油田钻探技术.docx

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1、油田钻探技术安俊昊摘要：油田勘探开发过程中，选择最佳的钻井工艺技术措施，节约钻探施工的成本，安全钻穿井眼，达到优质的钻井施工质量，满足油气田开发的技术要求。研究和试验钻井提速技术措施，结合钻具的优选，缩短钻井施工的周期，提高机械钻速，达到降本增效的钻探施工目标。钻井施工过程中，采取了最有效的钻井施工程序，优化钻井工程技术措施，不断提高水平井钻探的效率，满足油田开发的经济性需要。关键词：钻井；工艺技术；探讨；效果评价1油田钻探工艺技术现状采用水平井的地质优化设计技术措施，提高水平井的设计水平，为钻探高质量的水平井提供最佳的技术支持。优化设计水平井的钻井施工参数，优化井网的布局，针对油田开发后期，

2、水平井钻井数量增多的特点，进行各种加密井的钻探施工，满足井网重新布局的需要。选择最佳的水平井段，尤其长水平井段的钻探施工，保持井眼轨迹达到设计标准，同时，提高水平井段的下套管的质量，为合理固井奠定基础。提高固井施工的质量，才能延长水平井的服役年限，降低油田勘探开发的成本，不断提高油田开发的经济效益。结合随钻测井技术措施，优化卡点位置，控制水平井的井斜角和方位角，保持各个井段的钻探施工质量达到设计的标准。采取优快的钻井技术措施，如地质导向钻井技术措施的应用，提高地质信息的利用效率。采用PDC钻探及复合钻井技术措施，不断提高钻井施工的效率。引进先进的井眼轨迹控制技术措施，避免井眼轨迹出现较大的偏差

3、。优选高性能的钻井液体系，获得最佳的钻井进尺，缩短水平井钻探施工的周期,进而降低水平井钻探施工的成本，提高吐哈油田水平井钻探施工的效益。2油田钻探工艺技术探讨1.1 油气田常规侧钻提速提效以提高侧钻钻井速度、强化轨迹控制与井身质量为目标，通过持续开展PDC钻头、螺杆及水力振荡器等关键提速工具优选；优化轨迹设计，推广强抑制低摩阻储层保护钻井液体系、强化过程管控，钻井指标显著提升。2. 2侧钻井钻井速度大幅提升针对区块、储层特点，个性化优选钻钻头，浅层区块推广选用4刀翼钻头，13mmPDC复合片，提升钻头攻击性，提高单只钻头进尺，配合95mnl.5度螺杆的钻具组合，提高造斜率，减少滑动井段；针对姬

4、堀储层较深的区块，推广5刀翼PDC,提高研磨性，减少钻头先期磨损，确保一趟钻完成，提高了钻井效率。形成不同侧钻区域侧钻施工技术模板,配套一体式斜向器等新工具，钻井速度大幅提升，油田定向井平均机械钻速提高14%以上，钻井周期由7.8天缩短至7 .1天。安塞区块水平井“一趟钻”比率达到100%,水平井整体钻井周期由13.28缩短至10.44天。图195三-l.5单弯螺杆8 .3侧钻水平井工艺日趋成熟，形成模式化施工图2三维水平井垂直水平投影图油田侧钻水平井部署在长6储层，其完钻井深平均1706.28米，平均靶前距531米，平均造斜率4.53度。地质钻井相结合，优化轨迹，从设计源头上规避了负位移，较

5、低的增斜率保证了轨迹的平滑，降低了施工难度，运用1.5度单弯螺杆+4刀翼13Innl复合片PDC钻头，为优质快速钻井提供了条件。3油田钻探工艺技术效果评价3. 1油田95mm套管固井试验效果显著为扩大侧钻完井管串容积，满足大排量高效压裂对井筒高质量的要求，提高剩余储量有效动用，2022年开展了5口95mm套管固井完井试验。采用N80型95.25mm套管，管内径82.25mm,与88.9mm套管相比，内径增大6.25mm,套管采用可回接悬挂器方式下入，后期回接到井口压裂，实现全井筒大通径管柱，抗内压强度达50MPa以上，通过现场实践，准对溢漏同存的复杂条件，形成了“小排量-高密度”的窄间隙固井工

6、艺。为提高压裂改造规模，提高单井产量提供了井筒条件。在已投产的3口井中，对比区域内同井型产量水平，95mm套管试验井，平均单日产油较周边临井增加1.87吨,平均增量94.72%o图395mm套管可回接悬挂器3.1 侏罗系储层保护钻井液试验侏罗系储层具有渗透率高、天然能量充足、孔喉结构复杂等特点，储层段钻井过程中易形成固相及液相伤害。为解决上述问题，需研发一套侏罗系储层保护钻井液体系，能有效形成暂堵层，防止外来固相、液相侵入，后期随着开发，逐渐溶解、自降解，恢复孔喉畅通。2022年在陇东、定边老油区开展了5口侧钻井侏罗系储层保护钻井液试验。采用油溶暂堵剂G325为代表钻井液保护体系，具有可变形软

7、微粒暂堵的作用，封堵率达到90%以上，70时油溶率达到76.74%,易反排，具有较好的储层保护效果。基本配方：钻井液基浆+0.51.0%降滤失剂+0.5%1.0%暂堵剂G325+1.(1.5%惰性暂堵材料。2022年先后在DB油田完成5口侧钻井的现场试验，通过优化选井方案、细化施工方案、强化现场技术应用，优质快速地完成了试验计划，现场各项评价指标良好、目前已投产3口井，平均日产油2.0吨。3.2 气田侧钻定向井试验成功，侧钻井型进一步完善针对老区块气藏分布特点，开展气田侧钻定向井试验，2022年完成气田首口侧钻定向井，下套管固井完井，钻井周期12.9天，完井周期23.75天，钻井周期比常规气田

8、定向井平均16.3天缩短了3.4天，缩短了20.8%o该井无阻流量52.4万方，目前投产稳定在4万方/天，年累计试验侧钻定向井7口。3. 4大井眼-大管柱开窗水平井取得突破首口次完成2口7寸套管、41/2套管固井完井开窗侧钻水平井，采用114.3mm套管完井，实钻水平段长1214米,创造了气田侧钻井最长水平段记录。该井型的顺利实施，提高了老井侧钻技术的适应性、拓宽了侧钻的选井范畴，进一步完善了气田侧钻技术系列，为气田侧钻规模开发提供了新的技术途经。图4178三套管开窗井井身结构图4油田钻探面临的挑战3.1 油田老区侧钻地层压力高，井控风险大侧钻开发区以注水开发为主，普遍地层压力较高，且存在局部

9、异常高压区，造成钻井过程中频繁压井，钻井材料消耗大、井控风险高；固井过程中，地层水易侵入稀释环空水泥浆，影响胶结与固井质量。3.2 井下复杂频发，制约了钻井施工效率2022年侧钻井复杂主要集中造卡钻，开窗失败等方面，分析主要原因是溢流导致钻井液性能破坏，性能难维护，井壁失稳坍塌；老井固井质量差，套管外水泥胶结差到至外环空缺乏有效支撑，开窗困难，导致挤水泥二次开窗。针对此类问题，严格落实注水井停注制度，井控风险以防为主，立足一次井控，对于高风险区域，采用旋转防喷器控压钻井，确保井控安全及带来的漏卡复杂。充分掌握前期工程测井数据，优选开窗位置，尽量避开水泥胶结差的井段开窗，确保开窗成功率。5油田钻

10、探未来发展方向在常规侧钻安全钻井与提速提效的基础上，扩大试验油田柔性杆侧钻、95mm套管固井完井、气田侧钻水平井固井完井等新工艺试验。5.1 油气区安全快速钻井在油田注水高压区块，开展方案针对性设计，根据邻井实钻资料，制定安全钻井预案，优化钻井液体系性能，平衡地层压力，降低注水高压区钻井井控风险；应用抗水侵水泥浆体系，提高注水区块固井胶结质量；开展侧钻高效PDC钻头、水力振荡器等提速工具优选、低摩阻防塌钻井液等技术研究，清扫井底岩屑、减少水平段托压与摩阻扭矩，提高钻井速度。5.2 油田USR超短半径侧钻水平井试验USR超短半径侧钻技术是采用钛合金柔性钻杆，通过高造斜率侧钻，以较短靶前位移(20

11、-30m)进入水平段钻进。裸眼或筛管完井。技术特点：斜井段较短，有配套的螺杆钻具与无线随钻测量工具，可实现对实钻轨迹的实时监测与调控。通过该技术试验，进一步完善侧钻技术系列。5.3 进一步扩大油田侧钻95mm套管固井完井工艺目前油田老井侧钻改造是在118mm侧钻井眼采用88.9 尾管固井完井，存在井筒体积小，改造效果有限的缺点。95mm套管可通过扩大侧钻完井管串内径，满足大排量高效压裂对井筒质量的要求，实现对剩余储量的有效动用，提高单井产量。2022年已完成5口井前期试验，通过已系列的技术改进，能够完成管串安全下入，固井质量合格，从产投产效果来看，具有推广前景。参考文献1邓博文.对目前石油钻井

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