藏超深水平井陆相硬地层气体钻井技术。该技术突破了7 000 m以上的超深水平井工程技术瓶颈,对国内超深水平井技术的发展有一定借鉴作用。

元坝272H井超深水平井钻井技术

元坝地区海相气藏埋藏深,垂深超过6500m。该地区水平井摩阻扭矩大、温度高,对水平井钻井技术提出了更高要求。元坝272H井是元坝Ⅱ区施工的第一口超深水平井,施工难度大。通过优化设计、基于滑动方式的井眼轨迹控制技术优化、摩阻扭矩精确预测分析、先进高温高压MWD仪器应用,解决了高温环境下井眼轨迹的测量及控制问题。采用抗高温润滑钻井液,根据地层特点合理调整钻井液性能,满足了超深水平井高温稳定、携岩和润滑的要求。通过元坝272H井定向钻井施工,总结了一套适合元坝地区超深水平井钻井技术。

旋转导向技术在元坝超深水平井的应用

文章分析了元坝超深水平井的技术难点及旋转导向技术钻超深水平井的优势,结合元坝X井的施工情况,对AutoTrack旋转导向系统钻超深水平井的应用效果做了分析评价,现场施工情况表明:AutoTrack旋转导向钻井系统钻成的井眼光滑,摩阻在150kN以下,扭矩在14kN·m以下;机械钻速较高,配用模块马达,进一步提高了机械钻速,达到2.90m/h。在155℃高温下,AutoTrack旋转导向系统故障率较高。总体来讲AutoTrack旋转导向系统可以满足元坝超深水平井施工要求。

元坝超深水平井钻井技术

元坝地区海相储层资源丰富,目的层垂深超深,具有高温、高压和含H2S等特点。应用水平井技术能高效地开发其产能,但存在测量仪器和定向工具选择难、轨迹控制难度大和钻井液性能调控难度大等技术难点。通过跟踪分析元坝地区首次施工的两口超深水平井元坝103H井和元坝121H井,优选了适应元坝超深水平井工况的定向仪器和工具,形成了系统可行的超深水平井轨迹控制技术和超深水平井钻井液技术,为元坝地区海相储层的高效开发奠定了基础。

元坝含硫超深水平井井身结构优化技术

元坝气田是中石化南方海相重点勘探区域,由于气藏埋藏深,地质条件复杂,其钻井难度与风险极高,气田开发面临诸多世界级难题。为提高井控储量与单井产能,气田开发井井型以水平井与大斜度井为主,井身结构经过了四个过程:研究分析—试验应用—优化完善—推广应用,形成了独具特色的含硫超深水平井井身结构优化技术。目前在15口井的应用效果良好,达到了缩短钻井周期,节约钻井成本,加快钻井速度的目的。

欠平衡钻井技术在碳酸盐岩超深水平井TP127H井中的应用

塔河油田托甫台地区奥陶系碳酸盐岩储层安全压力窗口窄,储层以裂缝、缝洞为主,钻井中易漏、易涌。TP127H井是该区一口碳酸盐岩超深水平井,钻至井深6 914.39 m,漏失钻井液量1 538.67 m3,水平段钻进钻遇多个溶洞,为安全顺利钻至设计井深,对该井实施了欠平衡钻井工艺。论证了该井欠平衡钻井的可行性,分析了欠平衡钻井技术的钻井液密度、井口控制压力和井底压力,研究成果应用于TP127H井欠平衡钻井施工中。应用结果表明,该技术有效地解决了TP127H井漏失难题,对同类油藏的钻井施工提供了借鉴。