为了充分认识全面统筹钻井运行和科学调度钻机在钻井工程实施过程中的关键性与重要性,以我国天然气勘探开发中占有重要地位并具有代表性的川渝地区钻井运行管理系统为研究对象,分析了加快天然气增储上产节奏对钻井运行管控模式改革的必要性,研究了钻井工程全过程科学预警方法和钻机科学调度规则,建立了钻井运行管理智能化信息系统并应用于实践。研究结果表明：① 钻井运行管理过程中,可通过高效串联 “六大环节”（井位部署、测设征地、钻前工程、钻机调度、钻完井、试油压裂）,促进全过程管理协同化;② 根据机型、时间、距离等分项指标的综合评价形成双边匹配算法,通过钻机智能调度可准确预判钻机与井场匹配趋势,科学辅助合理调度钻机;③ 通过创新钻井运行“一张图”,结合地理信息技术,可实现钻井运行管理全过程动态跟踪、实时监控、智能分析、预警纠偏。结论认为：① 科学预警方法对于钻井工程提速提效具有明显的助推作用;② 应用钻机科学调度规则可以提高钻机需求量测算及调度效率;③ 所研发的川渝地区钻井运行管理智能化信息系统对于提高钻井的科学管理水平具有现实意义。

为了满足对工作压力35 MPa以上油气井井口闸阀或管柱实施钻孔的井口隐患治理需求,解决35 MPa以上带压钻孔治理的老井及隐患井带压钻孔装置性能不足的难题,在井口带压状态下利用带压钻孔装置对有压力的油气井井口闸阀或管柱实施钻孔,建立泄压式循环通道的井口隐患治理技术。以带压钻孔装置核心参数和部件为研究对象,进行了装置设计与校核,研制出了70 MPa带压钻孔装置。研究结果表明：① 该装置额定工作压力达到70 MPa,进给方式采用螺纹加压,较之于以往液缸加压的带压钻孔方式极大地提高了钻孔的稳定性和效率,并延长了钻头使用寿命;② 设计的密封抱箍采用弧面浮动井压助封的密封结构,静密封压力达到70 MPa,解决了管柱曲面高压密封问题;③ 钻杆采用镀铬处理,增加小钻杆表面光洁度,提高钻杆及密封件使用寿命,解决了钻杆高压动密封问题;④ 该装置已在川渝、长庆区域推广应用31井次,最高作业压力42.8 MPa,治理了大批井内压力不明的井口,应用效果显著。结论认为,该装置能满足高压气井带压钻孔需要,极大提升了国内带压钻孔技术服务能力。

为了充分认识和准确掌握井口防喷器闸板轴在工作状态时轴身受力变形状况、为合理改善防喷器闸板轴轴端的超大受力情况提供理论参考,以国内石油天然气钻井工程中使用的井口防喷器（U形）闸板轴为研究对象,基于弹性力学对闸板轴进行有限元分析,分析了闸板轴轴身受力情况,明确了轴身应力集中位置,并对其进行结构优化。研究结果表明：① 应力集中位于轴受力部件端部轴肩处;② 轴端部周向膨胀受力为轴身圆周上的最大受力方向。可以通过改变应力集中区过渡圆角半径来降低轴肩处应力集中现象,同时提出增大轴端部直径来降低各项应力的认识;③ 未改变尺寸的最优设计,等效应力降低了23.7%,改变尺寸后的设计,等效应力降低了61.9%,周向应力应变分别降低了49.7%、48.7%;④ 水平轴在其平行力的作用下,轴身周向膨胀受力最大,该力对受压圆柱杆件表面的脆性涂层有很大的破坏力。结论认为,改进后的设计大大降低了轴端部表面各项应力,同时减小了喷涂层的周向受力、提高了涂层自身稳定性、增加了防喷器的使用寿命。

为了实现中石化川西气田钻井工程整体提速提效的目的,以前期已完钻的四川盆地川西气田彭州海相区块的9口井为研究对象,主要分析了超深水平井随钻轨迹控制技术的影响因素。研究结果表明：① 川西海相三叠系雷口坡组碳酸盐岩气藏平均埋深超过了6 000 m、岩石致密、可钻性差,三叠系小塘子组地层异常高压,多套压力系统同存,安全窗口较窄,井漏问题突出,部分 “喷漏同存” 地层采用简化钻具组合施工,又增加了轨迹控制难度;② 二开造斜点深,裸眼段长达3 000 m左右,摩阻扭矩大,对钻具抗拉、抗扭强度及钻井液性能要求高,且因施工周期长,钻井液长时间浸泡后易发生井壁失稳,增加了施工风险;③ 三开储层雷口坡组局部区域破碎严重,井壁易垮塌,井下状况复杂,同时旋转导向工具抗温性、抗震性不足,故障率高,轨迹控制难度大。结论认为,所形成的川西气田超深水平井轨迹控制技术有助于该区实现钻井提速提效的目标。

为了破解柴达木盆地昆特依构造超高温钻井过程中面临的一系列技术难题,以该构造昆1-1井为研究对象,在综合分析其钻井难点的基础上,开展了超深井配套钻井技术研究。通过对抗 210 ℃聚胺有机盐钻井液配方优化、个性化钻头优选、提速工具优选以及超高温防漏堵漏配方的优化,形成了一套针对昆特依基岩地层的超高温钻井技术。研究结果表明：① 超高温钻井液老化72 h后,高温高压滤失量保持在10 mL以内,流变性能优良;② 筛选的阿特拉钻头及扭力冲击器组合,提速效果明显,较之于邻井昆2井四开、五开机械钻速提高了10%以上;③ 现场应用雷特抗高温堵漏材料,地层承压能力有效提高,最高承压能力提高到了当量密度2.07 g／cm³,顺利完成了柴达木盆地第一超深井的钻探任务。结论认为：① 针对昆1-1井优选的聚胺有机盐钻井液体系,有效解决了钻井液超高温减稠和悬浮携带稳定性之间的矛盾,超高温高压滤失量得到了有效控制;② 针对昆1-1井优选的钻头及工具组合、抗超高温防漏堵漏配方,有效解决了现场技术难题,为柴达木盆地超深井钻探提供了有利的技术保障。

为了充分认识清洁完井工艺在塔里木盆地库车山前构造迪那2气田高温高压气井的应用效果,以D1井下入带配置可溶孔塞筛管的清洁完井管柱为研究对象,分析了高温高压气井常规完井管柱无法充分替出井底重浆造成的后期生产制约因素及打捞风险。研究结果表明：① D1井完井后放喷测试,日产天然气量为48.6 × 10⁴ m³、日产油量为46.7 m³,远超地质设计要求指标;② 清洁完井管柱酸化前的完整性在施工中完全达到设计要求,清洁完井工艺在库车山前的应用是成功的。结论认为：① 清洁完井管柱下至射孔底界附近,能充分替出井底重浆,实现清洁完井,同时可实现完井后的储层均匀改造;② 可有效延长生产中砂埋周期,同时保留后期连续油管冲砂作业的完整井筒条件;③ 在后期修井,清洁完井管柱可不倒扣分段高效打捞,降低作业风险;④ 清洁完井工艺在库车山前的成功应用,为塔里木盆地库车山前超深高温高压气井清洁完井工艺的进一步推广应用打下了坚实的技术基础。

为了提高页岩气井水平段优质储层钻遇率,以四川盆地W区上奥陶统五峰组 — 下志留统龙马溪组页岩气水平井轨迹调控为研究对象,分析总结并形成了一套包含着陆段A靶预测及轨迹分段调控、轨迹相对储集层空间位置判断、水平段复杂构造轨迹调控等的技术方法。研究结果表明：① 通过小层精准定位及判别技术能够准确识别、判断出钻头与储层空间位置的距离及动态变化情况;② 通过井轨迹的分段调控技术能够对轨迹进行有效的动态调控,是成功着陆、中取A靶的关键;③ 运用轨迹相对储层空间位置分析判断与调控技术方法能够及时发现钻头与储层空间位置的动态变化和偏离情况,从而可以实时对水平段轨迹进行优化调控;④ 通过对复杂构造形态及类型的识别、判断技术的运用,在复杂构造区块页岩气水平井导向中能够提高优质储层钻遇率。结论认为,运用所形成的页岩气水平井轨迹调控技术方法后,W区五峰组 — 龙马溪组页岩气水平井优质储层钻遇率提高,特别是对复杂构造区块井的轨迹优化调控力度加强。

为了充分了解和掌握四川盆地中部高石梯区块的优快钻井技术,为高石梯 — 磨溪区块天然气钻井提速提效提供技术参考,针对川中高石梯区块岩层埋藏较深,地层高温、高压、含硫化氢等情况,以纵向上多产层、多压力系统且岩石硬度高、可钻性较差等钻井难题为研究对象,在总结近几年钻井试验施工情况的基础上,分析了该区钻井周期长、机械钻速低的原因,找出了一套适应高石梯区块钻井的提速技术方式和适应区块工程地质特点的优快钻井技术。研究结果表明：① 地层岩性复杂交错、岩石强度与可钻性差异大,导致机械钻速低;② 在整个井筒钻井时,同一裸眼井段内可能并存着多个高低压层,钻井作业风险较大;③ 高温、高压、高含硫的地层特点对钻井液性能限制较多,同时钻井液密度窗口较窄。结论认为：① 优化井身结构可以大幅度缩短直径311.2 mm井段的钻井周期;② 合理选择、使用复合钻头对机械钻速的提升具有显著的效果;③ 针对不同岩性的地层,采取不同的技术参数强化方式,也是高石梯区块钻井提速的重要环节。

为了解决尾管固井后回接筒上部喇叭口损坏的难题,开展了回接筒限位清铣、修复技术研究。通过剖析GS001-H20井铣坏回接筒长段喇叭口密封面、GX-2井未回接筒清铣、修复造成回接套管未下到位的事件,同时对现有铣柱、铣锥以及清铣、修复工艺存在的问题和风险进行了分析研究,对普通铣锥进行了限位设计,对清铣、修复工艺进行了完善和改进,改进普通铣锥结构、增加限位装置,设计限位铣锥;从工具层面上实现限段长清铣、修复回接外筒上部喇叭口。形成了铣锥限位清铣、修复工艺技术。研究结果表明：① 工艺限位、工具限位都能有效实现回接筒的有效清铣和修复;② 工具限位清铣、修复更加安全、可靠;③ 该工艺技术在GS001-H27、MX001-H13等井进行了限位清铣和修复应用,回接套管插入到位、密封可靠、固井成功。结论认为,所形成的铣锥限位请铣、修复技术能够安全有效地清铣、修复上述固井技术问题,可以确保回接套管插入到位、密封可靠。

由于致密气、煤层气二者的赋存机理与开发方式存在着很大的不同,业界对于两气合采干扰及开发效果仍存在着较大的顾虑。为了充分认识致密气-煤层气（两气）合采存在的层间干扰问题及进一步探讨两气合采可行性,从两气合采层间干扰机理入手,分析了不同机理对合采层间干扰的影响,结合数值模拟方法总结了两气合采干扰控制因素。研究结果表明：① 合采过程会出现层间水倒灌现象,但相对于整个开发过程持续时间短;② 影响合采效果的关键因素是致密储层水锁效应强度,物性参数差异影响合采时各层产能贡献比例,但对最终合采效果的影响可忽略。基于此,提出了两气合采选层原则：① 非产水致密层不宜与煤层合采;② 物性参数差异性不作为合采选层的考虑因素;③ 产水致密层可与煤层合采,但需确定技术经济可采参数界限值。基于研究结果,创建了“六图版四象限”两气合采快速选层法,能够运用于现场两气合采层系快速优选。

鄂尔多斯盆地致密气水平井钻井进入了快速发展阶段,钻井数量逐渐增多,水平井固井中的顶替效率低下问题也越来越凸显。为了提高水平井固井质量,掌握不同因素对固井顶替效率的影响规律,利用数值模拟的方法开展了研究,分别研究了偏心度、顶替速率、钻井液密度、流体性能对顶替效率的影响规律,确定最有利于顶替的参数值,达到提高致密气水平井固井质量的目的。研究结果表明：① 偏心度为0.2时,顶替效率达到96.7%,基本为最大顶替效率。② 采取低速顶替时,建议控制在0.6 m³/min以内;采取高速顶替时,建议控制在1.6 m³/min以上,此种情况下顶替效率最高。③ 水泥浆和钻井液的密度差控制在0.7 g/cm³左右时,顶替效率最佳。④ 增大流体动切力、稠度系数及流性指数也可提高流体顶替效率。

高压气井大规模改造期间油管柱、井下工具、生产套管等受载恶劣,是造成高压气井完整性问题的主要原因。为了充分认识高压气井储层改造期间施工压力的控制技术,以保证高压气井在整个储层改造期间井的完整性为目的,以高压气井井筒及井筒屏障部件为研究对象,根据井筒流体受力平衡条件,结合井筒压降计算,建立了井筒压力场预测模型;综合考虑井筒系统上的轴向传热、径向传热、对流换热和摩擦生热等影响利用能量平衡方程建立了井筒温度场预测模型;基于井筒所有屏障部件的安全性,分析了改造期间井筒屏障部件强度校核,得到了高压气井储层改造过程中不同施工泵压下A环空压力控制范围计算方法,研究结果表明：高压气井的完整性问题大部分同储层大规模改造有关,通过开展高压气井储层改造期间施工压力的精细控制可以保证整个高压气井井筒内各井屏障部件的安全,保障井的完整性。结论认为,开展高压气井储层改造期间施工压力的精细控制、保证作业期间各井屏障部件均在安全范围内,对于现场改造施工中保障高压气井完整性具有现实意义。

四川盆地川西气田上三叠统须家河组埋深为2 000~4 500 m、厚度为1 700~3 050 m、地层压力系数为1.85~2.0、岩石致密坚硬、岩石可钻性极值高达8.0,前期评价阶段的直井在相应井段的平均机械钻速为1.41~2.22 m／h。为了实现对川西气田的有效开发,以机械钻速较慢的须家河组为研究对象,开展工程地质参数精细描述、井身结构优化、提速工具优选和强化钻井参数等系统研究,形成了一套适合于该区须家河组致密坚硬地层钻井提速的关键技术。研究成果指导完成6口开发井,平均机械钻速达3.19 m／h,同比提速32%,钻井周期缩短约40 d。结论认为,所形成的集“工程地质参数评价、井身结构优化、破岩工具优选、钻井参数强化”于一体的硬地层钻井关键技术有利于须家河组钻井提速提效,不仅能满足川西气田有效开发需要,还可以为国内外类似气井优快钻井提供技术借鉴。

鄂尔多斯盆地的临兴区块已进入致密气大开发阶段,新钻井数量逐年增多,该区地层表现出岩石致密、可钻性差、钻速慢、摩阻扭矩大、钻头磨损严重等特点,面临钻井效率难以提高的难题。为了充分实现降本增效目的,以井身结构、钻井液、钻头、钻具组合为研究对象,分析了常规井身结构井和小井眼井身结构井在岩屑量、钻井液用量、套管数量、固井水泥、钻机负荷、作业成本等方面的差异;比较了长裸眼段二开水平井与三开水平井的优劣,研究了超双疏剂加量对表面张力的影响规律,优化了钻头结构设计,改进了钻具组合。研究结果表明：水平井砂岩钻遇率提高10%以上,机械钻速提高25%以上,钻井周期缩短3 d以上。现场应用结果表明,研究形成的致密气钻井提效技术可以在临兴区块推广应用。

目前套管抗挤强度通常按照ISO 10400标准计算,但该标准在计算时将斜井视为直井,未考虑井眼弯曲的影响。虽然已有学者建立了考虑井眼弯曲后的套管抗挤强度计算公式,但其公式未考虑套管制造缺陷如不圆度、壁厚不均的影响,不符合实际情况。为了建立综合考虑各项影响因素的套管抗挤强度计算公式,将井眼弯曲、制造缺陷考虑在内,建立了套管抗挤强度计算新模型。研究结果表明：① 新建模型考虑了套管所受非均匀外载、井眼弯曲、制造缺陷对抗挤强度的影响,更符合井下套管实际情况;② 通过对比得出自建公式计算出的抗挤强度值变化趋势与黄根炉教授建立的弯曲井眼套管抗挤强度公式计算值、ISO公式计算值的变化趋势一致;③ 通过有限元软件建立了弯曲井眼套管三维模型,将模拟值分别与自建公式计算值、黄根炉教授建立的套管抗挤强度公式计算值、ISO公式计算值进行对比,自建的公式计算值更接近有限元模拟值;④ 计算值变化趋势及其与模拟值的对比能反映出新模型的正确性及计算精度,可以为井下套管抗挤强度的精确计算提供参考。

为了充分认识顶部注水泥工艺在垂向不同类型气藏开发应用的可行性,以具有代表性的鄂尔多斯盆地东胜气田上古生界含水气藏和元古界裂缝性气藏为研究对象,分析了固井难点、双封隔器管串结构及正注反挤固井工艺设计,首次在东胜气田定向井开展了Φ139.7 mm顶部固井试验评价。研究结果表明：① 锦142井顶部注水泥工艺保障了元古界裂缝性气藏筛管完井无水泥污染及上古生界含水气藏的固井有效封固;② 顶部注水泥工艺是在同一井径条件下建立分层多样完井方式的重要手段,可以实现垂向多层精细化动用;③ 采用双封隔器管串结构设计,优选井径规则且井壁稳定性地层作为安放位置,有效防止了水泥浆下落;④ 正注反挤固井工艺有利于提升垂向多层恶性漏失井的固井质量。结论认为,顶部注水泥工艺简化了井身结构,节约了成本,避免了水泥浆污染气层,为国内垂向不同类型致密气藏高效开发提供了借鉴。

为了解决塔里木油田高温高压深井存在的水泥浆稠化时间突变、水泥浆沉降稳定性变差、水泥石强度衰退等一系列问题,需要研发新的抗高温体系以提高水泥浆体系抗高温能力及浆体稳定性并降低其温敏性,以确保高温深井固井施工安全、提升固井质量。研究内容包括：① 新型抗高温缓凝剂A研发及性能评价,缓凝剂A是以AMPS和IA（衣康酸）为原料合成的共聚物,耐温达到180 ℃,无温度倒挂现象;② 新型抗高温悬浮剂B研发及性能评价,悬浮剂B是AMPS、丙烯酰胺（AM）和N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）的共聚物,悬浮能力强,耐温可达200 ℃;③ 新型抗高温水泥浆体系综合性能评价,配套使用细目硅粉,可防止水泥石高温强度性能倒退。应用效果及结论：① 新型抗高温缓凝剂A对温度、掺量不敏感,具有良好的缓凝作用,适用温度高;② 加入新型抗高温悬浮剂B的水泥浆无包心、稠度下降的现象。经200 ℃高温养护形成的水泥浆上下密度差小,达到了提高水泥浆高温稳定性的目的,并且该高温悬浮剂具有适应温度范围宽、配伍性好等优点;③ 新型抗高温水泥浆体系应用温度范围为100~180 ℃,综合性能优良,后期高温强度稳定,该体系在克XX井进行了试验,取得了良好的应用效果。

为充分认识环空保护液密度对超高压低孔低渗油气井完整性的影响,解决目前高压气井环空保护液密度普遍过高的问题,针对塔里木油田低孔低渗储层关井井口油压高、开井生产油压低,采用密度过高的环空保护液会降低A环空最大许可带压值的难题,开展了超高压低孔低渗气井环空保护液密度优化研究。研究结果表明：① 采用合适的环空保护液可以降低油管和环空之间的压差,缓解储层改造时油管承受的高压;② 对于特低孔低渗储层,采用的环空保护液密度过高会降低A环空最大许可带压值,给后期的开发生产带来难题。结论认为：① 选择合适的环空保护液密度,可以减小油管柱内外压差和封隔器的受力,提高气井井筒安全性,保证气井长期安全生产;② 对于超高压低孔低渗气井,通过环空保护液密度优化,可以提高A环空许可带压值范围,使该类气井现场环空压力管理具有可操作性,能够有效提高气井的寿命,减少修井作业工作量。

为了解决准噶尔盆地南缘中段霍尔果斯背斜山前构造带古近系井壁失稳、钻具阻卡、轨迹偏离等难题,进行了超高密度油基钻井液、Power-V垂钻系统及NDS井底数据实时监测系统的研究和应用。研究结果表明：① 超高密度油基钻井液能有效抑制泥页岩水化膨胀,提高井壁稳定性;② 采用Power-V垂钻系统和NDS系统可对井底数据进行实时监测分析,及时调整钻井参数,有效控制钻井斜角;③ H003井通过采用Power-V垂钻系统、NDS系统以及超高密度油基钻井液系列配套技术将井斜角控制在2.0°范围内,机械钻速较同井段邻井提高90 %,而H11井全井段使用Power-V系统控制井斜的同时选用超高密度油基钻井液,抑制了泥页岩水化膨胀,提高了井壁稳定性。结论认为,霍尔果斯背斜运用相关配套工艺技术能较好地实现山前构造带高效、优质、快速的钻井目标,值得在类似地层区块加以推广应用。

为了解决现有封堵技术在溢漏并存地层多次堵漏效果不理想、封堵承压能力差等问题,以溢漏并存地层钻井HTSD堵剂和加重的HTSD堵剂为研究对象,研究该堵剂在溢漏并存地层的封固原理和关键性能,并进行了现场应用。研究结果表明：① HTSD堵剂采用更先进的充填材料和胶凝材料,从根本上改变了现有堵剂多以纤维材料为架桥原料、充实度和密实度差导致架桥结构不稳定的问题;② HTSD堵剂的稠化时间任意可控且可以通过外加剂进行调整,具有很好的施工性能;③ 加重的HTSD堵剂具有很好的封堵强度和抗压强度,能有效解决现有堵剂易随地层压力波动而解体、造成多次堵漏、封堵承压能力差的问题。现场应用效果表明：HTSD堵剂在易漏并存地层封堵后承压能力提高了5.7 MPa,当量密度由原来的2.19 g/cm³提高到2.30 g/cm³。

鄂尔多斯盆地延安气田东部蕴藏着丰富的致密气资源,采用水平井多级缝网压裂技术进行开发试验,对固井工程提出了一系列新的挑战。以地层和钻井特点为基础,分析了区域内水平井固井难点,针对性地开展了漂浮套管优化、粉煤灰低密水泥浆、增弹水泥浆等一系列关键技术研究,认为：① 漂浮下套管存在最优化漂浮长度,摩擦系数的确定是关键;② 采用低成本的粉煤灰可配置出性能优越的1.40 g/cm³水泥浆;③ 增弹水泥浆可以满足该区域致密气水平井分段压裂施工的需求。现场应用证明采用的一系列关键技术效果良好,固井质量提高及压后密封性成效显著。应用结果认为：① 研发的较低成本的粉煤灰低密水泥浆和增弹水泥浆性能优越,能够满足该区域致密气水平井的固井需求;② 研制的相关固井工具附件及设计的漂浮优化方法,通过应用表明可以解决相对应的固井技术难点,具有一定的现场适用性;③ 为进一步提高延安气田东部致密气水平井固井质量,应在设计更低密度的低成本水泥浆、加强套管居中的低磨阻扶正器技术和优化浆柱结构及注替参数等方面加强研究。

产水气井在高压、低温条件下容易生成水合物而堵塞井筒和采气管线,通常采用注甲醇来实现解防堵的目的,但注甲醇解防堵工艺存在甲醇有毒、含醇污水处理工艺复杂和运行成本高等诸多弊端。为此,创新采用井下隔热保温组合油管代替单一普通油管用作生产管柱来提高井口流体温度、避免井筒堵塞。研究表明：① 研制的井下隔热保温油管,减少了地层能量沿井筒热损失,可有效提高井口流体温度,实现了防治水合物生成的目的,同时井下隔热保温油管与常规油管配合使用,可在一定程度上降低采气成本;② 对隔热保温油管的敏感性分析表明,井下隔热保温油管下入深度越大、导热系数越小,井筒保温效果越好,且井下隔热油管下入深度对井筒温度的影响要远大于其导热系数。现场应用表明：东胜气田Y井采用井下隔热保温油管后,井筒流体升温明显,井口流体温度提高了近30℃,有效防治水合物生成,能够满足气田环保开发需求,为产水气井提供了一种环保型水合物防治新方法。

针对松辽盆地松科2井钻探过程中发现高温干热岩体,井底温度高达241℃,存在油井水泥外加剂配伍困难、水泥石强度易衰退、环空间隙较小、施工工艺复杂、固井质量难以保障等难题,通过水泥浆性能试验及固井工艺技术研究,研选了抗高温水泥浆降失水剂、缓凝剂,同时分析了水泥石抗高温衰退机理及防治措施,优选了适应超高温条件下的添加剂、外掺料,形成了超高温水泥浆体系。研究结果表明：① 该水泥浆体系达到了超高温条件下固井的各项性能要求,在241℃、102MPa条件下性能稳定,稠化时间易调、流变性好、滤失量低、防窜能力强;② 水泥石最高试验温度达到260℃、能够防高温衰退,抗压强度高、渗透率低、韧性强、弹性模量比普通水泥石大幅降低。施工工艺技术应用结果表明：耐高温冲洗隔离液、抗高温固井工具附件、扶正器的应用提高了施工浆体的顶替效率、保障了施工安全,确保了水泥环胶结质量;超高温固井工艺技术成功应用于松科2井直径127 mm尾管固井作业,固井质量合格率达100 %,优质率高达83 %,为类似超高温深井条件下的固井作业积累了经验、提供了技术指导。

针对钻进破碎带地层中遇到的严重井壁稳定问题,对井壁失稳原因进行分析,提出增强油基钻井液的封堵性能（关键是即时封堵性能）和降低高温高压滤失量两种途径解决井壁问题。以油基钻井液在砂盘上的高温高压滤失量为评价指标,优选出粒径小、起效快的超细颗粒封堵材料增强即时封堵性能,改性树脂G331-TEX作为体系的可变形封堵材料在惰性超细颗粒封堵层上形成致密的封堵层,进一步降低钻井液滤液对微裂缝的侵入。研制的强封堵油基钻井液在四川反承包项目页岩气水平井中进行了现场试验应用,取得了良好的效果。试验结果表明,该体系防塌性能良好,井眼规则,流变性好,施工过程中均未出现井塌等复杂情况,满足页岩气水平井安全快速钻井施工的要求。

玛湖凹陷西斜坡区钻井过程中存在地层岩性变化大,上部地层易发生阻卡、地层压力系统复杂、漏失现象严重、钻井周期长等难点。针对钻井难点,通过开展井身结构优化,二开段优选高效PDC钻头,三开段优选扭力冲击器+PDC钻头,优化钻井液防漏堵漏配方,形成适合该区的钻井配套提速技术。经现场应用表明,机械钻速提高了37.4 %,复杂时率由2.50 %降至0.85 %,钻井周期缩短37 d,形成的钻井配套提速技术提速效果明显。

比德 — 三塘向斜区块上部地层溶洞发育,且与地下水连通,中下部地层断层发育、次生裂缝较多,漏失层位多,跨度大,煤层破裂压力低,固井时易压漏煤层导致固井质量不达标。通过分析总结区域实钻经验发现：采用麻绳纤维架桥,水泥浆堵漏的方法可快速高效地堵住漏失层段;在常规水泥浆中加入1 %~3 %的堵漏纤维,固井效果好,能使固井质量达标,能较好地解决比德 — 三塘向斜区域漏失及固井的难题。

南堡潜山油气藏井温高、裂缝发育、压力窗口狭窄,钻井起下钻或完井阶段“涌漏同存”严重。利用磺酸盐共聚物与双级交联剂反应,形成低温下黏度适中、易泵入且可清扫井壁,高温下黏度超过40 000 mPa·s且能封隔高压油气、防止油气上窜的高温流体段塞配方,并建立了一套高温流体段塞性能评价手段。通过室内实验证实该高温流体段塞配方最高抗温为150℃,承压为0.03 MPa/m。南堡2号构造某潜山井现场试验表明,高温流体段塞配方在150 ℃下可成功密封井筒油气13天,为该井高温、窄密度窗口储层安全、高效钻完井提供了保障。

川西海相已勘探出的气藏埋藏深度一般在5 500~6 500 m,具有温度高、压力高、硫化氢含量高以及地压系数低的特点。通过分析总结元坝工区含硫气井测试经验教训的基础上,结合川西工区的实际情况,形成了APR测试联作和直接下完井工具测试投产联作工艺技术,经现场应用表明：采用优化过的APR测试管柱,能够适应川西地区海相地层“地层压力系数低、温度高、含硫高”的特殊地质条件,具有安全、快速评价储层的优点。采用配套形成的国产抗硫和复合抗硫测试流程能满足川西地区海相地层高含硫、大产量、较长时间下安全测试的需要。

近年来随着Y241型封隔器在川西地区中浅层侏罗系气藏多层压裂、验封、找漏等作业中的广泛使用,也逐渐暴露出其解封困难、工具取出不便等问题。通过调研Y241型封隔器的应用情况,剖析其基本结构、作用原理,针对Y241型封隔器在使用过程中出现的问题提出了改进方案,改进后的封隔器在现场得到了成功应用。

针对粒子冲击钻井工艺技术可能对管汇系统造成冲蚀磨损引发安全事故的情况,对粒子冲击钻井工艺应用中管汇冲蚀磨损的影响因素进行了分析,并通过试验装置进行地面模拟研究,提出了管汇材料改良建议及安全跟踪防护措施。地面模拟试验反映在粒子冲击钻井的钻井液中加入直径1~2 mm、含量1 %~3 %的钢粒时对冲管、弯接头、鹅颈管、水龙带等钻井管汇系统的冲蚀磨损情况。试验表明：对于普通钢材,其抗冲蚀磨损的能力较弱;冲管、鹅颈管较其余部件冲蚀更为严重;水龙带和弯接头冲蚀较轻;钻杆和钻铤部件几乎没有产生冲蚀。

大牛地气田主力储层致密低渗,在钻井过程中极易受到侵入地层和黏附在井壁上的钻井化学材料或暂堵材料的伤害,造成地下流体通道不畅,影响开发效果。由于生物酶的生物降解特性可以将天然高分子钻井化学剂及暂堵材料降解为水和二氧化碳,实现对致密地层低伤害、低污染钻进,因此,在分析大牛地气田储层伤害机理的基础上,形成了生物酶钻井液配方,并进行了实验室页岩膨胀试验、降解性能试验、岩心渗透率恢复试验以及现场应用。该技术的应用实现了生产过程中致密泥饼的有效降解清除,满足了气田环境保护和可持续发展的需要。

针对川西中浅层气藏储层埋深变化大,横向非均质性强,砂泥岩互层频繁,蒙脱石含量高易水化膨胀,导致机械钻速慢、钻井复杂频发等技术难题,采用优化井身结构及井眼轨迹技术、研发高性能聚胺仿油基钻井液体系、研制个性化PDC钻头及配套高效动力钻具技术,形成了川西中浅层水平井钻井关键技术。现场成功应用于150口井,解决了钻井效率低、安全钻井风险大等技术难题,单井平均机械钻速提高30.07 %,平均钻井周期缩短16.93 d。

钻井过程中产生的钻屑、废液等废弃物含有多种有害成分,国内外处理钻井废弃物的技术多达十几种,不同处理技术的适用范围、处理效果及处理成本存在较大差异。针对正在推广应用的板框压滤、萃取、高温氧化、高温热解、高效物理分离等钻井废弃物不落地处理技术,研究了随钻处理和集中处理的费用构成及成本差异。通过分析影响钻井环保处理成本的主要因素和单一定价法的3种局限性,考虑钻井周期与处理量提出了采用二部定价法确定钻井废弃物随钻处理价格的思路,并进一步分析了二部定价法的3个优点和实用性。在此基础上,分别规范了随钻处理、集中处理的费用构成和计算方法。

随着高压油气藏井数越来越多,井控风险日益突出,这对现场压井方法提出了更高的要求。根据环空压力系统并结合气体状态方程建立了井场储备高密度钻井液压井方法的计算模型,分析了井场储备高密度钻井液压井过程中井口套压及套管鞋处压力变化,并与常规等待加重压井法进行对比。实例计算结果表明,常规等待压井方法压井过程中套压较高,且容易压漏套管鞋处薄弱地层,而井场储备高密度钻井液压井方法能大大降低压井过程中出现的高套压值,降低压漏薄弱地层的风险,且其等待时间短,降低压井难度,增大压井成功率。因此,井场储备高密度钻井液压井方法更适宜于地层压力高、入侵量大的窄密度窗口井。

为提高涪陵页岩气钻井速度,加快勘探开发进程,开展了涪陵页岩气水平井钻井提速技术研究。通过对该区块地质特点的研究,采用了以理论研究为基础、新工艺改进和新工具的研制与应用相结合的方法,开展了基于地层可钻性和实钻效果分析的钻头选型、新工具的应用、三维长稳斜段井眼轨迹控制、防漏堵漏等技术的探索,形成了涪陵页岩气水平井提速配套技术。在28口井进行了实践应用,平均钻井周期缩短11.42 d,机械钻速提高74.78 %。

四川元坝构造须家河层段,埋藏深、砂岩含石英、研磨性强、泥岩易水化膨胀且含煤层、机械钻速低、易井壁失稳,严重地制约了钻井工程进度。为了提高机械钻速,往往采用欠平衡钻井技术,对钻井液的防塌性能也提出了更高的要求。为此,对钻井液体系进行优选,选用了流变性易于调控、润滑性好、抑制能力强、滤失量低、泥饼薄而坚韧致密的仿油基钻井液体系,并在元坝12井予以应用。应用结果表明,机械钻速得到了大幅度的提高,满足了钻井工程的需要。

气体钻井是川东北陆相地层主要提速措施之一,在气体钻井钻达设计井深或井下异常时需进行气液转换。转换后经常因井壁失稳带来长时间携砂或划眼等问题,大大降低了气体钻井提速带来的综合效益。针对气体钻井后井壁易吸水坍塌的特点,提出采用油基前置液对井壁进行润湿反转预处理的防塌措施,并制定出旋转喷淋转换工艺。该工艺采用原钻具组合直接转浆及划眼,提高了气液转换效率,总转换时间由原来的5~22 d缩短至4 d以内。

中江高庙子气田是中国石化西南油气分公司在川西陆相天然气勘探开发的重要目标区块。早期的三开制井身结构方案适合初期地质特征认识和分段改造工艺技术试验的需要,但钻井工程的周期和成本偏高,目前虽然已初步优化为二开制,但在2014年多口井的应用中出现复杂情况,严重影响中、完井工程施工进度,甚至增加了测井、下套管工程难度及风险。结合必封点以及各开次套管下深的优化,开展中江高帽子气田中深层水平井井身结构优化论证,提出尾管悬挂不回接完井方式的标准化井身结构方案,该标准化方案应用于2015年完钻井中,较2014年二开制平均钻井周期缩短7.4 %,平均机械钻速提高21.7 %,完井时间缩短22.3 %,每米钻井单位成本降低18 %。

塔里木油田塔北地区目的储层碳酸盐油藏深井超深井较多,该地区地质构造复杂,同一裸眼段存在多套压力系数,二叠系火成岩裂缝发育,井壁易垮塌掉块,井筒上下温差较大,施工压力高,固井质量无法保证,给固井带来了极大地挑战。从塔北地区深井低压易漏长裸眼段固井的难点出发,结合该地区目前广泛采用的技术现状,从固井前准备、高性能水泥浆体系应用、固井工艺优化选择及现场施工4个方面提出对应的配套技术措施,并进行了现场实践,取得了良好的效果,对区块深井超深井固井及面临的问题有了新的认识。

德胜1井地层裂缝、孔隙发育,常规钻井液根本无法建立循环,堵漏难度大、效果差,用清水强钻又存在沉沙问题,引进泡沫钻井技术来解决漏失难题,但钻遇恶性漏失井段时仍然失返。针对此钻井复杂情况,优选出泡沫强钻技术,提出了泡沫强钻的关键技术。应用表明,泡沫强钻技术成功处理了恶性漏失难题,省去了因钻井液漏失、堵漏等作业产生的成本,也减少了处理复杂情况的时间,提高了钻井综合效益。