88.9mm套管电缆传输燃气动力补贴技术研究及应用

在油田开发的中后期油气田增产作业过程中,由于地质因素等造成油气井套管损坏,套管损坏制约着油气井正常生产,甚至可能导致井筒溢流等严重后果,及时有效地封堵加固受损套管,是保证油气井正常生产的重要技术手段。研究并设计了88.9 mm(3.5″)套管电缆传输燃气动力补贴工具。介绍了燃气动力补贴工具的原理和技术特点,借助有限元模拟对膨胀锥和锚定结构及工具参数进行了优化设计,并完成了地面试验和该技术及工艺的现场应用,补贴后全井筒试压50 MPa,稳压10min,压降0.7 MPa。现场应用表明:该工具设计合理,首次使用电缆传输便取得了成功。

合水地区长7致密油储层伊利石成因分析

应用薄片、电子显微镜、能谱、X-衍射、数理统计等方法,对鄂尔多斯盆地合水地区延长组长7致密油储层伊利石成因进行了较为详细的分析。研究结果表明,研究区伊利石主要为原生沉积杂基中的伊利石及杂基伊利石化形成的伊利石。

宁51区长2储层孔隙结构特征

孔隙结构研究是油藏精细描述、储层综合评价的重要内容,采用铸体薄片、扫描电镜、铸体图像分析、高压压汞和恒速压汞等多种技术手段,对鄂尔多斯盆地宁51区长2储层孔隙结构特征进行了深入分析和研究。宁51区储层具有中低孔、中低渗储层的特征。长2储集空间主要为粒间孔,其次为长石溶蚀孔,为小孔中细喉、细喉孔喉组合。孔隙结构特征是影响储层流体的储集能力和开采油气资源的主要因素。

苏里格南速度管柱排水采气关键技术及其工程应用

苏里格南国际合作区位于苏里格气田中南部,气井具有低压、低产、小水量的特征,由于采用31/2”油套管作为采气管柱生产,气井生产过程中的临界携液流量明显更高。针对开发方案中对速度管柱作为主体排水采气措施的要求,围绕气井速度管柱技术适用条件开展理论研究并结合生产参数建立了气井速度管柱优选方法,以安全和技术适配性为第一要务自主研发了芯轴式悬挂器组件和泵开式堵塞器,建立了速度管柱施工的井控双屏障体系,通过有效提高作业一次成功率和标准化的速度管工厂化作业模式,大幅提升速度管工厂化作业效率,助推速度管柱技术在苏南区块规模推广应用600口井。

苏南致密砂岩气藏压裂技术优化与应用

随着对苏里格南区块储层理解的加深,压裂设计模式的优化,参数的调整,区块的成功开发俞发显著。大液量低黏度线性胶混合压裂设计、适度扩大的压裂规模、较高排量和砂浓度比例是开发气藏的最有效方式。2012年苏南区块压裂后平均单井无阻流量(AOF)为126000 m^(3)/d,而在2019年增加到307000 m^(3)/d,增长144%,排除储层因素的标准化产量也取得了极大的提高。

TAP阀压开地层解决方案及其在苏南的应用

苏里格南区块作为中石油和道达尔合作区块,钻完井方式一直领先于国内水平.其中储层改造方式采用88.9 mm油管通过TAP阀进行水力分层压裂.项目启动以来,改造效果良好.但近两年来,压裂TAP阀压不开地层的情况明显增加,严重影响了施工绩效和经济效益.现场压裂施工团队分析原因,提出增加送球液量的解决办法.并成功应用到了现场施工,绩效大大提高,同时节省了施工成本,提高了效益,为苏南项目“降本增效”贡献一份力量.

特殊螺纹接头油管在苏里格南气田的应用

苏里格南气田自2011年开发以来,一直采用88.9 mm无油管完井方式.在此开发方式下88.9 mm管柱承担着完井油管和生产油管的双重功用,管材本身的承载能力以及接头处的密封性能显得格外重要.针对API螺纹连接强度和密封性能方面的缺陷,苏里格南气田采用了金属密封结构的特殊螺纹油管,在现场应用中,该扣型性能可靠、质量稳定、易于操作维护.通过近10年的应用,现场人员总结出一套行之有效的油管下入质量管控措施,确保了后期压裂施工的顺利进行和气井生产过程的安全可靠.

高效水基钻井液在苏里格南小井眼的应用与评价

针对155.6mm(61/8")小井眼钻井时扭矩大、环空间隙小、摩阻大、携砂困难、大段泥岩剥落掉块等施工问题,决定小井眼的钻井液采用高效水基钻井液体系。该体系中的主剂ZJ-1、BBJ、RH-1通过相互协同作用可以在井壁岩石和钻屑表面形成薄膜,很大程度地提升了体系的抑制性、包被性和润滑性。该钻井液性能稳定易维护抗污染能力强,并且无毒,易生物降解,较好地满足了当地环境保护的要求,特别针对部分地层的强水敏性泥岩有着显著效果,缩短了钻井时间,大大减少了泥浆的稀释率,保障了井壁稳定和井下安全。

苏南公司速度管柱起管技术应用及管材重复利用评价

速度管柱排水采气技术已成为苏里格气田排水采气的重要手段。气田开发过程中气井出现的砂堵、速度管柱内外壁磨损、腐蚀或结垢等问题,会导致气产量下降或带来其他影响生产的异常情况,因此开展了连续油管速度管柱起管技术的研究。成功实施了速度管柱起管试验,经性能评价起出的管柱满足气井排水采气的要求,可以作为生产管柱再次下入井内使用。

水力喷砂解决预置式节流器疑难井的创新应用

苏里格南气田采用88.9 mm(3.5″)无油管完井方式,生产前普遍投放了井下节流器(DHC),其中预置式占70%,安装后由于井筒积液、节流嘴冲蚀等问题,产量受到明显影响,节流器需要被回收。但一些节流器卡于工作筒内无法取出,尝试多种常规修井工艺无果,导致该井产量损失严重。水力喷砂穿孔工艺首次被应用于解决预置式节流器疑难井,能有效连通产层,可解决疑难井无法生产的困境。针对这种工艺在苏南区块的创新应用,从其机理、可行性研究、数值模拟、基地试验、流程优化、现场应用、产量恢复等方面进行了详细的阐述。

基于机器学习的压裂优化研究

长庆油田苏里格南作业分公司的工厂化作业模式产生了超过1300个层位的优质压裂数据。其大数据、少变量的特点使得基于机器学习的压裂优化成为可能。基于机器学习的压裂优化设计思路,将压后产量假设作为储层储能和压裂作业两项自变量相互作用的因变量表现。通过机器学习建立三者的数据模型,从而在一定条件下优化压裂施工参数,增加提高压后产能的可能性。机器学习模型解释为在储层厚度一定的情况下,支撑剂体积和压后产能表现为开口向下的抛物线关系,即当支撑剂体积在设计条件允许的情况下,尽可能地靠近顶点,可以增加提高产能的可能性。

对外合作企业在降本增效中的技术创新

为应对苏南气田开发中存在的井位优选难、提高气井单井产量难、提高采收率难气井稳产难、及气藏深和开发投资费用大等难题,长庆油田苏里格南作业分公司(以下简称苏南公司)通过近年来的不断探索实践,提出并总结了依靠科技及管理创新机制实现降低开发成本的总方案,配套形成了具有苏南特色的大井丛优化地质布井、工厂化小井眼钻完井、连续在线混配压裂、清洁化生产等一整套工艺措施.通过一系列的技术创新,在严格保障施工质量的情况下,主动节约产建投资,提高投资效益,取得了较好成绩,实现了效益开发、降本增效的良好效果.