摘要：深井试油工艺技术已施行多年,文中通过几口深井的试油工艺调研,提出在作深井钻井设计时,必须对试油和完井进行论证,建议采气井口应配相应承受高压的安全阀等设备,推荐在探井中用甲烷代替天然气进行最高井口压力预测方案等。

摘要：为了解胜利油田孔2段烃源岩发育情况和盐下构造含油气情况,评价生油气潜力,胜利油田设计施工了胜科1井。该井完钻井深7 026 m,是中国东部油区目前最深的一口井,井底温度高达235℃,地层压力当量密度最高达2.30 kg/L。该井钻井施工中主要存在盐膏层及软泥岩层的安全钻进、井身质量控制困难、存在多套压力层系、复合套管的下入与固井、超高温超高压对钻井液性能和水泥浆性能及固井工具的要求高、机械钻速低等问题,在对钻井设计进行充分论证,并对施工难点进行了充分分析的基础上,制定了相应对策,使该井顺利钻至设计井深完钻,并取得了10个方面的技术成果与突破。该井的顺利完成,为其它超深井钻井积累了宝贵经验。详细介绍了该井的设计与现场施工情况。

摘要：元坝1井是中国石化在川东北地区元坝区块的一口区域重点探井,完钻井深7170.71 m,完钻层位为上二叠统长兴组。该井侧钻后对飞仙关组地层酸压测试获得50×104m3/d的产气量,标志着元坝区块油气勘探取得重大突破。该井在钻井过程中存在地层易漏失、陆相地层可钻性差、地层压力预测及检测准确性差、钻井周期长、气层中富含H2S(井控工作压力大)等技术难题,为此,该井采用了以ф273.1 mm套管为主要技术套管的井身结构,应用了气体钻井技术和复合钻井技术来提高机械钻速,优选及研制了适用地层特性的钻头及聚合物磺化防塌钻井液体系,确保了该井顺利钻至设计井深。详细介绍了该井工程设计、现场施工及钻井新技术的应用效果。元坝1井的成功,对于加快南方海相地区钻井速度、提高勘探成功率,将起到重要的指导和借鉴作用。

摘要：以2-丙烯酸胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、丙烯腈(AN)、丙烯酸(AA)和硅烷偶联剂为主要原材料,利用正交实验设计,合成出了一种新型抗温耐盐钻井液降滤失剂——腈硅聚合物降滤失剂SO-1。实验考察了加有SO-1的淡水钻井液和饱和盐水钻井液高温老化前后的中压滤失量和流变性能,同时分析了该剂的作用机理。实验结果表明,SO-1在淡水钻井液和饱和盐水钻井液中均具有优异的抗高温降滤失作用,抗温达240℃,抗盐至饱和,优于国内外同类聚合物产品,在深井超深井中有很好的推广应用前景。

摘要：为了提高深井高温地层PDC齿的破岩效率,分别将花岗岩和砂岩加热至不同温度以模拟深部井底高温岩石,结合岩石岩性及其在高温条件下的力学特性,进行PDC单齿切削破岩室内试验,利用切削力传感器、高速摄影机和热红外成像仪对不同温度岩样的切削力、破岩过程和切削温度场进行深入分析。分析结果表明:花岗岩和砂岩均存在使自身力学特性发生较大变化的临界温度,超过该临界温度切削效率和切削生热将发生突变,当花岗岩温度低于其临界温度、砂岩温度高于其临界温度时可大大提高PDC钻头的破岩效率;花岗岩和砂岩受温度影响力学特性的变化规律不同,而在不同温度条件下它们自身的力学特性也存在差异,特别是突破临界温度值后会产生较大的变化;钻井作业时可根据不同岩石及它们在不同温度环境下呈现出的力学特性,科学制定钻井方案,降低破岩难度,提高钻井效率。所得结论可为高温地层高效钻井和配套PDC钻头设计提供理论指导和技术支撑。

摘要：针对深井钻井的特点，系统地分析了３１１ｍｍ和２１６ｍｍ并眼钻井水力参数对钻井速度的影响规律。给出了深井中循环压耗及井底水力能量的计算结果。桩深１井试验表明，提高深井段钻井水力参数后，机械钻速可提高１１％以上，并有利于安全钻井。

摘要：川东北地区是中国石化、中国石油两大公司的重点勘探区域,但由于该地区地质情况异常复杂,目的层深且存在"斜、塌、喷、漏、硬、毒"等工程技术难题,因而钻井难度大且风险高。通过优化深井井身结构,以尽可能少的套管程序封隔地层必封点,从而最终安全、高效地完成地质目的是钻井工程设计的最终目的。根据川东北复杂的地质特点,提出了以ф273.1 mm非常规系列套管代替常规的ф244.5 mm技术套管,向上向下延伸而得到开眼尺寸不扩大,完井尺寸尽可能大的井身结构优化设计思路,并针对川东北不同构造特点推荐了4种相应的井身结构方案。对不同井身结构的特点进行了分析总结,指出了仍存在的主要问题,提出了进一步完善该井身结构系列相配套的技术研究内容。

摘要：云安７－１井完钻井深５８１０ｍ，是目前四川地区侧钻点最深（４０００ｍ）的定向井，也是近年来川东地区井眼条件最复杂的深定向井之一。重点介绍了该井定向侧钻及井眼轨迹控制的设计与施工情况。同时探讨了深定向井防止漏、喷、塌、卡等井下复杂情况的主要技术措施。

摘要：河坝1井是川东北地区的一口重点区域探井,完钻井深6130.00m。该井地质情况非常复杂,上部陆相地层高陡构造倾角大,坍塌严重;下部海相地层含多套压力系统,且存在含硫化氢的超高压天然气层、盐水层、盐膏层以及易漏失地层等,在钻井施工中出现多次井壁严重垮塌、井漏、喷漏同存、气侵,甚至出现卡钻等井下复杂情况和事故。深部井段由于钻井液密度高,钻井周期长,不但给钻井液的维护和处理带来了极大的困难,而且造成钻具、套管磨损严重。河坝1井采取了优选钻具组合、钻井参数、钻井液体系以及水泥浆体系等技术措施,并采用了系列钻井新工艺、新技术,历时1241.96d,钻至设计井深,发现了两个高压气层及数个含气层。详细介绍了该井钻井作业中存在的技术难点及采取的技术措施。

摘要：塔北亚肯3井设计井深6200m，钻至5546．33m时发生盐层卡钻，处理事故中钻具又折断，被迫填井侧钻。第一次侧钻因螺杆钻具事故而失败。第二次侧钻，侧钻点井深5100m。在井深、温度高（实测112℃）、压力高（钻井液密度1．74g／cm3）、地层可钻性差、工具面不易控制的情况下，采用螺杆钻具和有线随钻测量技术侧钻成功，并将φ177．8mm尾管安全下至井深5656．73m。