四川全过程欠平衡钻井技术及典型井例

四川全过程欠平衡钻井技术及典型井例第一页，共71页。汇报内容一、四川欠平衡钻井公司简介二、高效勘探开发需要二、四川欠平衡钻井技术发展三、典型井例四、下一步攻关建议第二页，共71页。一、公司简介第三页，共71页。中国石油（一）简介四川欠平衡钻井公司是集科研、服务于一体的专业化技术服务公司，主要致力于欠平衡钻井工艺技术研究及配套装备的研制，并为国内外油气田提供从论证、设计到现场服务及设备加工、租赁等服务。公司于2000年在中国油气井灭火公司基础上组建，在井控、抢险、气层欠平衡钻井和处理井下复杂方面具有独特优势，具有一批经验丰富的从事科研和欠平衡钻井现场技术服务的专业技术人员和操作人员。第四页，共71页。中国石油（二）公司规模公司现有员工100多人，旋转控制头等欠平衡钻井关键装备16套，产层欠平衡钻井作业队伍10支；不压井起下钻装置3套，不压井作业队伍3支。拥有1200m3/min的空气钻井设备、210m3/min氮气钻井设备，气体钻井作业队伍5支。是国内规模最大的欠平衡专业化公司之一。先后在四川、吐哈、塔里木、冀东、中石化西南局、华北局、中海油渤海油田、缅甸、哈萨克斯坦、伊朗等国内外多个油气田进行了技术服务。第五页，共71页。（三）技术优势和特点自主研发了旋转控制头、不压井起下钻装置为代表的欠平衡钻井系列配套装备，拥有六项国家专利；具备国内独具特色的全过程欠平衡钻井作业（30多井次）；目的层欠平衡施工（220多井次）国内最多，气体钻井施工（100多井次）国内最多，占全国欠平衡钻井累计总数的60％以上。第六页，共71页。1999年至2006年，四川共开展218井次欠平衡钻井，全过程欠平衡钻井48井次，获工业性油气流41口井，累计获测试产气435×104m3/d、产油143t/d。第七页，共71页。截至2006年底共进行气体钻井109井次，其中天然气钻井15井次、氮气钻井31井次，柴油机尾气钻井3井次，空气钻井60井次（干气44井次、充气4井次，空气泡沫12井次）。第八页，共71页。四川欠平衡钻井取得了良好的技术经济指标国内第一口全过程欠平衡钻井完井：2002年7月，邛西3井国内第一口全过程天然气钻井：2003年2月，井浅2井国内第一口气体钻水平井：2004年6月，白浅111H井第一口带压下尾管、电缆传输射孔完井：2004年5月，邛西6井国内天然气钻井井深最深（3760.71m）；国内气体钻井天然气产量最高(60×104m3/d)：2004年7月，平落19井国内第一口氮气钻井：2005年4月，七北101井国内气体钻井井深最深井：2006年7月，中石化西南局大邑1井氮气钻井，4775.56m2006年8月，塔里木油田满东2井，6200m第九页，共71页。二、高效勘探开发的需要第十页，共71页。碎屑岩储层特点川渝地区中上部地层碎屑岩分布面积约9万平方千米，仅上三叠统天然气总资源量达9065亿立方米，占盆地天然气总资源量的16.96%，主要聚集在盆地中西部（占90.39%），而已探明不到5%，碎屑岩的勘探开发潜力大。第十一页，共71页。碎屑岩储层特性低孔、低渗致密砂岩储层平均孔隙度：1.2%～13.5%平均渗透率0.01～0.45md储层非均质性强，物性纵横向上差异大储层有效性取决裂缝发育程度，属裂缝—孔隙型储层储层含水饱和度普遍较高大于50%，平均60%～70%第十二页，共71页。碎屑岩储层勘探开发存在的问题在钻井、试油过程中易受损害且难以逆转储层的泥质含量高，一般为4~7%主要伤害是水敏和固相伤害使用常规开采技术不能有效经济开发第十三页，共71页。碎屑岩储层勘探开发存在的问题浅层至中深井段的井漏严重：处理井漏或因井漏带来的复杂时间占钻井总时间的8～10%，甚至个别井因井漏复杂导致报废;大量坚硬地层：钻井速度极低，严重制约了勘探开发进程。第十四页，共71页。井漏、卡钻等工程难题易损害且难逆转发展欠平衡钻井技术机械钻速极低难题井漏、漏喷同存、压差卡钻等工程难题第十五页，共71页。三、近年来四川欠平衡钻井的发展第十六页，共71页。发展阶段（2001年～2002年）起步阶段（1999～2001年）近几年四川欠平衡钻井技术发展阶段：应用与深化拓展阶段（2003年～至今）第十七页，共71页。1999年～2001年发展阶段跟踪国外技术总结前人经验结合碎屑岩储层特征开展装备和工艺研究14井次现场试验理论缺少系统研究现场实践少以及时发现为目的，取得一些成功经验，无重大突破◆◆◆◆◆◆◆◆◆装备可靠性、安全性和适应能力较差第十八页，共71页。系统的部署和实践深化理论研究加强装备研制开展工艺技术攻关理论上取得系统研究成果装备自主研制取得重大进展观念彻底改变：全过程欠平衡钻井技术—欠平衡钻井技术的重大突破。现场试验取得邛西构造勘探重大突破◆◆◆◆◆◆2001年～2002年发展阶段◆第十九页，共71页。全过程欠平衡钻井规模应用全过程欠平衡钻井工艺进一步完善欠平衡完井取得突破发展了气体欠平衡钻井技术发展了欠平衡水平井技术运用压力控制钻井处理工程复杂◆◆◆2003年以来应用与深化拓展阶段◆◆◆第二十页，共71页。欠平衡钻井的核心技术欠平衡取心不压井起下钻不压井测井欠平衡钻井欠平衡钻水平井不压井完井欠平衡钻井核心技术第二十一页，共71页。不压井起下钻技术井下套管阀强行起下钻装置第二十二页，共71页。不压井测井、射孔技术

据欠平衡钻井工艺技术特点，设计了带压测井的井口电缆防喷装置，研发了相应的测井、射孔工艺技术，攻克了欠平衡条件下的负压射孔技术难题，形成了全通径射孔工艺技术、模块式射孔枪锚定射孔工艺技术和井口带压电缆输送射孔工艺技术三项欠平衡配套的射孔工艺技术。近来发展了气体钻井测井技术。第二十三页，共71页。欠平衡完井技术欠平衡完井的方式：①带压下油管先期裸眼完井②带压下特殊衬管完井下尾管不固射孔完井暂堵衬管完井（承压10MPa，30～80˚C热熔系列）非透式膨胀筛管完井第二十四页，共71页。非透式可膨胀筛管套管引鞋

胀管器

非透式膨胀筛管完井

膨胀筛管第二十五页，共71页。欠平衡完井技术③用井下套管阀下常规衬管对下部管串要求不高，操作简单使用后不回收，成本较高未经高压高产油气流检验，可靠性有待进一步提高（四川4井）上下舌板压力监测下舌板高压情况下打开的问题第二十六页，共71页。形成了气体钻大斜度井、水平井技术井名井型循环介质水平段长(m)完井方式白浅111H水平井尾气+天然气245裸眼中75井大斜度定向井天然气110.5裸眼包浅4-x2大斜度定向井天然气515裸眼包浅4-x4大斜度定向井天然气582裸眼塔15-H1水平井氮气254.58裸眼塔19-H1水平井氮气111.67裸眼第二十七页，共71页。初步形成了处理工程难题的压力控制钻井技术第二十八页，共71页。公称通径：Φ230、Φ280、Φ350mm动密封压力：3.5～17.5MPa静密封压力：7～35MPa主要特点：1、液压卡箍连接操作2、连续循环冷却润滑系统3、易于检修10.5MPa旋转控制头欠平衡钻井装备与工具第二十九页，共71页。为了满足不压井起下油管的需要，新研制了适用于Φ73mm和Φ60.3mm油管的自封头胶芯。使用寿命：起下油管串长度≥7000米。胶心定压接头第三十页，共71页。60吨不压井起下钻装置15吨不压井起下钻装置引进S-15撬装式不压井起下装置第三十一页，共71页。ZCQ2/3真空除气器工作介质：钻井液工作真空度：26.7～60kPa（200～450mmHg）最大钻井液处理量：3m3/min工作真空度时排气量：1.65m3/min除气室容积：2.5m3重量：3T第三十二页，共71页。中国石油不压井带压测井装备液气分离器专用大通径节流管汇第三十三页，共71页。开发研制的配套自动点火及防回火装置防回火装置第三十四页，共71页。四相分离器第三十五页，共71页。中国石油引进配套了气体钻井装备空压机制氮机增压机空气锤雾化泵第三十六页，共71页。四、典型井例第三十七页，共71页。实例1：充深1井－促进了全套欠平衡钻井技术的发展3.7×104m3/d0.55t/d0.3×104m3/d00.98×104m3/d0.2t/d压井、完井后气油

四川油气田于1997～2001年开始试用欠平衡钻井技术，在提高勘探发现方面取得了显著成就，但在开发井增加产能方面未有建树。典型实例为充深１井。第三十八页，共71页。实例2：国内全过程欠平衡钻井完井的第一口井—邛西3井邛西构造勘探简史

该构造的勘探始于80年代初，1982年地震勘探发现邛西潜伏高点，九十年代初查明邛西构造的基本形态，2000年进一步落实了邛西构造的形态和构造细节。九十年代初，美国德士古公司携先进技术、投入巨资在此地区进行风险勘探，先后在该构造钻探邛西1井、邛西2井，均见有油气显示，但测试未获工业气流，最终空手而归。第三十九页，共71页。

邛西3井是以须二段为目的层的一口预探井。该井215.9钻头钻至井深3487m，下177.8mm油层套管下至须二顶部（3477m)固井后，于2002年6月1日采用Ф152mm的钻头在3487.00～3572.00m井段实施欠平衡钻井，于2002年6月18日完钻。后成功实施了欠平衡取心、不压井起下钻、不压井测井、不压井下油管，在国内首次实施了全过程欠平衡钻井作业。使用了自制的欠平衡主要设备，经受了高压、高产气流的考验。第四十页，共71页。邛西3欠平衡钻井实钻井身结构第四十一页，共71页。井口装置及地面布置第四十二页，共71页。不同井深入出口钻井液密度、地层压力当量密度、井底ECD情况

第四十三页，共71页。

及时直观地发现3个气显示段：

①3487.00～3488.80m；②3494.00～3496.71m；③3526.00～3528.00m。完井后用31.8mm孔板测试，获45.673×104m3/d的高产气流，无阻流量77.476×104m3/d。第四十四页，共71页。

利用全过程欠平衡钻井完井技术在邛西3井、邛西4井、邛西6井和邛西10井获得了高产气流，取得了邛西构造勘探开发的重大突破，获得邛西构造控制储量263亿立方米，提高了对整个川西南部地区的地质评价，大大促进了川西前陆盆地的勘探进程。。

T3x2T3x2T3x2T3x2T3x2T3x2-1目的层位390535353852357239004450井深(m)1.131.131.221.241.131.13地层压力系数1.07-1.121.07-1.121.18-1.191.19-1.221.33-1.341.35-1.36钻井液密度(g/cm3）-0.06～-0.01-0.06～-0.01-0.04～-0.03-0.04～-0.020.20～0.210.22～0.23密度附加值(g/cm3）特殊衬管特殊衬管衬管先期裸眼射孔射孔完井方式5427.389.3445.670.520.07测试产量(104m3/d）邛西10邛西6邛西4邛西3邛西2邛西1井号完井试油完井试油完井试油完井试油江斯顿测试完井试油备注第四十五页，共71页。实例3：井浅2井—国内第一口纯天然气全过程欠平衡钻井的井该井在1238～1532米采用纯天然气欠平衡钻进，实施不压井起下钻和下油管后裸眼完成，发现2个气显示段，完井测试产量5.28万立方米/天，而同井场的井浅1井用常规钻井方式酸化后仅获气1840立方米/天，首次在该构造须家河组获得工业性气流，实现了该构造须家河组油气勘探开发的重大突破。

第四十六页，共71页。实例4：平落19井气体钻井完井大幅度提高了单井产量平落19井与同一构造上生产井产量对比表井号套压（MPa）气产量（104m3/d）平落2井10.7013.05平落8井12.008.27平落17井9.4012.70平落18井16.5012.76平落19井14.8447.27第四十七页，共71页。从式井组三维井身轨迹示意图实例5：白浅111H井—国内第一口气体钻水平井第四十八页，共71页。四川西部白马—松花构造的蓬莱镇组储层，是一类典型的强水敏性致密砂岩气藏。储层低孔、低渗、细孔、细喉、孔隙内富含各类水敏性粘土矿物。这些特征使储层具有强烈的吸水能力，水侵后的水锁和粘土矿物水化、膨胀、分散，最终使渗透率几乎降为零（储层原始渗透率0.1至0.5md）。第四十九页，共71页。把气体钻井和水平井技术相结合，在仅4米的产层水平钻进245m（1080～1325m），并以全过程欠平衡方式顺利完井，准确中靶，产量比同场丛式井白浅109H井提高了20倍，较定向井白浅108井提高了7倍多，为勘探开发白马－松华构造打开了突破口。柴油机尾气、天然气钻井装置第五十页，共71页。泥浆钻大斜度井泥浆钻直井泥浆钻水平井气体欠平衡钻水平井第五十一页，共71页。川中磨溪构造香溪群地层厚度大（厚达450m~600m）、可钻性差、地层压力较高，偶遇天然气，钻井液密度高（1.5g/cm3左右），是磨溪提高钻速的拦路虎。采用了欠平衡钻井技术钻过香溪层的技术措施，机械钻速是常规钻井机械钻速的2.2～5.8倍。昔日在磨溪气田打一口井，至少要用5至6个月，如今采用新技术、新工艺后钻井周期达到50～60天。实例6:2005年磨溪提速大会战第五十二页，共71页。在磨溪构造香溪群组采用欠平衡钻井技术提速进与采用常规钻井邻井平均机械钻速对比图第五十三页，共71页。在龙岗新区的超深井龙岗1井的钻探中，积极采用空气、氮气钻井，以新技术、常规技术的集成配套，实现了超深井钻井大提速。平均机械钻速对比井深对比钻井周期对比增加911米增加4.2倍减少342天实例7：龙岗1井－气体钻井提高钻井速度第五十四页，共71页。累计进尺3304米,占总进尺的50.6%平均机械钻速19.4米/小时钻井时间32天，占全井钻井时间22%660.4mm×103m444.5mm×791m311.2mm×3589m215.9mm×5861m152.4mm×6530m氮气空气2650m791~3441m654m3589~4243m气体钻井仅用五分之一强的时间完成了一半以上的进尺，对该井提速起到了决定性作用。全井气体钻井：龙岗1井第五十五页，共71页。中国石油创造了空气钻井二项纪录：创造的指标：空气锤日进尺达到557.32m，日平均机械钻速达30.13m/h单只空气锤进尺1712.82m，平均机械钻速达26.84m/h

第五十六页，共71页。中国石油实例8：压力控制钻井技术在BZ28-1-N8井的应用中海油BZ28-1油田位于渤海西部海域，属古潜山油气田。邻井已钻井表明，采用常规钻井在奥陶系、寒武系碳酸盐岩储层井漏严重。BZ28-1油田的井漏不但损失钻井液和钻井工程时间，增加钻井作业成本，同时大量的钻井液和堵漏浆液进入储，造成严重的储层伤害。第五十七页，共71页。N8井临井在奥陶系钻进时井漏情况统计表第五十八页，共71页。奥陶系地层钻井液安全密度窗口窄：地层压力系数1.0，漏失压力系数1.03。海上钻井平台空间有限：常规钻井器材和设备已占据大部分甲板空间，欠平衡设备的摆放受到了很大限制。海洋钻井安全与环保要求高没有海上平台欠平衡钻井的经验N8井潜山地层奥陶系欠平衡钻井的主要难点第五十九页，共71页。施工简况：

2006年8月25日采用密度0.96g/cm3，粘度54s的特精白油型水包油钻井液从井深3523.60m开始钻进。8月25日钻进至井深3525.50m钻遇显示，排气管线点火头处点火焰高4～5m，控制4.5～6MPa。后调钻井液密度至0.99g/cm3，套压为0MPa，循环池液面稳定，循环未漏。继续钻进3784m完钻。欠平衡进尺260.4m，耗时80:21，平均机械钻速3.14m/h。第六十页，共71页。取得的主要成果⑴成功避免了该构造奥陶系井段存在的井漏风险，达到了预期的效果，缩短了钻井周期，有效地降低了钻井成本。第六十一页，共71页。取得的主要成果⑵成功实现了中海油渤海油田海上平台的首次压力控制钻井的作业，实现了国内海上平台的首次边喷边钻作业。第六十二页，共71页。实例9：威寒1井－解决井漏采用空气钻井技术后避免了井漏，同时大大缩短了钻井周期，同时利用空气钻井技术可以大大提高钻井机械钻速，在威寒1井从522米至1300米采用纯空气钻井技术使得该井段平均机械钻速超过29.8m/h、是常规钻井的6倍多，最高达到60m/h，通过数十口气体钻井的研究和应用，充分展示了气体钻井技术提高钻井速度、解决井漏难题和发现保护油气藏的良好前景。第六十三页，共71页。实例10：磨41井处理高密度压差卡钻磨41井是磨溪构造西端的一口已钻天然气开发井，已钻至2780m完钻（嘉五2），对雷一1井段射孔、酸化后获天然气5428m3/d，水1.2m3/d。为加快开发评价嘉陵江组油气藏，加深斜穿嘉二3～嘉二1储层。加深井段地层压力梯度2.10～2.14，采用2.10g/cm3泥浆钻进在3145～3150m井段频繁发生卡钻10余次，严重影响钻井进度。为保证地质目地的实现，决定在含硫气层段（磨溪构造磨37井嘉二测试硫化氢含量为268mg/m3，磨24井嘉二测试硫化氢含量为185mg/m3）开展特殊的欠平衡钻井工艺技术试验，即在压差粘附卡点以上实施近平衡作业，在压差粘附卡点以下实施欠平衡作业，以避免频繁压差粘附卡钻事故的发生。若欠平衡钻进中发现硫化氢含量超标立即终止欠平衡钻井作业。第六十四页，共71页。作业过程中，在压差粘附卡点以下井段（3162～3350m）钻井液密度控制在1.95～1.88g/cm3之间。钻进中未控制回压，消除了压差卡钻的情况发生。根据钻时、分离器出口火焰情况，及时直观的发现了3241~3245m，3298~3302m两个产层段。本井使用了PGM5020硫化氢监测仪及时监测硫化氢，保障作业人员的人身安全。由于泥浆密度、粘度较高，液气分离器不能完全分离出泥浆中的微气泡。使用自主研制的ZCQ2/3真空除气器很好地稳定了入井泥浆密度