现代钻探技术 - 刘彬

钻探技术具有取心质量较好、钻进深度较深等特点。但与反循环钻探技术相比,其钻进效率和时间利用率较低、劳动强度较高,不能及时了解所钻地层情况。

1.5 定向对接井技术

定向对接连通井技术(见图1)是采用螺杆钻受控定向钻探技术和水平井钻井技术,使地面相距数百米的两井,在地下数百米甚至上千米的目的层处对接,从而实现两井连通水溶对流采卤。向一口井注入淡水,另一口井就产出高浓度卤水。该技术解决了对接孔设计、对接孔钻井工艺、井眼轨迹控制技术、井眼清洗技术、井眼轨迹预测模型建立、仪器改装、误差修正及数据处理、单点及随钻定向钻井工艺和采卤工艺、对接孔钻井微机软件编制等关键技术。研制了新型钻具结构、多头螺杆钻具、具有大范围造斜率的造斜工具、新型金刚石轴承与硬质合金轴承、多种金刚石造斜钻头与复合片造斜钻头和多种专用工具[2]。

图1 定向对接连通井技术示意图

2以煤层气钻井工程为例，进行水平定向钻井轨迹设计或者欠平衡钻井工艺技术设计。

2.1欠平衡钻井技术及国内发展现状

欠平衡钻井技术就是在钻井过程中,利用自然条件和人工手段在可以控制的条件下使钻井流体的循环液柱压力低于所钻地层的孔隙压力,以实现所谓的“边喷边钻”,该种钻井工艺技术叫欠平衡钻井[3]。

国内早在20世纪50年代,四川油田就开始运用欠平衡钻井工艺技术,实现了边喷边钻的先例。20世纪80年代初,新疆石油管理局率先开发应用了欠平衡钻井工艺技术,1984年9月在红29井进行了一口泡沫钻井,随后相继开展了空气雾化钻井、充气泥浆钻井工艺技术的研究。并在克拉玛依、长庆、玉门、安塞、吐哈等油田进行了试验。由于井控设备及一些关键技术的研究均未达到现场生产的要求而未推广应用。在“九五”期间国内继续对欠平衡钻井技术进行研究攻关,1997年度共完成9口井,全部获得成功。其中四川、新疆分别完成3口;中原、长庆、塔里木各完成2口。 2.2工程实例

下文以塔里木解放128井为例，该井在井段5568.06~5750.03 m水 平井段,在地层压力系数1.194 g/cm3的条件下,采用1.02 g/cm3钻井液,有力地保证水平井段的油气层，使该井获得168t/d原油,天然气108万m3/d的高产，并对其工艺进行分析。 2.2.1工程背景简介

塔里木轮南奥陶系古潜山经过6年的勘探历程,

共有43口井钻遇奥陶

系碳酸盐岩, 其中16口井获得工业油气流,7口井获低产油气流,10口井见油

气显示,除北斜坡带外,其它各构造单元都有油气流分布。轮南潜山碳酸盐岩储集层以裂缝—溶洞型为主,为双重介质系统,发育在潜山顶风化壳中, 储层平面和纵向很不均一。基质孔隙度很低,一般在0~4.79%,平均1.05 %。晚海西期构造运动以南北挤压为主,形成大量的大小断裂和裂缝,仅在潜山主体部位就达700多条,这些裂缝储层主要在进入潜山150m以内,但横向连通性差。大多是高角度裂缝、溶蚀孔隙及溶洞发育的碳酸盐储集层[4]。 2.2.2设备配套(如图2)

专用的设备是进行欠平衡钻开碳酸盐岩地层的关键,否则,将无法保证作业安全,对于油、气产量很高的地层更是如此。

图2 设备配套图

2.2.3.欠平衡钻井工艺技术

(1)边漏边钻钻井工艺(解放128井泥浆帽钻井)边漏边钻钻井工艺是用高粘切的高密度钻井液将环空内被污染的钻井液挤压到地层中,然后关井, 钻具内用清水+胶液(密度1.03~1.04 g/cm3)作为冷却液进行边漏边钻, 井口可有回压也可没有,它取决于钻井液重力塞的密度。

①一方面由于气油比高(解放128井气/油=4804.17),所以,在采用边喷边钻时,气体逐渐膨胀,套压上升速度快且高,超出旋转控制头承压能力和处理量,无法进行连续施工;另一方面因为地层裂缝、溶洞十分发育,所钻岩屑随钻井液漏失,起下钻不阻卡,可以连续作业,因此我们在该井选择了边漏边钻工艺施工。

②注意事项:钻进过程中,及时上提钻具观察是否有阻卡现象,若发生阻卡,则放慢钻进速度;阻卡严重立即停钻。

③解放128井欠平衡钻井工艺施工简况。解放128 井钻进至5280.95 m 时,突然放空0.20m,发生井漏,经过两次桥堵和降钻井液密度解除,下入244.5 mm套管后,分别在5384.50~5389.91 m、5400.3~5 406.4 m、5436.41 m、5458.40m,钻遇了4个裂缝发育带,发生严重的井漏和井涌, 钻井液密度在1.14~1.17 g/cm3 之间找不到一个平衡点,给钻井工作带来巨大困难,主要采取了:①桥堵(19次);②柴油+膨润土(3次);③柴油+膨润土+水泥(7次);④水泥(8次)等方法进行交替堵漏,采用打一段堵一段的措施,当钻至A点时, 共漏失钻井液9956.6m3,进行了37次堵漏作业,为保证水平段施工的安全以及油气层的保护,提前将177.8mm尾管下至5490.83m ,固井后用152.4mm 钻头继续钻进,钻至井深5554.27m ,进尺61.94 m,再次发生井漏和井涌,漏失钻井2115m3,最高关井套压38 MPa。此时采用常规钻井工艺面临两大难关:一是为保护油