海上深层潜山长裸眼地层测试技术

为安全高效评价渤海油田深层潜山油气藏,从长裸眼段测试工艺、管柱、安全控制、压井技术等方面开展了细化研究。通过对比不同工艺优选出了“坐套测裸”+“生产测井”潜山测试工艺;引入RD试压阀与RD旁通替液阀,优化试压替液一体化测试管柱,在传统测试管柱的基础上增加了试压、替液的功能;选用PDF-HSD无固相测试液体系,引进含砂实时监测装置,通过控制压差有效地控制地层出砂;引进有毒有害气体实时监测技术并在流程中加装实时除硫装置,达到安全监控及除硫的目的;长裸眼段测试压井技术有效保障了施工后的井控安全。经渤海油田3口井应用,有效保障了作业安全,均达到工业油气流,成功获取地层测试资料,顺利评价所在区域油气藏。该技术为类似深层潜山长裸眼储量解放提供了借鉴思路。

长裸眼段小井眼固井技术在ZY油田的应用

随着ZY油田的裸眼段长度超过1000m的井逐渐增多,固井质量优良率保证难度大,如何在保证固井质量的前提下降本增效从而实现经济收益的增长成为固井作业的首要任务。因此,长裸眼段小井眼固井技术在固井中的应用显得尤为重要。通过在ZY油田开展长裸眼段小井眼固井技术推广应用,固井质量优良率显著提高,平均钻井周期明显缩短,井下复杂故障显著减少,实现了施工效率的提高,固井成本的降低。

塔河油田碎屑岩长裸眼段测井遇阻、卡原因分析及对策

随着塔河油田勘探开发的高质量发展,为节约中完作业时间和加快产能建设,对测井施工环节提速提效有了更高的要求。塔河油田碎屑岩长裸眼段测井施工存在测量井段长、遇阻卡风险高的特点,文章结合近年塔河油田多口碎屑岩长裸眼段测井施工井实际情况,总结不同类型的测井遇阻、卡原因,展开分析并制定对应措施,有效降低了测井施工风险,提高了测井资料获取率,对顺利完成塔河油田碎屑岩长裸眼段测井施工提供了有效支持和有力指导。

长裸眼中单根气及后效气产出层位精准定位技术及应用

渤海油田的勘探正逐步向深层、超深层迈进,深井井身结构存在裸眼段长、同一裸眼段压力系统复杂、钻遇多套油气层、压力窗口窄等特征,在油气勘探过程中,钻开油气层后,是否精准掌握地层气、单根气、后效气及气体上窜速度直接关系到现场钻井液密度调整、油气层保护及井控安全。精确定位单根气及后效气产出层位能提高现场监督决策效率,从而提高作业时效,规避作业风险,是安全钻井的前提。建立单根气及后效气组分智能化分析模型,并形成了一套精准定位单根气及后效气产出层位技术,通过精确掌握单根气、后效气及气体上窜速度,有利于指导现场优化下步作业方案,提高作业时效,有效保障井控安全。

长裸眼井段承压堵漏工艺技术

通过评价不同浓度桥塞堵漏钻井液在不同挤注压力下、不同粒径砂粒配制砂床中的堵漏能力,对长裸眼井段承压堵漏工艺进行了研究,介绍了该工艺在T914和P4-2井的应用情况。应用结果表明,采用承压堵漏技术提高长裸眼井段钻井液安全密度窗口成败的重要因素为:对漏失层的准确判定与认识,对承压堵漏钻井液浓度的选择,对挤注压力的选择与控制等;如果不能准确确定漏失层段,需采用全裸眼井段封堵的承压方法,避免因多层漏失造成的漏失层位无法判断而需重复堵漏造成的损失。

塔里木深井长裸眼扩眼技术

塔里木油田地质情况复杂 ,为了安全钻达目的层 ,对于一些复杂井要进行非常规套管程序设计 ,必须要有相应的配套钻井工艺技术。在 2 15 .9mm井眼采用扩眼技术就是为了使 193.7mm无接箍套管能够顺利下入设计井深 ,塔参 - 1井使用水力扩眼器在 2 15 .9mm井眼扩眼后 ,成功将 193.7mm无接箍套管下至 6 96 3.2 4m ,段长16 5 1.2 4m ;在秋参 - 1井使用偏心钻头扩眼 ,成功将 193.7mm无接箍套管下至 6 2 71m ,段长 2 80 0m ,2种扩眼方式均取得了较好的扩眼效果 ,着重介绍了这 2种扩眼方式的施工特点和技术要点。

AT22井盐上长裸眼承压堵漏技术

AT22井是一口长裸眼穿盐井,穿盐前需要提高盐上裸眼地层的承压能力,以利于穿盐作业时提高钻井液密度,防止卡钻等复杂情况的发生。根据地层岩性特征及承压要求,把裸眼地层分成5段,通过室内实验确定了承压堵漏浆配方。承压堵漏施工结束,筛堵漏材料后验漏,由于验漏方式的不合适,钻井液密度低(1.45 g/cm3),套管鞋处钻井液当量密度远远超过地层破裂压力当量钻井液密度,全井段验漏未能达到井底当量密度1.73 g/cm3的指标;针对套管鞋处地层进行承压施工后,钻井液密度由1.45提高至1.60 g/cm3,套管鞋处当量钻井液密度与地层破裂压力相当,全井段验漏合格,井底当量钻井液密度为1.74 g/cm3,满足了穿盐对钻井液密度的要求。

深井长裸眼复杂压力层系堵漏技术研究与应用

准噶尔盆地深井钻井大多采用长裸眼钻井技术,在同一裸眼井段,特别是在长裸眼段,经常存在喷漏同层、下喷上漏、上喷下漏、高渗透性漏失以及多压力层系性漏失等情况,给施工带来极大难度,增加了勘探开发成本。通过对该地区地质特征、地层压力系统等方面开展堵漏工艺研究,达到节约开发成本的目的。

TP267X三开制长裸眼井优快钻井钻井液技术

TP267X井为托普台2区块首口三开结构开发井,该井地质条件复杂,二开裸眼段长达5 228 m。为进一步提速提效和安全钻进,实钻过程中实施了一系列工程及钻井液措施,主要包括:通过"三低、一高、两及时"防止上部地层阻卡,优选二叠系钻井液密度,处理好井壁失稳和井漏的平衡;下部地层使用扭力冲击器配合PDC钻头快速钻进,防止井壁失稳;二开中完作业精细化操作;短半径小井眼合理调整好钻井液流变性等措施,钻井周期比设计节约20 d,较四开制邻井最大节约周期72 d,全井安全无故障,提速提效创该区块最好水平。

渤海152.4mm小井眼长裸眼段筛管完井技术

在渤海油田调整井作业过程中出现了以E15H1井为例的小井眼侧钻情况。虽然受限于老井眼Φ177.8 mm套管开窗尺寸的限制,E15H1井钻井工程中出现了Φ177.8 mm套管内开窗后Φ152.4 mm井眼段既完成着陆段,又完成水平段的情况。在这种情况下,通过完井防砂管柱优化设计、完井工序优化,利用尾管挂代替顶部封隔器、Φ114.3 mm盲管(遇油遇水膨胀封隔器封隔)+Φ114.3 mm优质筛管模式,实现了渤海湾第一口Φ152.4 mm小井眼裸眼超过1 200.0 m的水平井完井作业。

对胜利油田长裸眼定向井井眼清洁问题的几点认识

胜利油田长裸眼定向井钻井施工中常出现井眼清洁困难的情况,对井眼清洁困难的影响因素进行了分析,针对返砂困难主要是由钻屑粘附井壁造成的特点,确定了使用假塑性流体的幂律模式评价钻井液的流变性能和井眼清洁能力,得出了钻井液稠度系数K值小于0.6,适当的Φ3,合适的环空钻井液返速及短起下钻等技术措施,取得了明显的施工效果。

顺北蓬1井Φ444.5mm长裸眼井筒强化钻井液技术

针对顺北蓬1井二开Φ444.5mm长裸眼井段钻遇的三叠系泥岩地层易水化膨胀和井眼失稳,二叠系巨厚火成岩地层裂缝孔隙发育、易发生掉块垮塌和井漏等问题,研究了井筒强化钻井液技术。在分析三叠系地层井眼失稳机理及二叠系地层井漏原因的基础上,制定了防塌防漏技术对策,优选了抑制剂SMJA-1、防塌剂SMNA-1和封堵剂SMGF-1等关键处理剂,构建了强抑制强封堵钻井液体系。现场应用显示,二开钻进期间,钻井液性能稳定,泥岩钻屑棱角分明、完整度高;裸眼段井眼稳定,起下钻顺畅;钻井时间逾90d,平均井径扩大率仅4.7%。应用效果表明,以强抑制强封堵钻井液及配套施工工艺为核心的井筒强化钻井液技术,能有效解决顺北蓬1井三叠系地层井眼失稳与二叠系地层井漏的问题,并可为后续顺北区块类似井的钻井提供借鉴。

准噶尔盆地长裸眼复杂压力堵漏分析研究

准噶尔盆地深井钻井大多采用长裸眼钻井技术,在同一裸眼井段,特别是在长裸眼段,经常存在喷漏同层、下喷上漏、上喷下漏、高渗透性漏失以及多压力层系性漏失,给施工带来了极大的难度,增加了勘探开发成本。通过对该地区地质特征、地层压力系统等因素开展堵漏工艺研究,以节约开发成本。

中原油田第一口超长裸眼段井钻井液技术

文289井是一口双靶定向滚动评价井,也是中原油田有史以来裸眼段最长的一口井,该井裸眼段长达3426.44m,介绍了该井的工程简况、分析了钻井施工难点及对钻井液的要求,从钻井液的配方、维护和处理以及其它配套技术措施等方面详细地介绍了在该井的应用情况,为以后中原长裸眼段的钻井施工提供了借鉴。

塔河油田长裸眼井段聚胺钻井液研究及应用

塔河油田长裸眼井段钻井过程中井壁稳定问题突出。通过分析代表性岩样的组构和理化性能,结合现场施工情况,初步确定塔河油田长裸眼井段井壁失稳机理,提出相应的钻井液技术对策:以聚胺强抑制剂为关键处理剂,分别针对塔河油田上、下部地层特征,室内优化出2套防塌钻井液配方。其中上部地层为聚胺聚合物钻井液体系,可分别抗(质量分数)10%NaCl、5%劣土、1%CaCl_2、1%CaSO_4的污染,岩屑回收率大于75%;下部地层为聚胺聚磺钻井液,可分别抗(质量分数)5%NaCl、5%劣土、1%CaCl_2、1%CaSO_4的污染,岩屑回收率大于85%。现场应用结果表明,优化的聚胺聚合物钻井液能有效抑制上部地层的水化膨胀,试验井段平均井径扩大率为4.47%;聚胺聚磺钻井液能有效防止下部地层的剥落掉块,提高井壁稳定性,试验井段平均井径扩大率为9.42%,有效解决了长裸眼井段的阻卡、剥落掉块等问题,提高了钻井综合效益。

小井眼长裸眼侧钻水平井钻井实践

近几年,随着油气田的开采,由于地质原因、套管原因、套管内特殊作业造成事故等原因,深井小井眼开窗侧钻水平井日益增多,这项工作风险大,难度高,给钻井工作带来诸多困难。文章以塔里木一口深井小井眼长裸眼侧钻水平井LN2-H2C(Φ152.4mm井眼长达1878m,完钻井深5140m)为例,分析了小井眼长裸眼开窗侧钻水平井的钻井难点,介绍了在套管开窗、侧钻、长裸眼水平井钻井、钻井液、扩眼及完井固井方面的一些关键钻井技术,浅谈了对施工同类井的认识与建议。该井的成功钻探不仅为开发生产提供了一口高产水平井,而且为今后钻探小井眼长裸眼水平井积累了重要的实践经验。

TH12513CH井长裸眼小间隙尾管固井技术

TH12513CH井是塔河油田12区的一口侧钻水平井,完钻井深为6807.2m,井温达139℃,裸眼段长为2488m,视水平位移约为1120m,最大井斜角为32.59°,最大狗腿度为19.55°/100m。该井在钻进过程中出现多次压差卡钻,且二叠系地层在5760～5895m井段承压能力低,易漏失。为了使尾管固井一次成功,从以下3方面采取了有效措施:为了保证固井液的高温稳定性及驱替效率,选用高温稳定性好的外加剂,并在水泥浆中加入防气窜剂及短纤维,使水泥石具有低渗透性及塑性。为保证套管顺利下到位,带扶正器模拟套管刚性通井,彻底畅通井眼,对钻井液进行降黏度、降切力、增强润滑性处理,使用摩阻系数小的刚性树脂螺旋扶正器。为降低二叠系漏失风险,钻穿二叠系地层20m后用水泥浆挤堵,提高地层承压能力;使用密度为1.50g/cm3的水泥浆,降低环空静液柱压力。通过采取以上配套措施,该井段固井质量良好,达到了工程作业的目的。

定北区块长裸眼段固井防漏工艺技术

定北区块地层承压能力普遍较低,漏失层位多,水平井技套固井封固段超过4 000 m,漏失是制约定北区块固井质量的关键问题。结合地层压力数据,兼顾一、二级固井防漏需要,确定了分级箍安放位置优化方法;下套管前,先期堵漏提高了地层承压能力;设计先导稀水泥浆,保证足够的紊流接触时间,有效地冲刷了井壁虚泥饼;双速替浆方法使得替浆排量产生的动摩阻不能超过薄弱地层承压能力与环空浆柱压力之差,既满足了固井防漏需要又提高了顶替效率。该工艺技术应用于定北区块LP15H等水平井的技术套管固井,有效解决了普遍固井漏失问题,提高了固井质量。

长裸眼井钻井液技术的应用

近几年由于受投资成本等多种因素的影响,长裸眼井也越来越多,由于井身结构的改变与调整,钻井施工难度也越来越大,因此钻井液也必须在原来的基础上,结合现有的一些新型处理剂,进行优化,从而保证安全施工。结合史南油田的地层特点,优选了钻井液体系和配方,介绍了该钻井液体系的选择原则、原理和配方,室内试验评价、现场处理维护措施及在多口井上的应用情况。实践证明,该钻井液体系具有很好的抗温、抑制、防塌、油气保护性能和润滑性能等,而且该钻井液体系维护简便,性能稳定,在防止粘卡、井漏等方面具有一定的作用。

塔里木盆地顺北地区长裸眼钻井液技术

顺北地区超深井二开裸眼井段长超过5000 m。针对长裸眼井段水敏和膏质泥岩缩径阻卡、二叠系火成岩漏失和垮塌、高摩阻等技术难题,开展了钻井液体系配方优化研究。通过抑制性膨胀试验、抗盐降滤失剂优选试验、复合封堵剂屏蔽封堵试验以及复合润滑剂配比和降摩阻试验,研制了强抑制高封堵低摩阻钾胺基钻井液体系。室内试验表明,二叠系火成岩在该钻井液中的滚动回收率和线性膨胀率分别达到95.09%和1.86%,钻井液能够承受5%NaCl、2%CaSO_4和20%的钻屑污染。该钻井液体系在顺北1-2H井进行了现场试验,其长裸眼井段平均井径扩大率仅为13.55%,漏失量比顺北1-1H井降低了83.8%,复杂时间比顺北1-1H井减少了30.5 d。强抑制高封堵低摩阻钾胺基钻井液有效地解决了顺北地区长裸眼钻进技术难题,具有广阔的推广应用前景。