深部煤层气水平井大规模极限体积压裂技术--以鄂尔多斯盆地东缘临兴区块为例

针对深煤层渗透性差、弹性模量较低、泊松比较高、塑性强、破裂压力高、裂缝扩展难度大、加砂困难等特点,提出缝网改造规模化、缝网扩展均衡化、缝网支撑有效化的压裂设计理念,形成以高排量大规模注入、高强度加砂、等孔径限流射孔、暂堵转向、一体化可变黏滑溜水、多粒径组合支撑剂为核心的深煤层水平井大规模极限体积压裂技术。将该技术应用于鄂尔多斯盆地东缘临兴区块首口深煤层多级压裂水平井先导性试验,施工排量18 m^(3)/min、加砂强度2.1 m^(3)/m、用液强度16.5 m^(3)/m,压裂后形成了复杂裂缝网络,平均缝长为205 m,储层改造体积为1987×10^(4)m^(3),最高产气量达6×10^(4)m^(3)/d,实现了深部煤层气的高效开发。

渤海C油田预钻井原油乳化对储层伤害实验研究

渤海C油田导管架期间首批12口预钻井在生产过程出现了生产压差高产量低的现象,分析认为原油乳化堵塞是潜在伤害因素。为了明确原油乳化堵塞机理,为产能恢复措施制定提供指导,针对该批低产井开展原油乳化堵塞实验研究。实验结果表明:当含水率为20%时,原油乳状液黏度为最高值10.9 mPa·s,为原油乳化反相点,乳状液类型为油包水(W/O)型;当含水率大于20%时,乳状液黏度降低,类型为水包油(O/W)型;原油高含水时,乳状液类型为O/W型,降低储层渗透率25.21%,对储层伤害相对较小;原油低含水时,乳状液类型为W/O型,降低储层渗透率75.01%,对储层伤害大。随着乳状液质量浓度从1000 mg·L^(-1)增加至4000 mg·L^(-1),岩心渗透率伤害程度最高达到50%。以I01H和I28H井为例,结合实验结果对实际生产动态进行分析,两口井生产初期含水率升高至20%后,生产压差不变,采液指数下降,说明原油发生乳化并堵塞近井地层,与实验结果一致。

新型插入式导管接头研制及其在渤海油田的应用

为满足钻入法下入36"隔水导管的要求,结合多头螺纹和键连接的工作原理,研制出一种新型插入式导管接头。插入式接头通过周向均布的四道螺旋形齿槽进行连接,齿槽中间周向均布四个防脱块实现限位锁定,根部加装O型密封圈,实现快速连接和密封。通过强度校核和台架试验后,这种新型接头已成功应用于渤海油田A平台的槽口拓展项目,实践表明,这种新型接头连接方便、可靠,既满足了生产作业需求,又具有推广应用前景。

大斜度井开窗侧钻技术及其在渤海油田的应用

渤海部分早期油田已进入开发的中后期,利用低产低效井侧钻新井眼是提高剩余油气动用程度的有效手段之一。针对大斜度井开窗作业的难点,从开窗作业准备、刮管通井、斜向器的下入、开窗作业过程控制及窗口的后期保护等方面介绍了大斜度井套管开窗侧钻技术及注意事项,大斜度井套管开窗作业施工难度更大,操作要求更高,应严格控制,保证窗口质量;大斜度井窗口附近容易堆积岩屑,起钻过窗口前应将窗口附近井段循环干净。该技术对大斜度井开窗作业具有指导意义。

渤海油田注水井酸化效果预测评价方法

针对渤海油田注水井酸化低效的问题,以注水井酸化低效最为典型的SZ油田II期注水井为例,统计注水井酸化60余井次,采用灰色关联度分析法进行渤海油田注水井酸化影响因素及预测评价方法研究。结果表明,渤海油田注水井酸化曲线类型主要归纳为戒下型、双台阶型、平均型、快速下降型等4种,以戒下型为主。其中,戒下型平均有效期最长,快速下降型平均有效期最短。从影响酸化增注效果的作业参数、储层参数和堵塞程度等因素出发,深入分析了各影响因素对注水井酸化增注效果的重要性等级,明确了注水井酸化增注效果的关键影响因素主要包括酸液类型及溶蚀解堵能力、酸化前视吸水指数、酸化半径、有效厚度、渗透率和孔隙度等,研究建立了酸化有效期、累计增注量预测评价分析模型。研究成果可用作注水井酸化效果事先预判和评价,有助于注水井酸化设计方案优化,延长酸化有效期和增加累计增注量,确保注水井酸化效果,助力渤海油田稳产3000万吨。

基于最优穿深分析的射孔参数优化设计新方法

射孔完井作为主要的完井方式之一,对套管井沟通储层、解除近井带污染、释放产能尤为重要,射孔参数的合理设计是保障射孔作业效果的关键所在。现有射孔参数设计方法主要通过表皮计算开展射孔参数敏感性分析,依据曲线形态、分布密集程度及变化趋势进行参数设计。由于射孔表皮计算模型未有效考虑射孔孔道流动摩阻的影响,无法准确刻画射孔穿深和产能之间关系,依据表皮分析的参数敏感性结果无法确定最优射孔穿深。从流体力学角度出发,将射孔孔道等效为微观意义上的水平井,建立油藏与射孔孔眼流动耦合数学模型,充分考虑射孔孔道流动摩阻的影响,结合Dikken优化原则,研究建立了最优射孔穿深确定方法,形成基于最优穿深分析的射孔参数设计新方法。实例分析表明,该方法可为最优射孔穿深的设计提供理论依据。

海上钻井油基钻屑清洗室内分析

使用油基钻井液进行钻井作业时,产生的油基钻屑含有基础油、钻井液处理剂等污染物,若其直接排放,会严重危害环境,也会造成大量油类资源的浪费。为此,使用表面活性剂水洗法处理海上钻井平台产生的油基钻屑,利用人工海水配制清洗液,得到清洗液配方为:0.7%脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子活性剂AEO-5+0.3%阴离子活性剂SDBS+0.15%Na_(5)P_(3)O_(10)。通过室内清洗实验,探究了钻井液处理剂和钻屑矿物种类对残油率的影响。结果表明,钻井液处理剂会增大油相去除难度;钻屑矿物种类中,高岭石相比于云母石、长石、石英石清洗难度增加。最后确定最佳清洗工艺条件为:搅拌速率为500 r/min,固液比为1∶4,清洗时间为15 min,清洗温度为25℃。清洗结束后,钻屑残油率可降至1%以下,达到海上《海洋石油勘探开发排放限值》油基钻屑排放标准。

分支水平井防砂管柱阻卡原因分析及对策

为了分析分支水平井完井防砂管柱在渤海油田出现阻卡复杂情况的原因,研究形成针对性的技术对策,结合X1H1井作业时出现的现象、作业参数及管柱下入模拟分析,深入剖析了X1H1井完井防砂管柱阻卡原因,并对工艺和工具进行了优化。分析结果认为:井深1730.88 m阻卡为顶部封隔器卡瓦提前张开坐封造成了硬阻卡,同时井筒内可能有杂物和管柱间隙过小也是该次阻卡的原因;井深1155.50 m阻卡主要是管柱间隙过小,导致顶部封隔器上规环或胶皮卡在了壁挂器缩径处。形成的针对性技术措施为:完井作业前增加1趟通井作业以保障井筒内通径;刮管洗井采用多功能井眼清洁器,优化洗井管柱,提高井眼清洁程度;将顶部封隔器外径由152.4 mm减小至147.3 mm,提高防砂管柱的通过性。提出的针对性技术对策可有效解决分支井管柱阻卡复杂情况,为分支水平井技术在渤海油田的推广应用提供了借鉴。

陀螺测斜与测固井质量一体化技术研究与应用

为了解决水平井段或大斜度井段无法实现陀螺复测和深层防碰风险高的问题,同时为上返补孔和侧钻创造条件,研究了陀螺测斜与测固井质量一体化技术。设计了专用陀螺挂接筒,实现了陀螺测斜仪器与测固井质量仪器的有效挂接,通过缆芯分配与信号传输方案设计,实现了两套系统独立工作。研究形成了陀螺测斜和测固井质量一体化技术方案。陀螺测斜与测固井质量一体化技术在现场应用中测井过程顺利,复测井段60~1400 m,作业耗时14 h,比传统两趟作业节省12 h;测井效果良好,所测数据满足陀螺复测和固井质量评价技术要求;串联工具串比单独陀螺作业增加了电缆头张力及CCL等辅助信号,能够准确地判断井下仪器状态,降低施工风险,满足了大斜度井作业要求。该技术的开发成功为海上丛式井深层防碰提供了资料录取手段。

无固相弱凝胶钻开液在污水回注井中的研究与应用

为了满足曹妃甸油田储层大斜度回注井对钻开液防塌抑制性和储保性能的要求,本文以渤海油田常用无固相弱凝胶EZFLOW钻开液体系为基础,通过采用无机盐复配方式提高体系的抑制性,同时优化体系颗粒级配形成屏蔽暂堵层,最大限度地保护储层。优化后的钻开液体系配方为0.2%Na2CO3+0.2%NaOH+0.4%PF-EZVIS+1.5%PF-EZFLO+8%PF-EZCARB+5%KCl+NaCl,优化后的钻开液体系具备易降解、逆向不需化学解堵、正向酸化可完全降解的能力,储层保护效果优异。优化后的钻开液体系在曹妃甸油田大斜度污水回注井中首次成功应用2口井,回注量分别高达12516m^(3)/d和14155m^(3)/d,超出配注量9.4%和23.7%,满足了大斜度裸眼井对钻开液储保性能的要求。应用表明,该技术打破了以往定向井无法用EZFLOW体系的惯例,有效保障了污水回注井日回注量超出10000m^(3)的要求,为曹妃甸油田群的有效开发提供了技术保障,具有良好的推广前景。

曹妃甸油田井间压力预测及关调制度研究

为保障曹妃甸油田加密调整井钻完井作业安全,减少溢流、漏失等钻井复杂情况和事故发生,根据曹妃甸油田地质和开发特点,通过室内实验和数模相结合的方法,研究分析了不同关调制度下的井间压力变化规律。基于调整井间压力变化规律及预测模型,建立了基于卡尔曼滤波算法的注采关系确定新方法,形成了强边底水油藏和弱边底水油藏调整井周边注采井关调制度确立方法。经2口井现场应用表明,在确保加密调整井钻完井作业安全的前提下,新建立的周边注采井关调制度较传统关调方式分别降低关调量62%和54.5%,应用效果良好。研究结果可有效预测加密调整井井间压力,合理关调周边注采井,对保障调整井施工安全具有重要意义。

水平井高效实施新技术在渤海油田的应用

随着油田开采时间的增加,油田逐渐暴露出油层层间矛盾突出、注入水突进明显、部分区块或井组含水较高,局部区域单井控制剩余储量相对较高等问题。以水平井对油田进行调整能够更好的动用剩余储量,解决厚油层生产时出现的层内矛盾,同时,多层部署水平井能够实现分层开采,能够缓解由于层间非均质性以及边水推进程度不同等因素引起的层间矛盾。S油田是一个典型的老油田,通过在该油田应用水平井高效开发新技术,机械钻速提效52.72%、工期提效31.94%、产量超配产39%,具有良好的应用前景和经济效益。

海上水基钻井废弃物处理技术试验性研究

为保护渤海生态环境,在环境保护的敏感海域进行钻井作业,需要对废弃钻井液及岩屑进行回收处理,由于海上平台空间有限,且钻井废弃物产生量较大,回收处理存在运输困难、吊装风险大、处理费用高等问题。通过对几种新处理技术装备进行试验性研究,并对废弃钻井物回收处理技术提出合理优选工艺。

基于可充填AICD筛管的防砂控水一体化技术

为了满足渤海油田高含水疏松砂岩油藏开发防砂和稳油控水的双重需求,解决传统AICD自适应控水筛管无法满足砾石充填作业和提液生产的技术难题,采用“双层筛管+循环滑套”结构设计,在循环滑套内置AICD自适应控水阀,形成一种新型可充填式自适应控水筛管,在稳油控水的同时,满足大排量充填作业和后期提液生产需求。基于新型可充填式自适应控水筛管,结合疏水亲油选择性控水颗粒充填,研究形成了防砂控水一体化技术。该一体化技术在渤海油田A1H2井成功应用,首次实现了自适应控水筛管的砾石充填防砂完井作业。现场应用结果表明,基于可充填式AICD筛管的防砂控水一体化技术稳油控水效果显著,可有效延缓边底水的锥进,为渤海油田高含水疏松砂岩油藏稳油控水开发提供了新思路。

特殊保径结构PDC钻头在渤海油田应用

随着石油勘探开发技术的不断进步,旋转导向钻井系统在现代钻井中的应用越来越多。但当面临更加复杂及曲率更高的井身结构时,单依靠Xceed指向式旋转导向工具不能完全满足钻井作业的要求。针对这一情况,提出一种特殊保径结构的PDC钻头,其特殊在于上部1 in标准保径,下部3 in保径为0.6°倒角保径。经过计算机模拟分析,这种PDC钻头相较于常规PDC钻头不但可以提高钻具组合的造斜能力还能提高钻具工作稳定性。在渤海油田现场使用表明,这种特殊保径结构的PDC钻头具有更强的造斜能力,保证旋转导向工具和其它井下工具稳定性,减缓井下仪器由于井下震动导致的失效。

浅层水平井钻完井技术在曹妃甸油田的应用

曹妃甸油田油藏埋深浅,主力油层主要位于上第三系地层的明化镇组、馆陶组地层,主要采用水平井方式进行开发。针对油田的地质特点,根据地层特征情况,在充分吸收前作业者作业经验的基础上,通过近两年的调整井作业实践和验证,形成了一套具有油田特色的,适用于曹妃甸油田的浅层水平井钻完井技术,成功解决了作业实践中存在的包括井眼轨迹控制、管柱下入困难等问题,取得了良好的应用效果。

渤海油田水平分支井钻完井关键技术

为了进一步挖掘油田潜力,在渤海油田A区块部署了一口水平分支井。该井在钻完井中存在浅层造斜率高、侧钻开窗难度大、钻井液性能要求高、尾管下入难度大、防砂管柱下入阻卡风险高等难点。针对存在的问题,研究形成了包括开窗位置优选、Φ215. 9 mm井眼着陆段与水平段一趟完钻技术、满足壁挂式悬挂器坐挂条件的侧钻开窗技术、钻井液性能优化技术、下尾管技术、分支井眼重入技术和分支井完井技术等系列关键技术,有效保障了该井的顺利实施。该井是A区块的第1口水平分支井,该井的成功实施,有效节省了井槽和开采成本,为水平分支井技术在低产低效井治理和油田挖潜中的应用提供了经验,在渤海油田中后期的大规模调整开发中有广阔的应用前景。

隔水管顶张力对水下井口系统稳定性影响

海洋深水钻井过程中,隔水管张力器系统提供恒定的顶张力调节隔水管的受力和形变,是保证水下井口系统稳定的关键。综合考虑海流、平台偏移、海底土、顶张力等影响,建立了水下井口系统力学分析模型及水下井口挠曲微分方程,基于理论模型分析了不同顶张力下(张力比:0.9、1.0、1.1、1.2、1.5)隔水管系统的弯矩和横向位移特征,采用力学等效转化的方法,分析了顶张力大小对水下井口稳定性的影响特征。结果显示,水下井口安装到位后,在平台偏移量固定的情况下,轴向载荷顶张力是影响井口稳定的唯一可控因素;提高隔水管顶部张紧力,可以进一步改善隔水管和水下井口的变形和受力状况,在深水现场钻井作业中,基于最小顶张力计算方法,设置1.0~1.5倍张力比有利于提高水下井口系统的稳定性。

海上丛式井网整体加密井眼轨迹防碰绕障技术应用

海上油田综合调整过程中,井眼防碰已经成为制约丛式井网加密钻采的关键因素。针对海上油田单平台井数多、井间距离小、丛式井网密集的特点,利用井眼轨迹优化和防碰绕障设计,实施丛式井网整体加密钻采井眼轨迹防碰绕障技术。在绥中36-1油田L平台应用效果证明,该技术能够有效防止井下碰撞事故的发生,减小钻井施工的难度。

渤海油田侧钻水平套管井钻完井关键技术

为了有效治理高含水低效井,进一步挖掘油田潜力,对渤海油田C区块因高含水关停的C1H井部署采用侧钻水平套管井进行治理。结合该井油藏地质特征,深入分析了该井实施钻完井技术存在的难点,包括着陆段与水平段一趟完钻技术对钻井液性能要求高、井眼清洁困难、套管下入难度大、水平段固井质量难以保障、完井洗井、射孔和充填防砂难度大等。针对存在的问题,研究形成了包括215.9 mm(8.5″)井眼着陆段与水平段一趟完钻技术、钻井液技术、下尾管技术、水平段固井技术、水平套管井完井技术等系列关键技术,有效保障了该井的顺利实施。实践表明,水平套管井技术控水效果显著,为高含水低效井的有效治理提供了新的技术途径,推广应用前景广阔。