西部钻探哈国高难水平井17天完钻

2019年12月水平井钻井完井复杂情况处理实践与认识梁栩吴占关朱天龙马海龙（西部钻探吐哈井下作业公司，新疆鄯善838200）摘要：部分水平井钻井结束后采用裸眼封隔器和滑套、浮箍浮鞋进行完井。

在技术套管内下封隔器过程尤为重要，操作不慎易造成封隔器遇阻或提前丢手坐封，严重影响水平井的正常完井，情况严重的会造成新井报废，带来无法估量的损失。

关键词：复杂情况；处理某井是三塘湖油田的一口开发水平井，在下入8级裸眼封隔器和8级滑套、浮箍浮鞋及4½"套管工具串过程中，顶部悬挂封隔器进入7"技术套管2.5m后遇阻并坐封。

严重影响该井的正常完井，这种在井口遇阻并卡钻，在钻井以及修井施工中都是非常罕见，处理难度高，风险非常大，稍有不慎就会造成全井报废，损失很大。

现场技术人员通过倒扣、打捞、倒划眼等技术手段解决了该井复杂情况，确保了该井钻井顺利完井。

也为今后类似复杂情况的解决提供了技术支持。

1复杂情况处理的难点（1）坐封的悬挂封隔器是双向卡瓦无解封机构的封隔器，封隔器坐封在第一根技术套管内。

封隔器在套管头平面以下2.5m处，封隔器下卡瓦在3.57m处；第一根7"技术套管为短套，长3.86m。

有可能在抗拉强度内无法将套管拔出一定高度，无法取出卡瓦牙和锥体。

（2）全井管串结构复杂，分8段裸眼封隔器压裂。

悬挂封隔器下接管柱长1240.74m，管柱重量为13t。

目前管柱结构为悬挂封隔器+4½"套管108根+8级裸眼封隔器（7"技术套管内挂入4½"套管）。

在倒7"套管扣过程中，可能导致4½"套管和工具串落井。

（3）由于7"套管内坠有4½"套管，倒扣时上提吨位比较难控制，倒扣后可能存在丝扣损坏，导致连续倒7"套管，或回接后可能存在对扣不正，试压不合格的风险。

（4）7"套管内坠有4½"套管，倒扣时上提吨位比较难控制倒扣吨位，有可能倒出表层套管，造成下步工序复杂化。

中国石油集团西部钻探工程有限公司文件西钻公司〔2015〕100号关于印发《西部钻探工程有限公司井控风险分级管理制度》等五项管理制度的通知各单位、机关各处室：现将新制定的《西部钻探工程有限公司井控风险分级管理制度》、《西部钻探工程有限公司重点井处级责任人制度》、《西部钻探工程有限公司井控专家挂点制度》、《西部钻探工程有限公司溢流发现与处置管理制度》、《西部钻探工程有限公司承包商井控管理制度》等五项井控管理制度印发给你们，请遵照执行。

西部钻探工程有限公司1 / 222015年7月24日西部钻探工程有限公司井控风险分级管理制度第一条为深入践行“积极井控”理念，落实井控风险管控责任，抓实一次井控，保障井控安全，依据集团公司《关于井控风险评估报告的有关要求》（工程函字〔2007〕30号）、《中国石油天然气集团公司钻井队资质审核标准（修订版）》（中油资质委办〔2014〕20号）、《西部钻探工程有限公司井控管理规定》等文件要求，制定本制度。

第二条本制度包括管理职责、评估内容、分级标准、管控责任等方面内容，适用于公司钻井、井下、测试及相关技术服务作业。

第三条管理职责（一）井控管理中心职责1. 负责公司井控风险评估分级管理工作；2．负责审查公司重点井月报、周报，监督落实处级负责人制度、井控专家制度及动态跟踪管控；3．负责检查督促本制度在各单位的执行落实。

（二）钻井公司、井下作业公司、试油公司、海外项目部职2 / 22责1. 负责本单位井控风险评估分级管理工作；2．负责开展井控风险评估，制定井控措施；3．负责落实井控风险管控责任，确定重点井处级责任人，指定单井（重点井、一级风险井）及区域（二、三级风险井）井控挂点专家；4．根据井控风险级别，组织相应施工队伍与井控装备；5．按时上报本单位重点井月报、周报。

（三）相关技术服务单位职责1．负责技术服务作业井控风险分析，制定井控措施，明确井控责任，向钻井队及其他相关方进行技术交底及风险提示；2．负责组织符合井控技术标准的专业服务人员、装备、仪器与工具。

准噶尔盆地风城油田重32井区FHW12075水平井完井作业技术总结项目名称：FHW12075井完井技术服务承担单位：西部钻探克拉玛依钻井工艺研究院承担井队: 博达2队起止时间：2010年6月2日～2010年6月3日技术负责人：翟亚锋项目负责人：翟亚锋编写人：翟亚锋施工人：翟亚锋审核人：审批人：西部钻探克拉玛依钻井工艺研究院二零一零年六月目录1、FHW12075水平井简介 (1)2、中完简述 (1)2.1 基本数据 (1)2.2 水泥浆配方及性能 (1)2.2施工经过 (1)2.4 FHW12075中完套管数据表 (2)3、完井施工简介 (3)3.1泥浆性能 (3)3.2完井井身结构 (3)3.3完井方式 (4)3.4管串结构 (4)3.5 Ф168.3mm 精密冲缝管数据 (4)3.6工具性能参数表 (4)4、完井技术措施及施工情况 (5)4.1 技术措施 (5)4.2 井队准备工作 (5)4.3 施工情况 (6)5、认识与体会 (6)6、FHW12075水平井完井管串数据表 (7)1、FHW12075水平井简介2、中完简述2.1 基本数据中完设计井深：346m 实际井深：346m井身结构：表层套管Ф339.7 mm×57.05m 中完技套Ф244.5 mm×344.16m 钻井液性能：密度：1.22g/cm³粘度：60s2.2 水泥浆配方及性能2.2施工经过下管串时间：2010年5月31日2:00～6:00,扶正器下入个数：共12个，7个刚性扶正器，5个弹性扶正器，安放位置见附表。

洗井时间：6:30～7:00 泵压：2MPa注水泥时间：7:45～8:00，注入水泥浆14 m3，水泥浆平均密度：1.90g/cm3，排量V=1.0m3/min;替浆时间：8:05～8:20，替清水12.8 m3，排量V=1.2～0.6m3/min，水泥返出井口，放回水正常，碰压由3MPa升到12MPa，放回水正常，敞压侯凝。

新疆哈山区块浅层阶梯水平井钻井技术X张学光(胜利渤海钻井新疆分公司,山东东营　257200) 摘　要:随着油田勘探开发的不断深入及水平井钻井技术的不断发展,利用一口阶梯水平井实现一井多采,不仅可以节约钻井投资,而且能提高单井产能及采收率。

浅层阶梯水平井施工难度较大,随着水平井位移的加大以及阶梯轨迹的实施,钻进和下套管作业过程中,会出现不能正常导向钻进和下套管困难、甚至套管不能下到预定井深的情况。

本文介绍了哈浅1-平1井阶梯水平井的施工难点及技术措施,对今后该类井的施工具有一定的借鉴。

关键词:浅层阶梯水平井;位垂比;井眼轨迹控制;固壁润滑;通井措施 中图分类号:T E243+.1 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)08—0110—021　地质工程概况哈浅1-平1井位于准噶尔盆地中石化北缘1区块西南端。

地理上位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市乌尔禾区西北部,钻探目的是进一步评价哈浅1井区侏罗系八道湾组1砂组储层产能状况。

该井实钻设计井深854.29m ,垂深342.55m ,最大水平位移641.29m ,最大井斜90.16°,造斜点垂深57.26m ,A 、B 靶垂深336.50m ,A ～B 靶间水平距离139.53m ,C 、D 靶垂深343.00m ,B ～C 靶间水平距离111.80m ,C ～D 靶间水平距离97.45m 。

导眼开钻5660.4mm 钻头钻至井深35m ,下入5508mm 导管34.86m ,一开5346.1mm 钻头钻至井深井深254m ,井深55m 定向,一开完井斜40°,下入U 273.1mm 表层套管253.18m ,二开5241.3mm 钻头钻至井深854m ,下入U 177.8mm 油层套管842.26m 。

施工时,要求A 、D 靶点纵向摆动不超过0.5m ,横向摆动不超过5m 。

哈浅1-平1井实钻设计数据和实钻数据见表1、表2。

88肯基亚克盐下油田地处滨里海盆地东缘的乌拉尔-恩巴盐丘构造带中部的肯基亚克鼻状隆起。

该油田是中石油阿克纠宾油气股份公司在哈国境内主要勘探开发区域。

2010年该油田更改为四层小井眼水平井裸眼完井后，截至目前累计完成近10口不同类型水平井施工，其中近两年完成的H8088和H8089井均为石炭系目的层（149.2mm）小井眼水平井，水平段长450~550m，两口井的顺利完钻，为该油田水平井钻井施工提供了宝贵经验。

1 工程地质概况盐下油田主要井身结构如下：导管：¢660.4m m ×210m +¢508m m ×210m ，一开：¢444.5mm×1200m+¢339.7mm×1200m，二开：¢311.2mm×3720m+¢244.5mm×3720m，三开：¢216mm×4600m+¢177.8mm×4600m，四开：¢149.2mm×5150m+¢142mm完井管串肯基亚克盐下油田自上而下分别钻遇第四系、白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系和石炭系；地层岩性主要为泥岩、砂泥岩、石膏、盐岩、石灰岩和白云岩为主。

下二叠系孔古阶盐层P1Kg下部地层存在大段盐层、纯石膏层和高压油气层，且过渡带存在风化壳残积层，地层微裂缝、裂缝发育，高低压同层，导致漏、喷、卡、塌等复杂事故频发。

2 钻井液技术难点（1）上二叠统巨厚含膏泥岩和盐膏层，钻井液极易受到石膏污染，造成钻井液黏度、切力与滤失量升高，钻井液流变性能变差，导致钻头泥包和地层蠕变缩径，极易造成遇阻和卡钻等复杂情况[1]。

（2）下二叠统孔古阶盐层P1Kg下部地层存在大段盐层、纯石膏层和高压气层，钻井液密度大，流变性调控难度大，易压差卡钻。

（3）三开高压油气水活跃，断层及风化壳裂缝性地层易发生失返性漏失，高低压同层，钻井液密度窗口窄，防漏堵漏难度大。

DX1709小井眼侧钻水平井轨迹控制技术研究与实践发布时间：2022-05-06T02:27:26.292Z 来源：《科学与技术》2022年2期作者：李峰，树平，地力木拉提·热西提，那春雨，邹明[导读] DX1709井是为了提高滴西14二叠系梧桐沟组下气层产能和储量动用李峰，树平，地力木拉提·热西提，那春雨，邹明中国石油西部钻探井下作业公司摘要：DX1709井是为了提高滴西14二叠系梧桐沟组下气层产能和储量动用，而进行的一口侧钻水平井。

但由于地质条件复杂，井眼小，水平位移长，钻井难度较大，定向井钻井过程中存在机械钻速慢、钻压传递困难、井眼轨迹控制难度大等问题，限制了定向井在开发钻井中的效益。

通过研究分析该区域地质特征、钻井难点以及已钻邻井情况，制定了相应的技术对策，在该井的应用取得了较好的技术效果，为该区域侧钻水平井单井安全提速创效工作积累了经验，对于其它类似区域也具有很好的借鉴意义。

关键词：水平井；技术难点；轨迹控制；提速一、区域地质概况滴西地区梧桐沟组气藏位于准噶尔盆地陆梁隆起东南部的滴南凸起西部，该区二叠系梧桐沟组地层与上覆三叠系百口泉组地层整合接触，与下伏石炭系地层呈不整合接触，自下而上分为梧一段（P3wt1）和梧二段（P3wt2）两个亚组，其中气层分布在梧桐沟组一段（P3wt1），地层分布稳定，厚度在60m～80m左右（见附图5）。

DX1709井是滴西17石炭系气藏部署的一口开发井，位于滴西176岩体西北部。

2014年4月4日开钻，6月10日完钻，完钻井深3800m，完钻层位石炭系巴山组。

该井二叠系梧桐沟组和石炭系均见油气显示，其中二叠系梧桐沟组钻遇储层岩性主要为灰色细砂岩，电测解释气层2段6.6m，石炭系巴山组钻遇储层岩性主要为玄武岩，电测解释气层5段32.6m。

2014年7月~8月该井在石炭系巴山组、二叠系梧桐沟组试气，试气结论分别为“含气水层”和“气层”。

滴西14二叠系梧桐沟组气藏东部试气结果显示，DX1709井日产气仅1.856×104m3。