四川全过程欠平衡钻井技术及典型井例选编.ppt

钻采工艺技术研究院;;;中国石油;中国石油;（三）技术优势和特点; 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435×104 m3/d、产油143t/d。; 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）。; 四川欠平衡钻井取得了良好的技术经济指标;;碎屑岩储层特点;碎屑岩储层特性;碎屑岩储层勘探开发存在的问题;碎屑岩储层勘探开发存在的问题; ;;发展阶段（2001年～2002年）;;;;欠平衡 钻井的核 心技术;不压井起下钻技术;不压井测井、射孔技术;欠平衡完井技术;非透式可膨胀筛管;欠平衡完井技术;形成了气体钻大斜度井、水平井技术;初步形成了处理工程难题的压力控制钻井技术;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; 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。 ;60吨不压井 起下钻装置;ZCQ2/3真空除气器;中国石油;开发研制的配套自动点火及防回火装置;四相分离器;中国石油;;实例1：充深1井－促进了全套欠平衡钻井技术的发展;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。;邛西3欠平衡钻井实钻井身结构;井口装置及地面布置;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 ; 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???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。 ; ;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;实例4：平落19井气体钻井完井大幅度提高了单井产量 ;从式井组三维井身轨迹示意图; 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）。;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。;泥浆钻大斜度井 ; 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（1.5 g/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。;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;　　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。;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%;中国石油;中国石油;N8井临井在奥陶系钻进时井漏情况统计表;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;施工简况： ;取得的主要成果;取得的主要成果;实例