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长7井复杂地层优快钻井技术


第 38 卷第 1 期 2010 年 1 月

石 油 PET RO L EU M

钻 探 DRIL LI NG

技 术 T ECHN IQ U ES

Vo l 38 No 1 Jan. , 2010

钻井与完井

长 7 井复杂地层优快钻井技术
丁 红1 陈 杰1 王恩合1
735200)

寇明富2

李国兴3

( 1 西部钻探工程有限公司 吐哈钻井工艺研究院, 新疆 鄯 善 735000; 3 西部钻探工程有限公司 国际钻井公司, 甘肃 玉门

838202; 2 中国 石油 玉门油 田分公 司 勘探事 业部, 甘 肃 酒泉



要: 长 7 井是玉门油田在酒东区块长沙岭构造上 部署的一口预探井, 该地 区钻井存在 一系列技 术难点: 上

部第三系地层黏土含量高, 易水化膨胀, 缩径严重; 白垩系 地层压力系统复杂, 井下 事故和复杂 情况多, 下沟组紫 红 色泥岩地层坍塌压力高, 微裂缝发育, 岩性硬脆, 长时间裸 露后易发生应力破裂, 使 井壁坍塌严 重, 造 成井下频发 阻 卡等复杂情况; 白垩系下部地层岩石可钻性差, 胶结致 密, 机械钻 速低。为此, 长 7 井在 钻井过程 中采取 了有针 对 性的设计方案及技术措施, 包括合理选用钻头和 优选钻井 参数、 优选钻 井液体 系和水 泥浆体 系等。长 7 井实钻 效 果表明, 与邻井同井深相比, 该井平均机械钻速大幅度提高, 钻井周期明显缩短。 关键词: 地质特征; 钻井; 提升速度; 玉门油田; 长 7 井 中图分类号: T E22 文献标识码: A 文章编号: 1001 0890( 2010) 01 0037 05

酒东区块是玉门油田的重点钻探区域之一, 该 区块井下情况复杂多变, 高压盐水层、 泥岩段等复杂 地质结构严重影响了钻井速度的提高。近年来, 勘 探钻井过程中主要面临机械钻速慢、 事故频发、 钻井 周期长等技术 难题。为此, 2008 年, 在该区 块布署 了一口重点工程提速试验井 ! ! ! 长 7 井, 该井也是 酒东井身结构优化的第一口提速试验井。在借鉴长 301 井等钻井经验的基础上, 对长 7 井进行 了井身 结构优化、 钻头及钻井参数优选、 钻井液及水泥浆体 系优选、 固井工艺以及事故预防技术优化等, 获得了 较好的钻井提速效果。

力大、 异常高 压层多、 的层埋 藏深 等特点, 井 深 目 5 500 m井底温度达到 180 ? 以上。 1 2 长 7 井地质简况 长 7 井是布置在酒泉盆地营尔凹陷长沙岭构造 上的一口预探井, 设计井深 4 100 00 m, 钻井目的 是预探长沙岭构造长 2 南块下沟组 K 1 g 3 段的含油 气性。该井 位于甘肃 省酒泉 市红山 堡偏北 北 7 0 km, 距酒参 1 井 2 6 km。该井地质预测油层压力 系数为 1 65, 井筒全充 满流体( 油) 时井 口压力为 32 8 MP a, 属于高压地区。根据酒参 1 井地温梯度 推算( 4 056 m ) , 该井井底温度为 127 0 ? 。

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地质特征
区域地质特征 酒东长沙岭构造 带为早白垩世 在营尔凹陷内

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主要钻井技术难点
1) 目前井身结构不合理。 # 由于受中沟组易

部发育的大 型古隆 起构造 带, 下白垩 统发育 下沟 组和赤金堡组两套成藏组 合。长沙 岭构造位于营 尔凹陷中部, 构造轴向近东西向, 为一向东倾伏的 鼻状构造, 受多条 东倾正 断层 的切割 形成逐 级向 东下掉的构造格局。钻遇地层自上 而下依次为第 四系、 第三系和白垩系, 已钻井 在钻井过程中存在 的主要问题 有: 第 三系 地层, 易水 化膨胀, 缩 径严 重; 白垩系下沟组上段紫红色泥岩应力集 中, 井壁 垮塌严 重、 遇高 压 盐水 层 易发 生 卡 钻事 故 等。 钻 酒东区块由 于其构 造形成 的挤压 作用, 存在 地应

套损井段和管材条件的限制, 现行井身结构还存在 不足, 难以兼顾套损、 红层 、 高压盐水层和储层保

收稿日期: 2009 03 02; 改回日期: 2009 11 17 基金项目: 中国石油科技攻关项目 钻井集成配套技术研究与应 用 之专题 玉门酒东复杂深井提速技术研究与 应用 ( 编号: 2008 D 2401) 部分研究成果 作者简介: 丁红( 1971 ! ) , 女, 1997 年毕业于 西南石油学院油 气 田应用化学专业, 2008 年获长江大学石油与天然 气工程专业工程 硕 士学位, 高级工程师, 主要从事钻井工艺技术研究工作。 联系方式: ( 0995) 8374538, din ghzc_t hyt @ cn pc. com. cn

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护; 大尺寸井眼井段占全井的比例较高, 不利于提速 ( 长 101 井、 3 井实钻和长 5 井设计大尺寸井眼分 长 别占全井的 88 7% 、 7% 和 86 8% ) 。因 此要尽 84 可能减小大尺寸井眼井段的长度, 同时也要尽量避 免井下复杂情况和事故的发生。 2) 白垩系中、 下沟组地层可钻性差, 可钻性 6~ 7 级, 机械钻速低。白垩系下沟组地层岩性 为灰色 砂岩、 含砾砂岩及灰色、 灰黑色泥岩, 地层可钻性高 达 7 82 级。钻井难点突出表现为地层可钻性差, 机 械钻速低。下沟组以下地层金刚石钻头平均单只进 尺 238 m( 牙轮钻头平均单只进尺 56 m) , 而金刚石钻
表1
井名 地层 柳沟庄 酒参 1 井 中沟组 下沟组 长 101 井 柳沟庄 下沟组 盐水层井段/ m 3 118~ 3 171 3 283~ 3 421 3 613~ 3 703 3 870~ 4 080 3 233~ 3 235 3 935~ 3 955

头平均钻速仅为 0 55 m/ h, 牙轮钻头机械钻速更低, 不到 0 30 m/ h。 3) 高压盐水层压力高、 深度不定、 钻井液密度窗 口窄, 施工困难。由于高压盐水层具体深度( 3 300~ 4 600 m) 难以确 定, 压 力系数也 各不相 同( 1 48~ 2 05) , 钻井液密度大, 维护处理困难, 易导致粘附卡 钻事故的频繁发生。长 2 井在井深 4 313 83 m 时 发生 2 次卡钻, 长 3 井在井深 4 278 72 m 时发生 2 次卡钻, 长 5 井在 3 859 45~ 4 057 00 m 井段先后 发生 2 次卡钻, 累计损失钻井时间 100 d 以上。长 7 井邻井盐水层实钻情况见表 1。
Cl - 质量浓度/ mg ? L - 1 从 3 550 提高至 16 000 从 25 700 提高至 45 795 从 44 375 提高至 48 000 从 39 470 提高至 48 635 从 2 130 提高至 17 335 从 21 674 提高至 43 440 温度/ ? 102 109 118 130 103 127

长 7 井邻井实钻盐水层位置情况
钻井液密度/ k g ? L - 1 从 1 21 提高至 1 24 从 1 26 提高至 1 32 从 1 32 提高至 1 35 从 1 70 提高至 2 10 从 1 27 提高至 1 48 从 1 56 提高至 1 58

4) 上部第三系地层泥岩缩径严重、 白垩系 红 层 易垮塌, 易引起钻头泥包、 起下钻遇阻划眼或倒 划眼及卡钻问题, 井下复杂情况和事故不断发生, 延 误钻井周期。需要进一步完善阳离子钻井液体系, 提高钻井过程中钻井液的抑制性、 防塌能力、 降低维 护处理难度等, 保证井 眼畅通、 减少短拉与通 井时 间、 提高电测成功率等。白垩系下沟组地层紫红色 泥岩易水化坍塌, 造成遇 阻划眼, 长 101X 井、 4 长 井、 5 井都在该段起下钻发生阻卡, 其中长 101X 长 井在该段划眼时间长达 16 d。 5) 固井封固段长, 上下温差大, 注替量大, 施工 时间长, 完井采用 3 种尺寸的复合 套管, 顶替 效率 低, 施工压力高, 对设备要求高, 而且完井钻井液密 度大, 套管串结构复杂, 套管下入困难。存在上部盐 膏层、 下部高压盐水层的固井难题。酒东地区钻遇 地层的地层 孔隙压 力随着 井深增 加而增 大, 异常 地层压力逐渐活跃, K 1 g 地层孔隙压力当量密度为 1 20~ 2 10 kg/ L , 且从 K1 g 地层下段开始增幅很 快。在钻进时为 压稳下 部高 压盐 水层, 钻井 液密 度已达到 1 85~ 2 10 kg / L , 而完井时要考虑到后 期开采时上 部盐膏 层易蠕 动挤毁 套管, 存在 如何 解决好盐膏层与高压盐水层在钻 井过程中两者兼 存的固井问题。长 7 井预计上部盐 膏层位置在井 深 3 310~ 3 400 m, 高压水层位置在井深 3 907 m 以深。

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优快钻井技术

3 1 井身结构优化 2007 年以前, 该地区钻井普遍采用 3 层套管结 构, 技术套管在钻穿下沟组紫红色泥岩地层后下入。 该井身结构的不足是二开钻进过程中第三系裸露段 长且有红层上部 的第一个超压 带, 压力系 统复杂。 在长 2 井、 3 井、 4 井和长 5 井二开钻进白垩系 长 长 地层的过程中出现了大量井下复杂情况: 长 3 井技 术套管下至井深 1 948 00 m 时遇卡损失钻井时间 76 33 h; 长 5 井在井深 3 977 32 m 压井过程 中上 部第三系层井漏等。长 301 井对井身结构 进行了 优化, 技术套管在钻穿第三系 地层后下入, 实现了 二开过程无复杂情况、 无事故 出现, 为快速 钻井奠 定了基础。 为科学合理 设计 井身结 构, 进行 了邻 井岩 石 三轴应力 强度的 室内实 验, 利用邻 井测 井资料 对 地层压力进行了预测, 建立了 地层三压力剖面, 为 井身结构的设计提供了科学依据。优化后 长 7 井 的井身结 构 为: 一 开, 444 5 mm 钻 头 钻至 井 深 400 m, 下 入 339 7 mm 表层 套 管, 水泥 返 至 地 面; 二开, 311 1 mm 钻头钻至井深 3 450 m , 下入 244 5 mm 技术 套管, 水泥 返至井 深 1 500 m; 三

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开, 215 9 mm 钻头钻至井深 4 100 m, 下入 139 7 mm 尾管, 悬挂井段 3 300~ 4 100 m, 水泥封固井段 3 300~ 4 100 m。 与优化前的井身结构相比, 444 5 mm 井眼长 度从 1 200 m 减小至 400 m, 减小了大尺寸钻头钻 进的井段, 表层套管下深在 400 m 左右, 有 利于提 高钻速, 缩短钻井周期; 技术 套管在 钻穿第 三系地 层后下入, 以减少 和避免 二开 井下复 杂情况 和事 故; 改了变油层套管完井方式, 采用了更加经济的 139 7 mm+ 3 2 152 4 mm 复合尾管悬挂固井。

钻压 160~ 180 kN, 转 速 70~ 90 r/ min, 排量 50~ 60 L/ s; 长 7 井优选了具有三个等径喷嘴的 ST 517GK 牙轮钻头, 使用适中钻压 120 kN、 较高转速 70 r/ min、 70~ 75 L/ s 的大排量钻进, 泵压 7 5 MPa。 2) 第三系地层, 优选前使用 P519L S 型 PDC 钻 头, 机械钻速差异大, 稳定性不好。长 5 井开始选用 GP 系列 PDC 钻头, 钻头使用稳定性较好, 但钻速没 有明显提高, 平均机械钻速 5 58 m/ h。长 301 井优 选 M 1955SS 与 ST 915T UK 两种型号的 P DC 钻头, 钻速都有大幅度提 高, 但 ST 915T U K 钻头 存在泥 包问题, 稳定性差于 M 1955SS 钻头, 最终选择了稳 定性好的 M1955SS, 使用钻压 40~ 120 kN, 排量 50 ~ 60 L / s, 转速 70 r/ min 以上的较高转速钻进, 泵 压 19 M Pa。 3) 白垩系中 沟组地层的岩石可钻性一般 从 4 级增至 7 级, 下沟组地层可钻性一般在 5~ 7 级之 间, 最高达 8 级; 中沟组和下沟组上段地层岩石可钻 性相对较好, 岩性均质, 适合于使用 PDC 钻头( 属于 P DC 钻头类型) 钻进, 邻井长 3 井、 4 井和长 5 井 长 相同井段选用的 311 1 mm M 1965SS、 P519L R 及 GP 系列 P DC 钻头平均单只钻头进尺为 241 06 m , 平均机械钻速仅为 1 62 m/ h。长 7 井设计选用五 刀翼 215 9 mm M1355R 型 PDC 钻头, 在中沟组地 层使用钻压 80~ 160 kN, 排量控制在 30~ 36 L / s, 转速 50~ 70 r/ min 左右, 泵压 21 M Pa; 在进入下沟 组地层使用钻压 60~ 120 kN , 排量控制在 30~ 36 L / s, 转速 60~ 80 r / min, 泵压 23 M Pa。 3 4 优化钻井液体系 对长 7 井邻井地层黏土矿物、 钻屑回收率、 钻屑 膨胀试验及 红层 岩心断面电镜扫描结构分析等表 明, 第三 系 地层 泥岩 的 黏土 矿 物含 量 很高, 高达 67 1% , 且含石膏, 极易水化膨胀, 造成井眼缩径等 复杂情况; 红层 泥质含量较高, 黏土矿物平均含量 达 30% 以上, 部分井段黏土矿物总量达 60% , 高含 量的泥质矿物以伊/ 蒙混层和伊利石为主, 不含蒙脱 石, 伊/ 蒙混层中蒙脱石含量约为 25% , 岩石易水化 膨胀、 分散, 造成井壁失稳。 1) 针对第三系地层, 调整钻井液性能使钻井液 体系具有强抑制性、 低黏度、 低固相、 低滤失量和适 当的密度, 密度控制在 1 10~ 1 45 kg/ L, 随着井深 的增加逐步提高。 2) 针对白垩系的 红层 , 控制钻井液密度, 平衡 地层坍塌压力; 增强钻井液抑制性, 降低钻井液高温

优化钻具组合 酒东区块地层与青西地区相比, 地层倾角不大,

夹层少, 地层自然造斜能力不强, 主要采用单稳定器 的钟摆钻具组合钻进, 在深部地层采用光钻铤钟摆 钻具组合钻进, 可有效控制井斜。长 7 井采用的钻 具组合为: 一开钻具组合( 0~ 400 m) : 444 5 mm 牙轮钻 头+ 228 6 mm 钻铤 % 2 根+ 444 5 mm 稳定器+ 228 6 mm钻铤 % 2 根+ 139 7 mm 钻杆; 二开 钻 具组 合( 400~ 3 450 m) : 311 1 mm 牙轮钻头+ 228 6 mm 钻铤 % 2 根+ 310 0 mm 稳定器+ 228 6 mm 钻铤 % 1 根+ 203 2 mm 钻 铤 % 12 根+ 139 7 m m 钻杆; 311 1 m mPDC 钻 头+ 203 2 mm 钻 铤 % 2 根 + 310 0 m m 稳 定 器+ 根+ 203 2 m m 钻铤 % 7 根+ 139 7 m m 钻杆; 177 8 mm 钻铤 % 6 203 2 mm 钻铤 % 10 根+

三开钻具组合 ( 3 450~ 4 100 m) : 215 9 mm 牙轮钻头+ 158 8 mm 钻铤 % 2 根 + 215 0 mm 稳定器+ 158 8 m m 钻铤 % 16 根+ 127 0 m m 加 重钻杆 % 15 根+ 127 0 m m 钻杆; 215 9 mm PDC 钻头+ 158 8 m m 钻铤 % 2 根+ 214 0 mm 稳定 器+ 158 8 m m 钻铤 % 7 根+ 127 0 mm 加重钻 杆 % 15 根+ 127 0 m m 钻杆, 在取心结束后, 简化

钻具组合, 采用光钻铤钻进。 3 3 优选钻头及钻井参数

利用邻井测井资料进行地层岩石可钻性解释与 处理, 结合室内测定结果建立了长 7 井岩石可钻性 剖面[ 1 2] , 并根据已钻井钻头使用经验对钻头进行了 优选和改进。 1) 第四系地层, 优选前使用 XH P 系列钻头, 平均单只进尺 500 42 m, 平均机械钻速 5 49 m/ h,
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高压滤失量, 防止地层水化膨胀; 强化钻井液胶结固 壁能力; 控制钻井液活度, 提高钻井液化学防塌能力; 使钻井液具有良好的封堵造壁能力, 确保井壁稳定。 3) 为保证高压盐水层的钻井安全, 应一次性提 高钻井液密度至保证压稳地层的程度。 3 5 深井固井技术

相比, 缩短 19 d, 也是当时酒东地区同井深钻井周期 最短的井。 4 2 2 优选钻头及钻井参数, 机械钻速明显提高

第四系优选 444 5 mm ST 517GK 牙轮钻头, 采用 70~ 75 L/ s 大排量钻井, 机械钻速达到 18 64 m/ h, 而选用 XH P2 C 牙轮钻头、 排量 50~ 60 L/ s 钻进的 3 口邻井, 平均机械钻速仅为 12 95 m/ h, 相比而言, 长 7 井机械钻速提高了 43 94% 。 第三系地层优选 311 1 mm M1955SS PDC 钻 头, 使用钻压 40~ 120 kN, 排量 50 ~ 60 L/ s, 转速 70~ 85 r/ min 钻进, 仅用 1 只 PDC 钻头, 进尺达到 1 821 00 m, 机械钻速达到 10 70 m/ h, 而 邻井 7 口 井中 80% 以上 PDC 钻头的机械钻速为5~ 7 m/ h, 平均机械钻速仅 为 5 53 m / h, 长 7 井创造了 当时 该区域地 层平均 单只钻 头进 尺最高、 械钻速 最 机 快的纪录。 白垩系地层主要选用 2 只钻头, 其中 1 只 215 9 mmHA537G 牙轮钻 头, 1 只 215 9 mm M1355R PDC 钻 头, 其 中 牙 轮 钻 头 钻 进 井 段 3 456 00 ~ 3 472 00 m, 钻速仅为 0 51 m/ h, PDC 钻头钻进井 段 3 472 00~ 3 851 41 和 3 864 21~ 3 945 00 m, 进尺 460 20 m, 钻速 2 04 m/ h。PDC 钻头钻速是 邻井长2 1井的 1 17 倍、 201 井的 2 倍。 长 4 2 3 完井技术的应用, 降低了井下复杂情况、 事 故发生的概率, 保护了油气层

酒东区块柳沟庄至中沟组段 有 90~ 600 m 长 的膏盐层段, 易导致钻井液石膏侵、 缩径以及后期挤 毁套管; 白垩系地层存在高压盐水层, 由于平衡地层 压力的需要, 钻井液密度高达 2 0 kg / L 以上, 易发 生遇阻和卡钻等事故, 另外钻井液矿化度高、 油层埋 藏深、 封固段长、 水泥量大、 井底温度高等, 给固井带 来了一定难度。为此, 着重研究了加铁矿粉的高密 度抗高温水泥浆体系, 采用了复合加厚套管、 近平衡 尾管悬挂[ 3] 固井技术, 以解决白垩系地层高压盐水 层对套管造成严重破坏的问题, 防止盐膏层蠕变挤 毁套管事故的发生。

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现场施工
施工概况 该井一开选用 444 5 mm ST 517GK 牙轮钻头,

钻至井深 404 00 m 完钻, 339 7 mm 表层套管下深 404 00 m, 采用常规方法固井, 固井质量合格; 二开选 用 311 1 mm H A517G 三 牙轮 钻头 和 311 1 mm M1955SS PDC 钻头, 钻至二开中完井深 3 456 00 m, 244 5 mm 技术套管下深 3 454 48 m, 采用常规方法 固井, 固井质量合格; 三开选用 215 9 mm H A537G 三牙轮钻头和 215 9 mm M1355R PDC 钻头, 钻至 完钻井深 3 945 00 m, 139 7 mm+ 152 4 mm 复 合套管下至井深 3 896 30 m, 采用尾管悬挂法固井, 固 井质量合格。全井平均机械钻速 6 78 m/ h, 钻井周期 67 75 d, 建井周期 75 25 d, 井身质量合格。取心长 度 12 80 m, 取心收获率 100% 。全井复杂时效仅为 1 41% , 无事故。 4 2 应用效果分析

针对三开井段需要井壁稳定、 防喷防卡、 防高压 水层和储层保护的钻井难点, 为了保证压稳水层, 将 钻井液密度加重至 1 60 kg / L 后钻水泥塞, 三开钻 井液配方: 膨润土浆+ 0 2% CH M + 0 3% NW 1+ 3 0% H S 1 + 4 0% H S 2 + 0 5% CaO + 1 0% SPNH + 5 0% DYF T 1 + 5 0% FCL S + 1 0% NaOH + 重晶石; 用 dc 指数法及时 监测地层压力, 根据实际情况调整钻井液密度, 做到了压而不死、 活而不喷, 有效保护了油气层; 要求钻井队 做好高 压盐水层的预防工作, 严格执 行坐岗制度, 勤测钻 井液性能, 发 现 异常 加 密测 量, 及 时 发 现及 时 处 理。这样保证了三开 钻进过程中出现的两 次溢流 都得到了 及时 有效 处理。 红 层 段( 3 688 00~ 3 840 00 m) 用 3 0% H S 1+ 4 0% H S 2将钻井液 高温高压滤失量降至 13 m L, 同时提高钻井液滤液 黏度, 结合冲入生石灰改 善泥饼质量, 提高地层的 防塌 能 力, 过 红 层 后 向 胶 液 中 补 充 10 0%

4 2 1 井身结构优化, 有利于钻井时间的缩短 2008 年酒东探区从长 7 井开始井身结构优化, 长 7 井钻至中完井深的时间与 2007 年钻井周期最 短的长 6 井相比, 钻井周期缩短 9 d; 钻至完钻井深 3 945 00 m, 仅用时 54 d, 与 2007 年长 301 井的 73 d

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DYFT 1封堵地层微裂缝。 长 7 井在油层尾管固井中试验应用了加重抗盐 加砂水泥浆体系。该井完钻井深 3 945 m , 3 154~ 4 945 m井段下入 139 7 mm + 152 4 mm 复合 油层尾管, 钻井液密度 2 04 kg / L。注入加重抗盐 加砂 水泥 浆 34 m 3 , 排 量 15 L/ s, 最 高 密 度 2 30 kg/ L, 最低密度 1 98 kg/ L , 平均密度 2 14 kg/ L , 流变性良好, 钻井液、 水泥 浆未被污染, 施 工正常。 声幅及变密度测井结果表明, 该井封固质 量合格, 证明该水泥浆体系基本满足酒东 高压盐水层固井 的要求。 4 2 4 经济与社会效益显著 长 7 井钻至完钻井深 3 945 00 m, 仅用 54 d, 与 长 301 井同井深相比, 钻井周期缩短 19 d, 而且少用 一半以上钻头, 节约钻井费用超过百万元; 油层套管 采用尾管悬挂, 挂点位置在井深 3 139 07 m, 如果 采用常规注水泥工艺, 需要全井封固, 采用尾管悬挂 固井相当于节约了 3 139 07 m 套管, 除去因高密度 尾管悬挂固井工序复杂多用时 2 d 外, 总计节约固 井费用约 80 万元。 长 7 井通过应用井身结构优化、 PDC 钻头优选 技术以及复杂情况与事故预防技术等, 使该井钻井 速度有了突破性提高, 大大缩短了钻井周期, 成为了

其他井提高钻井速度可以借鉴的成功实例, 也有利 于加快推动酒东油田的勘探开发进程。

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结论与建议

1) 井身结构的优化、 钻头及钻井参数的优选, 提高了机械钻速, 大大缩短了钻井周期, 为酒东地区 的勘探开发进一步提速提供了成功经验。 2) 优选了钻井完井液体系与配方, 并及时调整 其性能, 使复杂情况损失时间降至最低, 加快了钻井 速度, 减少了油层段浸泡时间。 3) 进行了油层套管高密度尾管悬挂固井技术 试验, 固井施工一次成功, 固井质量合格, 说明该技 术具有较好的推广运用前景。 4) 建议白垩系地层引入刀翼式孕镶金刚石钻 头进行复合钻井, 以取得更好的提速效果。 参
[ 1] [ 2]







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[ 审稿

侯绪田]

Well Chang 7 Drilling Measurements Used in Drilling Complex Zones
Ding Hong Chen Jie Wang Enhe Kou Mingfu Li Guoxing ( 1 T uha Dri l li ng T echnol ogy R esear ch I nsti tute, West er n Dr il l ing E ngi neer ing Co . L td . , Shans han, X i nj iang, 838202, China; 2 Ex p lor at ion B usi ness Dep ar tment , Yumen Oil f i el d Br anch, CN P C, J i uquan, Gansu, 735000, Chi na; 3. I nt ernat ional Dri l li ng Comp any , West ern Dri l li ng & E x p l orati on Engineer ing Co . L td. , Yumen , Gansu, 735200, Chi na) Abstract: W el l Chang 7 is a w ildcat w ell drilled t o ex plor e Chang sh aling S tr uct ur e in Jiudong Block, Yum en Oilf ield. G eolo gical and drilling o perat ional data o f o ff set w ells are invest igat ed. It finds t hat t he T ert iary f or m at io n is pro ne t o hydrat e and w ellbor e shr inkage due t o hig h clay co nt ent . T he C ret aceo us f orm at io n has co m plicat ed pressure sy st em and a lo t o f do w nho le accident s. Xiago u St ruct ure is likely t o slo ug h and have ot her accidents due t o hig h cav ing pressure and r ich m icr o f rac t ur es. C ret aceo us bed has poo r drillabilit y and g oo d co nsolidat io n. C onsidering t he var iatio n of f or m a t io n charact erist ics in W ell Ch ang 7, associated desig n and o per at ional m easur em ent s w er e used, in cluding bit t ype and drilling par am et er select ion, cat ion dr illing fluid and cem ent slurr y consum m a t ing . A pplicat io ns indicat e t hat , in com parison w it h o f fset w ells, t he aver age drilling speed is in cr eased rem ar kably and drilling t im e is shor t ened. Key words: g eo logic f eat ur e; dr il ling; hoist ing speed; Jiudo ng Block; Well Chang 7
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