中国石化超深层钻完井关键技术挑战及展望

超深层是中国石化油气勘探开发的重要增储上产领域。针对超深层勘探开发需求和高温高压及复杂地质环境带来的工程挑战,中国石化持续开展关键技术攻关,在钻完井基础理论和方法、钻完井装备、高温井筒工作液、耐高温井下工具仪器和完井测试等方面取得关键技术进展,保障了120口超8 000 m油气井的安全钻探,钻深能力突破9 000 m,助推塔里木盆地顺北大型超深油气田建设、四川盆地海相特深层油气勘探开发突破,为保障超深层油气勘探开发提供了有力的工程技术支撑。随着油气勘探开发不断向更深层推进,技术升级转型需求日益迫切,需进一步夯实理论研究基础,突破耐高温关键工具仪器和井筒工作液,加快推进钻完井工程技术向数智化转型,为保障深层、超深层油气高效勘探开发和加快技术升级转型提供工程技术支撑。

塔里木油田超深层钻井技术进展及难题探讨

当前,塔里木油田以超深特深层为代表的深地油气资源开发对满足我国经济发展需求和保障能源安全至关重要。经过数十年的探索和实践,塔里木油田创新形成了超深复杂井井身结构设计、超深难钻地层钻井提速、超深大斜度井水平井钻井、超深复杂地层钻完井液、超深复杂地层固井、高温高压井完整性、超深复杂井井控等一系列超深层钻井技术,保障深地油气勘探获得重大突破并创造多项纪录。伴随超深井数量持续增加,工程地质条件更加复杂,井下环境更加苛刻,超深层钻井过程势必面临新的工程难题和挑战,严重制约深地油气资源安全高效开发。为此,通过概括塔里木油田钻井工程技术发展历程,系统梳理了深地钻井工程技术取得的主要技术进展,并结合新的勘探开发形势与油气开发要求,指出了塔里木油田钻井工程技术从超深层迈入特深层新时期的焦点问题及攻关发展方向,为国内外深地复杂油气井安全高效钻进提供借鉴和参考。

防漏堵漏低密度水泥浆技术

跃进3-3XC井完钻井深达9432 m,水平钻进距离超过3400 m,刷新了亚洲最深和超深水平大位移井的纪录。该井地质结构复杂,施工难度大,对水泥浆性能要求高,除了高温、高压外,地层承压能力低,极易发生漏失。针对此类问题,通过研发新型功能性材料,构建了C-Lo PSD(1.30 g/cm^(3))、C-Lite STONE(1.60 g/cm^(3))与C-Hi PSD(1.40 g/cm^(3))三套低密度水泥浆体系,涵盖了中低温、高温等应用条件,并在跃进3-3XC井中成功应用,水泥浆性能满足固井需求。与之前用水泥浆体系相比,混浆效率、流变性、悬浮稳定性、水泥石抗压强度等明显提升。其中,C-Lite STONE(T_(BHC)=75℃/T_(TOC)=30℃)与C-Hi PSD(T_(BHC)=145℃/T_(TOC)=105℃)水泥浆体系在温差分别为45℃和40℃下,顶部48 h抗压强度达到8.1 MPa和14.3 MPa。跃进3-3XC井在施工期间多次遭遇漏失,通过使用自研的新型堵漏材料C-B62和C-B66,成功封堵裂缝,保证了固井施工的顺利进行。

塔东区块庆玉1井超深井优快钻井技术

随着油气勘探开发逐步从深层向超深层领域推进,塔东区块储层埋藏深,井下温度高、地质条件异常复杂,使得钻速慢、钻井周期长和钻井风险高。庆玉1井是大庆钻探工程公司在该区块钻的最深的井,为打好打成该井,开展施工难度因素分析,制定技术措施,应用高温仪器、工具、钻井液,施工参数优化等方法,研发超深井配套工艺技术,并结合现场施工要求,实现了塔东区块超深井庆玉1井的优快安全钻井。结果表明:该技术具有安全高效的优点,为深层、超深层油气的经济有效开发提供有效工程技术手段。

塔里木盆地库车山前超深气井砂垢堵塞成因及靶向解除技术

塔里盆地库车山前超深气田是西气东输主力气源地,具有超高温、超高压、高矿化度、储层裂缝非均质性强等特征,气井生产过程中砂垢堵塞问题突出,据统计最高影响气田产能达800×104 m^(3)/d。为实现超深气井高效解堵,通过气水两相结垢热力学预测模型、裂缝性储层岩石力学实验、井筒内气液固流动模拟等研究,揭示了超深气井砂垢复合堵塞成因,并形成了靶向解堵复产关键技术。研究结果表明:①“高温流动压降结垢、裂缝面破裂出砂”是超深气井出砂结垢的内在机理;②结垢固化松散砂桥形成复合堵塞是气井堵塞减产的主要原因,其中靶向除垢是解堵复产的关键所在;③靶向除垢解堵区域为井筒变径处和井周5 m内基质—裂缝系统,气井堵塞率30%~60%为最佳解堵时机;④非酸性除垢解堵液相比常用的酸性解堵液,在同级别溶垢能力的基础上,腐蚀速率降至0.49 g/(m^(2)·h),可同时满足低腐蚀和高效除垢的技术要求。结论认为,形成的超深气井靶向除垢解堵技术在塔里木盆地库车山前超深气田规模应用159井次,有效率达93.3%,累计增产天然气75.08×10^(8)m^(3),已成为西气东输主力气井快速解堵复产的“冬保良方”,可为国内外同类气田解堵复产提供技术借鉴。

超深井连续管作业技术研究进展与展望

在油气开采过程中,连续管作业因具有作业速度快、对地层伤害小、劳动强度低等优势而备受行业关注,连续管作业的研究是一个系统工程,涉及多个方面。从国内外文献发表的情况以及主要研究学者开始论述,回顾了连续管作业的发展过程,并对目前国内现有的相关成果进行了归纳总结。目前,连续管作业正处于快速发展阶段,但针对连续管在超深井应用进行的研究很有限。阐述了在超深井连续管下入性、连续管水平段延伸、连续管作业施工参数优化、连续管作业井下安全评估等方面开展的相关研究。根据超深井连续管作业研究现状,建议开展基于数智技术的连续管疲劳寿命实时预警技术、牵引器带动连续管延伸能力、耐高温工具和液体研发等方面的研究,解决连续管在超深井作业的技术难题。

无黏土水基钻井液用超支化聚合物降滤失剂的合成及性能评价

在高温条件下,聚丙烯酰胺类降滤失剂分子易发生降解,导致降滤失效果大幅下降。为此,通过超支化单体季戊四醇三烯丙基醚(APE)与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、对苯乙烯磺酸钠(SSS)共聚合成了一种耐高温的超支化聚合物降滤失剂JHPAS,以JHPAS为基础配制了一种新型的无黏土水基钻井液,分析其降滤失机理,评价其在高温、高盐条件下的流变性能和降滤失性能。结果表明:JHPAS具有很好的热稳定性,在水溶液中可形成网络结构,在无黏土水基钻井液中吸附于超细CaCO 3表面形成致密滤饼,并堵塞滤饼上的孔隙,进一步降低钻井液滤失量;构筑的无黏土水基钻井液在200℃老化16 h、饱和氯化钠盐水的条件下仍具有稳定的流变性和良好的降滤失性能,API滤失量和高温高压滤失量分别为5.5 mL和7.6 mL。研究成果有助于推动超支化聚合物在深层、超深层油藏钻井液中的研究与应用。

万米超深层油气钻完井关键技术面临挑战与发展展望

万米超深层油气科学探索是践行国家“四深”探测计划的重要任务,也是推动实现我国能源战略接替、保障国家能源安全的重要举措。现有钻井工程技术对于实现钻达万米超深层的地质目标,存在众多瓶颈难题,包括:超大吨位钻具提升、极限深度井身结构拓展、超深特深层高效破岩提速、多因素耦合井壁稳定控制、耐超高温高压井下工具等,亟需在12 000 m自动化钻机、P110钢级膨胀管、减振增能工具、超高温高压井壁稳定与钻井液降摩阻技术、耐高温螺杆、机械式随钻测斜仪等关键核心攻关突破。因此中国石油深入开展研究,并在2023年启动了两口万米深地科探井任务,进一步加速相关技术研发进程,取得阶段性成果,正逐步形成“打成、打快、打好”万米超深层油气钻井技术体系,助力我国早日实现油气工程技术制高点、石油科技高水平自立自强。

超深特深油气井固井关键技术进展

深层超深层是油气增储上产重要接替领域,正向9000 m及以上特深层迈进。针对超深特深井上部大尺寸井眼固井面临的大尺寸套管安全下入及大排量施工等技术难题,下部深层井段固井面临的高温、高压、窄安全密度窗口、窄环空间隙等技术难题,经过持续技术攻关与实践,超深特深井固井技术取得显著进步,尤其在大尺寸大吨位套管安全下入技术、大排量固井施工技术、窄安全密度窗口精细控压固井工艺技术、抗高温固井水泥浆与前置液技术、高温高压固井配套工具、提高固井密封质量配套技术等方面均取得重要进展。该套固井技术在四川、塔里木、准噶尔、渤海湾、柴达木等盆地的超深、特深井固井中进行了应用,在亚洲最深直井PS6井、亚洲最深水平井GL3C井、国内首口“八开八完”HX1井、中国石油近年最高温度井JT1井等应用效果显著。随着油气勘探开发目标日趋复杂,超深特深井固井仍面临诸多新的挑战,需持续加强超深特深井固井基础理论、超高温固井关键材料及工作液体系、高温高压固井工具及配套固井工艺等研究,为超深特深层油气勘探开发提供更强有力的技术支撑。

深井超深井钻井液技术应用现状及发展展望

深井超深井最主要的难点是深部高温以及钻进距离长,成为限制其安全快速钻井最主要因素。文章根据深井超深井安全快速钻井对钻井液的核心需求,从抗高温钻井液技术的流变性调控、井壁稳定、防漏堵漏、降摩减阻4个方面分析了钻井液研发与应用中面临的难点,并对国内外抗高温钻井液技术、高温流变稳定技术、井壁强化钻井液技术、深井超深井防漏堵漏技术和抗高温钻井液润滑技术的现场应用及研究成果进行了综述。最后对国内钻井液技术研究领域存在的问题进行分析,并从基础理论研究、新型抗高温钻井液处理剂研发、油基钻井液防漏治漏等方面对深井超深井钻井液技术发展进行展望。

深地勘探钻井技术现状及发展思考

中国深地油气资源丰富,随着油气勘探开发的进一步发展,深地领域将是中国未来油气勘探开发的主要发展方向,对保障国家能源安全具有重要的战略意义。文章通过调研国内外深地勘探钻井的发展现状,分析总结了深地勘探钻井技术中的关键技术——井身结构设计、高效破岩、钻井提速、抗高温高压测控工具、耐高温钻完井液、井筒压力精细控制、复杂故障防控、高温固井、钻井装备等在深地勘探钻井中的发展状况,并在此基础上提出了未来深地勘探钻井中有待继续攻关完善上部大尺寸井眼的钻井、多压力系统安全钻进、抗超高温井筒工作液以及抗高温高压随钻测量工具等关键技术及装备,并指明在地质工程协同发展基础上,大尺寸井眼提速、多压力系统安全钻井、高温井筒工作液、高温高压随钻测量和井下工具、完井试油技术和装备发展等关键技术及装备的攻关思路,期望为中国深井超深井钻完井技术的发展提供参考借鉴。

超深层耐高温压裂液研究进展与展望

深层/超深层油气资源是我国未来油气勘探开发和增储上产的重点突破领域。压裂是实现超深层油气高效开发的重要手段,但超深层压裂面临的苛刻条件对压裂液提出了新的挑战。现从增稠剂、交联剂和延迟交联技术三方面对超深层耐高温压裂液研究进展进行综述。回顾国内外常用稠化剂和交联剂对于提升压裂液耐温性能的发展历程,明确现有深层/超深层压裂液的耐温界限。目前在压裂液延迟交联的技术方法中依靠环境响应的延迟交联技术最具有应用潜力,但耐温压裂液仍然存在“用剂浓度高、分子结构复杂、井筒摩阻高”的问题。研发具有低伤害、高减阻、低成本的耐高温延迟交联压裂液将是超深层压裂液未来的发展方向,可为进一步完善我国深层/超深层油气高效开发压裂工作液技术提供借鉴。

库车坳陷深层盐下白垩系储集层氯盐分布模式及意义

库车坳陷克拉苏构造带盐下白垩系巴什基奇克组储集层分布了一批高产、稳产的天然气藏群,其储集层为超深、高温、超压致密砂岩储集层,孔隙度越高,氯盐含量越高,储集层视电阻率越低,储集层中氯盐的分布严重影响流体识别,其对盐下致密砂岩物性的影响较明显。利用岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、氯盐含量、常规测井曲线分析等,系统分析了库车坳陷盐下白垩系巴什基奇克组储集层氯盐的分布特征。根据氯盐含量、电阻率、氯盐来源等的差异,提出盐下储集层氯盐分布具有顶渗、侧渗和局部封存3种模式。顶渗模式与侧渗模式的电阻率仅受氯盐含量的影响,顶渗模式储集层氯盐含量呈垂向分带特征,随氯盐含量的降低,电阻率升高;侧渗模式储集层氯盐含量呈横向分带特征,电阻率自构造带边缘向中心表现出由高到低再升高的趋势;局部封存模式电阻率受应力和氯盐含量的共同影响,氯盐含量分布具有偶发性,电阻率变化幅度大。根据测井响应特征划分了各模式的分布段序列,顶渗模式自上而下发育盐层段、泥岩封隔段、饱和氯盐强影响段、未饱和氯盐强影响段、未饱和氯盐影响过渡段和氯盐未影响段;侧渗模式在顶渗模式基础上多发育过饱和氯盐影响段;局部封存模式从上到下划分为盐层段、泥岩封隔段、强挤压应力氯盐未影响段、氯盐应力混合影响段和氯盐应力未影响段。

深层超深层钻井液技术研究进展与展望

系统论述目前国内外深层超深层钻井液技术研究进展,分析存在的关键问题并提出未来发展方向。针对深层超深层复杂油气层钻井过程中面临的高温高压高应力、裂缝发育、井壁失稳、钻井液漏失等问题,国内外学者研发了深层超深层抗高温高盐水基钻井液技术、抗高温油基/合成基钻井液技术、储层保护钻井液技术以及钻井液防漏堵漏技术,但仍存在抗高温高压和高应力能力不足、井壁易失稳以及钻井液漏失严重等关键问题。由此提出未来深层超深层钻井液技术的发展方向:(1)抗高温高盐水基钻井液技术需致力于提升高温稳定性,改进流变性能,强化滤失量控制,提高与地层的相容性。(2)抗高温油基/合成基钻井液技术需在高温稳定剂、流型调节剂等低毒易降解的环保型添加剂和相关配套技术方面进一步攻关。(3)储层保护钻井液技术应致力于新型高性能添加剂和材料的研究,通过引入先进的传感器网络和人工智能算法,完善实时监测技术。(4)钻井液防漏堵漏技术应更加注重智能化技术的集成与应用、高性能堵漏材料的研发与应用、多元化堵漏技术与方法的探索以及环境保护与安全生产意识的提高。

塔里木盆地超深小井眼定向钻井提速提效关键技术

针对塔里木盆地台盆区超深小井眼定向钻井机械钻速低、钻头使用寿命短、常规螺杆钻具脱胶脱扣、钻井液稳定性差和产层喷漏同存等难题,研究形成了塔里木盆地超深小井眼定向钻井提速提效关键技术。以标准行程钻速和钻头进尺为指标,采用统计分析法优选了适用于目的层的ϕ149.2 mm/ϕ165.1 mm KS1352DGRX型钻头和ϕ120.7 mm KDM1062TR型钻头;对比国内外抗高温螺杆现状,确定了井底温度低于180℃时推荐使用国产抗高温螺杆,高于180℃时推荐使用全金属螺杆或进口耐高温螺杆;采用理论分析结合数值模拟的方法,优化设计了小尺寸降摩减阻工具,并优化了其安放位置;优选抗盐高温高压降滤失剂和抑制剂,研选除氧剂等,制定合理pH值调控和钙离子补充措施,形成了抗温200℃钻井液;分析了顺北油气田产层钻进喷漏同层的特点,确定了“降密度+井口控压+优化排量”的井控基本原则。塔里木盆地5口井应用了超深小井眼定向钻井提速提效关键技术,小井眼段平均机械钻速提高了113.24%,平均井径扩大率5.57%,平均钻井周期缩短了35.03%,均未发生井下故障和复杂情况。超深小井眼定向钻井提速提效技术为塔里木盆地勘探开发提供了技术支撑。

顺北油气田超深井分段完井技术

顺北油气田储层发育多条断裂,每个断裂内有一条或多条栅状储集体,储集体间分隔性强,需要通过分段改造动用多个断面储集体,提高油气井产能。为此,通过优化橡胶材料的配方、硫化工艺和完井工具的机械结构,研发了耐高温高压的大扩张比裸眼封隔器、投球分级滑套、压差滑套、完井封隔器等分段完井用关键工具。基于两性离子酸用稠化剂和有机–无机抗高温双重交联剂,研制了抗高温交联缓速酸;利用压裂液和酸液的黏度及密度差异,形成了远距离沟通深部酸压工艺。在研发关键完井工具、高温酸液、酸压工艺的基础上,基于地质工程一体化理念,研究形成了顺北油气田超深井分段改造完井技术。顺北油气田12口井应用了该技术,应用结果表明:裸眼封隔器、投球分级滑套和压差滑套耐温180℃、耐压90 MPa,分段级数可达5级;交联缓速酸耐温180℃,黏度提高2倍以上,酸岩反应速率降低20%以上,酸液穿透距离由100 m提高至120 m;现场应用分段级数最高达到4级,封隔器下深达8833 m,应用温度最高达182℃;压后折算产量同比邻井平均提高20%,SHB4-5H井等3口井达到日产油量超过千吨,实现了少井高产。

超深井高密度抗高温钻井液研究与应用

通过引入科研产品两性离子降滤失剂XNPFL-1和纳微米封堵剂,优选高温钻井液体系材料,得到高密度抗高温钻井液体系配方:3%基浆+5%氯化钾+0.3%聚丙烯酰胺钾盐+0.6%聚胺抑制剂+3%降滤失剂XNPFL-1+3%天然高分子复配物JNJS220+3%井壁稳定剂HQ-10+3%纳微米封堵剂+3%超细碳酸钙+5%RH_(2)20+0.5%减磨剂(加重至2.1g·cm^(-3)),室内评价结果表明高密度抗高温钻井液体系综合性能良好,在超深井仁探1井中成功应用,克服了该井小井眼段温度高、井壁易失稳、盐水污染、酸性气污染等技术难题。

深层超高温致密碳酸盐岩储层缝网酸压技术优化——以杨税务潜山为例

深层超高温致密碳酸盐岩储层具有埋藏深、温度高、闭合应力高以及非均质性强的特点,常规酸压工艺有效作用距离短、裂缝导流能力下降快,压后产量差异大、措施有效性差等诸多难题。通过室内岩心实验和软件模拟,开展储层地质特征分析、缝网可行性评价、酸压方案优化设计等研究,分析天然裂缝、岩石力学特征、矿物组成、脆性指数以及水平应力差等因素,评价复杂“缝网”形成条件,最终形成了大排量滑溜水造缝、大规模清洁酸扩缝、加砂支撑保持长期裂缝导流能力的缝网酸压技术;同时,以“最大化改造体积”为目标,模拟优化施工排量、用液强度、用酸强度、支撑剂用量等参数。该技术在杨税务潜山应用3口井,平均日产气24.3×104 m 3,日产油39.49 m 3,实现深层潜山气藏“少井高产”高效开发,对深层超高温气藏的效益开发具有技术指导意义。

塔里木油田富源井区深井超深井抗240℃高温钻井液体系研究

深井超深井的勘探开发已逐渐成为油气开发的主要对象,钻井液是深层超深层钻完井工程的核心技术,是钻井成功的关键之一。本文通过分析塔科1井的技术难点,对水基钻井液的降滤失剂、沥青封堵剂、抗高温抑制剂以及抗高温颗粒封堵剂进行了优选,形成了一套抗240℃高温的水基钻井液体系;并对钻井液体系进行评价。实验结果表明,钻井液体系在240℃高温下具有良好的流变性和降滤失剂性能,满足塔里木油田深井超深的钻井需求。

耐240℃超高温高密度钻井液探索性实验研究

随着深部油气、高温干热岩勘探与深地探测战略实施,钻井液长期处于高温高压恶劣环境,超高温高压下水基钻井液性能稳定性是超高温井钻探的一项关键技术。分析了超高温科学钻探工程钻井液面临的技术难题,提出了耐240℃超高温高密度水基钻井液配方的设计思路。采用单因素法,优选了耐240℃超高温高密度水基钻井液用关键处理剂。利用不同高温处理剂的协同增效作用,初步研发了一套抗温240℃、密度2.0 g/cm^(3)的超高温高密度水基钻井液配方。研究结果表明,经240℃老化16 h后,最优配方的钻井液具有良好的流变性和降滤失性能,其表观粘度变化率<30%,180℃高温高压滤失量≤24 mL。