深水钻井隔水管连接作业窗口分析

采用通用组合确定准则和非线性搜索方法研究深水钻井隔水管连接作业窗口,建立隔水管-井口-导管整体有限元分析模型,并以钻井平台偏移值、表面海流流速和伸缩节冲程组合参数形式确定隔水管连接作业窗口。研究表明,隔水管钻井窗口总体上呈倒锥形:表面海流流速较小时(小于1.0 m/s),钻井窗口主要受底部挠性接头转角的影响,顺流方向海流流速增加会增大底部挠性接头转角,减小允许的平台最大偏移值,逆流方向相反;当表面海流流速超过1.0 m/s时,钻井窗口主要受顶部挠性接头转角的影响,此时在逆流方向海流流速增加会显著增大顶部挠性接头转角,导致钻井窗口迅速缩小。隔水管连接非钻井和启动脱离程序窗口主要受导管最大等效应力限制,随海流流速增大向逆流方向偏移。另外,通过对隔水管连接作业窗口影响因素进行分析,可知适当提高顶张力和降低钻井液密度可有效扩展隔水管的钻井窗口。

基于邻井灰色信息的钻井风险评价方法

为解决油气开发过程中未知地层钻井风险难以预测的问题,基于邻井灰色信息提出钻井风险评价方法。首先采用三参数区间灰数描述地层信息;其次采用深度平差和加权差值方法,根据邻井灰色信息构建目标井灰色井筒信息矩阵,并在此基础上建立三参数灰色安全钻井液密度窗口;然后依据广义强度—干涉理论,建立包括溢流、井漏、坍塌及吸附卡等风险的评价模型;最后对西部某油田的5口井进行实例分析。结果表明:引入的井筒信息矩阵概念,描述和计算深度平差和加权插值优化参数,构建目标井井筒信息剖面;利用三参数区间灰数和井筒信息矩阵构建的灰色安全钻井液密度窗口,大幅降低钻井风险评估中的不确定性;基于广义强度—干涉理论的钻井风险评价模型得出的评估结果与实际工况一致。

多工艺反循环钻井技术发展现状与展望

反循环钻井技术与正循环钻井技术相反,循环介质和地层岩屑从钻具水眼返出井口,其裸眼环空保持相对静止,此种钻井方式有利于实现超大尺寸井眼高效携砂、恶性井漏井段的防漏治漏以及敏感性储层的有效保护,同时也为水平井钻井过程中的窄钻井液密度窗口、井眼净化和水平段长度延伸等需求提供新的技术方案。文章通过梳理开展反循环钻井技术以来各家反循环钻井技术的研究进展与成果,总结了单壁钻杆反循环钻井技术、双壁钻杆反循环钻井技术、单壁钻杆+双壁钻杆反循环钻井技术、多通道钻具反循环钻井技术的工作原理及技术特色、适应的工作环境等,并在此基础上提出了反循环钻井技术在油气钻井领域的发展方向及建议。文章的研究成果可以为反循环研究工作提供信息,助力深井超深井超大尺寸井眼提速钻进、井漏等复杂井眼处理以及非常规油气资源安全效益开发提供技术支撑。

深井安全钻井液密度窗口影响因素

考虑钻井液渗滤造成井壁岩石孔隙压力变化和钻井液与地层岩石温差产生的附加应力和应变,推导了孔隙度与孔隙压力和温差的理论关系,建立了考虑孔隙压力、温差及孔隙度变化的深井安全钻井液密度窗口计算模型。应用模型计算结果表明:①深井钻井井壁岩石与钻井液温差一定时,随着钻井液渗滤作用的增强,井壁岩石孔隙压力增加,导致坍塌压力增大,破裂压力减小,安全钻井液密度窗口变小,不利于安全钻井。②当井壁岩石孔隙压力一定时,若钻井液使井壁岩石降温,则随着温差的增加,坍塌压力减小,破裂压力增加,安全钻井液密度窗口范围变大,有利于安全钻井;若钻井液使井壁岩石升温,则随着温差的增大,坍塌压力增大,破裂压力减小,安全钻井液密度窗口变小,不利于安全钻井。

扩展钻井液安全密度窗口理论与技术进展

钻井液安全密度窗口狭窄易引起井壁失稳、漏失性储层损害和其它钻井复杂情况的发生,严重制约着油气资源的开发速度和经济效益。通过钻井液安全密度窗口的确定方法及影响安全密度窗口大小的地质及工程因素的概括,归纳了扩展密度窗口的技术条件,从物理、化学、力学的角度讨论了扩展安全密度窗口的方法,并举例说明了典型方法的成功应用。研究指出,预处理地层以提高井壁强度、用封堵、堵漏原理提高地层承压能力是扩展安全密度窗口的主要途径。建议开展多尺度井壁失稳及复杂性预测理论研究,加强用于过程监测的智能化、自动化井下测量工具研发,重视新材料开发并大幅度提高井壁强度。

钻井液密度窗口随钻预测理论及其工程应用

将岩石力学方法与地震勘探理论相结合,通过考察地震记录、岩石物理参数与孔隙压力之间的定量关系,建立了利用地震数据直接反演孔隙压力的模型。根据岩石力学参数地质统计特性,实钻过程中充分利用录井、钻井等实时信息,通过随机反演方法随钻预测钻头前方待钻地层的孔隙压力。依据孔隙压力反演结果进一步求取地应力、岩石强度、坍塌压力与破裂压力,通过对预测参数的综合分析,最终实现对待钻井段的安全钻井液密度窗口进行随钻预测。该方法在川东北HB探区的2口深探井进行了工程应用,现场应用情况表明该方法预测精度较高、实时操作简捷、计算过程稳定,具备良好的随钻适用性。

深水钻井安全钻井液密度窗口计算模型的建立与应用——以西非AKPO深水油田为例

以西非AKPO油田为例,对深水浅层和深层的井壁稳定性分别采用塑性力学和弹性力学理论进行了研究,建立了深水钻井安全钻井液密度窗口计算模型。该模型在AKPO深水油田钻井实践中得到了验证,对类似深水油田井壁稳定性分析有借鉴意义。

多场耦合作用下泥页岩地层钻井液安全密度窗口预测

在建立流-固-化耦合作用下泥页岩井壁稳定分析模型的基础上,开发了流-固-化耦合作用下泥页岩地层钻井液安全密度窗口预测软件,并进行了实际应用。通过对5种钻井液的压力传递实验结果进行分析,对钻井液进行了优选,得出聚合醇钻井液最有利于稳定井壁,其次是硅酸盐钻井液。利用预测软件对W12-1N油田涠二段泥页岩进行了流-固-化耦合作用下的钻井液安全密度窗口预测。研究发现:对于钻井液水活度大于地层水活度的情况,考虑化学作用时钻井液密度窗口明显小于不考虑化学作用情况下的钻井液密度窗口;对于钻井液水活度小于地层水活度的情况,考虑化学作用时钻井液密度窗口明显大于不考虑化学作用情况下的钻井液密度窗口。

煤层段钻井液密度窗口的确定及其意义

合理的钻井液密度是煤层气井安全钻进和储层保护的关键因素之一。根据硬煤和软煤力学性质,应用摩尔—库伦准则对井壁稳定性进行了定量分析,通过设置煤体内聚力、内摩擦角和B iot系数等参数,分别计算出软硬煤层段的钻井液密度窗口。实际的测井和压裂曲线表明高质量的井眼能降低固井对煤储层的伤害。

深水浅层钻井液安全密度窗口研究

深水浅层钻井液安全密度窗口窄,给深水浅层钻井设计和工程安全带来极大挑战。根据深水浅层地层特征,运用四参数流变模型进行了波动压力计算,在此基础上考虑深水浅层隔水管安全余量和浅层地质灾害安全余量建立了深水浅层钻井液安全密度窗口确定方法。以我国南海莺琼盆地YC1井为例,计算分析了深水浅层钻井液安全密度窗口变化规律,结果表明隔水管安全余量、浅层安全余量对深水浅层钻井液安全密度窗口影响较大。根据上述结果,提出了利用双梯度钻井技术(DGD)解决钻井液安全密度窗口窄的方法,可为深水钻井设计提供参考。

破碎性煤层段钻井液安全密度窗口的确定与应用

破碎性煤层段钻进过程中井壁坍塌、掉块严重,常规模型计算所得的坍塌压力当量密度难以较好地支撑煤层段井壁。依据破碎性煤岩的特征,系统分析了破碎性煤层段井壁失稳的机理,重新界定了破碎性煤层段的钻井液安全密度窗口。计算结果表明进入破碎性煤层段后钻井液安全密度窗口明显变窄。利用该模型对D2井三开破碎性煤层段的钻井液安全密度窗口进行了预测,理论计算结果和实钻情况基本吻合,验证了模型的合理性。研究成果对类似井段的井壁稳定性研究有借鉴意义。

湖相页岩水平井井壁稳定机理及钻井液安全密度窗口--以四川盆地侏罗系大安寨段为例

近期中石化、中石油相继在四川盆地侏罗系湖相页岩中取得了油气勘探突破,泰页1井、平安1井、龙安1井均在页岩段获得工业油气流,进一步展示了湖相页岩的油气勘探开发潜力。四川盆地湖相页岩是我国页岩油气勘探的重点方向,但页岩水平井井壁失稳风险较高,容易发生井壁坍塌、卡钻和埋钻事故,严重制约了水平井钻井提速提效和安全钻井。为了厘清湖相页岩的井壁稳定机理,以四川盆地侏罗系大安寨段湖相页岩为研究对象,系统开展了页岩矿物组成、微观结构、理化性能、岩石力学等测试分析,建立了钻井液安全密度窗口评价模型,分析了大安寨段页岩地层的井壁稳定性,并在N2H井验证了井壁稳定机理和钻井液安全密度窗口评价结果的准确性。研究结果表明:①大安寨段湖相页岩主要是应力集中过高、强度各向异性及钻井液穿透进入弱面造成的力学失稳,需要重视钻井液物理封堵性能;②直井和小角度定向井稳定性最好,井斜角超过45°后坍塌压力急剧增加;③沿最大水平地应力的水平井坍塌压力低、破裂压力高,井壁稳定性好,但不利于压裂;④沿最小水平地应力的水平井坍塌压力高、破裂压力低,井壁稳定性差,但有利于压裂。结论认为,N2H井安全密度窗口下限和上限分别为1.91~1.98 g/cm^(3)(均值为1.94 g/cm^(3))、2.37~2.55 g/cm^(3)(均值为2.45 g/cm^(3)),推荐油基钻井液密度介于2.05~2.30 g/cm^(3),预测结果与实钻情况吻合较好;该研究成果可以为大安寨段湖相页岩水平井井壁失稳防治、水平井钻井设计和施工提供有效的指导。

深水浅层安全钻井液密度窗口预测技术及工程应用

深水浅部地层成岩性差,井眼易塌、易漏,钻井液安全密度窗口窄,安全钻井液密度窗口的精确预测是深水钻井作业安全和成功的关键。通过分析水深浅部地层地应力、成岩特征,提出了深水地层密度分段预测方法,并据此确定了深水井的3个地应力纵向剖面(上覆岩层压力、水平最大地应力和水平最小地应力);建立了深水浅层塑性地层井壁坍塌压力极限应变计算模型,实现了深水浅层安全钻井液密度窗口的精确预测,并在西非赤道几内亚湾深水S1井进行了应用,确定了S1井的钻井液安全密度窗口,保障了该深水井的安全快速钻井。

有限元法确定煤层气井钻井液密度窗口模型应用

随着国内市场对天然气需求量的迅速增长,如何成功开发宁武盆地储量丰富的煤层气资源已成为目前非常规气藏开发的一个重要课题。结合宁武盆地地应力状态、地层孔隙压力、地层强度参数、井斜角和方位角等参数,科学确定适合煤层气井钻进的钻井液密度窗口,成为宁武盆地煤层气项目能够高效、安全实现产业化发展的关键因素之一。通过ANSYS软件对宁武盆地9号煤层建立有限元模型,分别分析了不同地应力方向时不同井斜角钻井液密度对井眼扩大率的影响规律,针对不同方位和井斜得出了适用的钻井液密度窗口,对于下一步宁武盆地煤层气井产业化开发中有效控制煤层坍塌,降低复杂情况,提高钻井效率及提高煤层气开发综合效益提供了技术支撑。

地震层速度法预测南海北部深水钻井安全钻井液密度窗口

针对南海北部琼东南盆地深水油气田钻井过程中窄钻井液密度窗口导致的井漏问题,建立了适合深水环境的井壁稳定分析计算模型,应用地震层速度资料对L4 井的地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力进行了计算.结果表明,坍塌压力随井深增加而增大,但总体都小于地层孔隙压力,因此将地层孔隙压力作为安全钻井液密度窗口的下限.破裂压力随井深增加而增大,在海底泥面处最小,仅为1.02 g/cm^3,地层孔隙压力与地层破裂压力下限的范围仅为0.021-0.092 g/cm^3,最大也只有0.290 g/cm^3,表明安全钻井液密度窗口窄.结合目标井的实际情况,考虑ECD、激动压力等的影响,推荐了不同层段钻井液密度范围,计算结果与实钻情况吻合,满足实际需要,表明应用层速度计算安全钻井液密度窗口是可行的.

伊通复杂地层安全钻井液密度窗口的研究与应用

吉林油田伊通地区永吉、奢岭、双阳组地层稳定性差,井壁垮塌严重,井径扩大率大,严重影响了钻井效率和固井质量。利用双阳组地层的岩心,进行了在不同矿化度钻井液体系下的岩心浸泡实验与岩石力学参数室内实验研究,并根据井壁稳定力学分析模型,确定了不同矿化度钻井液体系下保持井眼稳定的合理钻井液密度范围。再根据昌34井的测井资料分析了其地层坍塌压力、地层破裂压力,建立了连续地安全钻井液密度窗口。该研究成果对于该区后续探井实际钻井施工具有重要的指导意义。

一种准确预测钻井液安全密度窗口的新方法

准确预测钻井液安全密度窗口是井身结构设计和钻井液密度合理选择的前提。常用的钻井液安全密度窗口预测方法是基于Mohr-Coulomb破坏准则和拉伸破坏准则而建立的。但是,由于Mohr-Coulomb破坏准则未考虑中间主应力的影响,预测的钻井液密度偏高,不利于钻井提速和储层保护。为此,引入Mogi-Coulomb破坏准则,建立了3种地应力状态下预测直井钻井液安全密度窗口的新方法,克服了传统方法计算坍塌压力过于保守和计算破裂压力未考虑剪性破裂的不足。将其应用于川西地区H1井砂泥岩地层的钻井液安全密度窗口计算中,结果表明,新方法的预测结果较传统方法的计算结果更符合实际情况,且精度高、实用性强,对解决钻井中的井壁失稳问题有重要的指导意义。

基于三维地应力的水平井轨道优化及钻井液密度窗口分析

准噶尔盆地南缘区域断层多、背斜构造明显,地应力分布复杂,主应力方向随位置变化较大,不利于水平井轨道优化及钻井液密度窗口设计。为此,在三维地应力场计算模型建立过程中考虑了背斜构造对局部应力的影响,数值求解得到的地应力分量值比采用解析法得到的地应力值更准确;相应地,在此基础上计算得到的钻井液密度窗口值比利用解析法得到的钻井液密度窗口值更准确。首先对区块内的高探1井进行单井实测及单井地应力分析,然后对目标区块三维地应力场进行精细化有限元建模计算,从而得到区块的三维地应力场数值解;根据三维地应力场中主应力的方向角分布情况,优化水平井轨道,并计算出相应的安全钻井液密度窗口,为高泉区块安全优快钻井提供理论依据和准确的参考数据。研究表明基于三维地应力的水平井轨道优化及钻井液密度窗口计算模型是准确的、实用的。

元坝陆相地层钻井液密度窗口的确定与应用

元坝陆相地层地质构造复杂，工区地层岩层走向高陡且岩石易碎，井下易发生井漏坍塌事故。通过测井方法构建了元坝地区陆相地层岩石动静力学参数转换模型，优选了符合元坝地区的地层孔隙压力、破裂压力和坍塌压力的计算模型，结合元坝地层的特殊性，考虑地层破碎程度、岩石力学特性、地层倾角、井斜角和井斜方位角对元坝陆相地层安全密度窗口的影响，得到了适用于元坝陆相地层的安全密度窗口。通过YL702井漏失层位安全密度窗口的计算，表明新建立的安全密度窗口理论计算结果和实钻情况基本相符，验证了模型的合理性，研究成果对元坝陆相地层的井壁稳定性研究有借鉴意义。

南海流花海域钻井安全钻井液密度窗口计算分析

为了准确确定安全钻井液密度窗口,并维持钻井过程的井壁稳定成为制约南海海上油气开发目前所面临的重要问题。针对该问题,基于流花海域LH20-2油田各已开发井的声波时差及其他测井数据,利用Eaton法对该构造的孔隙压力分布规律进行了预测。此外,对该地区地层的破裂压力和坍塌压力随井斜角和方位角的分布规律进行了定量分析,最终得到了各井段安全钻井液密度窗口。结果表明,油田孔隙压力分布范围在0. 98~1. 05 g/cm^3,处于正常压力系统内。并且得出,拟开发井直井段和水平段安全钻井液密度窗口依次是1. 07~1. 10 g/cm^3和1. 22~1. 25 g/cm^3。此研究可以为南海LH20-2油田拟开发井钻井液设计提供依据和参考。