韧性水泥浆体系为高温高压油气藏压裂开发提供关键助力

采用常规水泥固井的高温高压井压裂作业过程中套管与井壁之间的水泥环容易产生应力破坏,严重时会导致层间封隔失效、套管无规则爆裂,甚至引起油气窜层、井壁坍塌等复杂井下情况。针对高温高压井压裂措施过程中水泥石应力破坏难题,创新研发了韧性水泥浆体系,为高温高压油气藏压裂开发提供了有力保障。

超深层高压油气藏天然气偏差系数计算新模型

为适应我国深层、超深层高压油气藏钻采需要,利用高温高压PVT特性测量系统,开展了高压条件下不同组分天然气样品的PVT特性测量试验,试验结果表明,高压下天然气偏差系数随压力升高大致呈线性增大,随温度升高而减小,但总体差别较小。基于1443组Standing-Katz图版拟合数据、试验测量数据和公共试验数据,建立了大温度压力范围的天然气偏差系数试验数据库。采用多元非线性拟合数值方法,对现有模型进行改进,建立了计算超深层高压油气藏天然气偏差系数的新模型。将该模型与常用的HY法、DPR法、LXF法等方法进行了对比,误差分析表明,该模型在高压段的相对误差在2%以内,计算精度高于HY法、DPR法、LXF法等方法,满足工程要求,可以为超深层高压油气藏安全高效钻采提供指导与帮助。

试论东营盆地高压油气藏的特征、成因及找油意义

本文在研究东营盆地已知高压油气藏特征的基础上,对油藏增压原因作了分析,初步认为:位于沙三、沙四段生油岩中的高压油气藏,除了欠压实作用是增压的主要原因外,温度也是一个重要原因。根据压力系数随深度增加而增大和压力系数随温度增高而增大的关系式和曲线图,为高压油气藏勘探找到了一个新的预测方法。

肯基亚克盐下石炭系高压油气藏防气窜尾管回接固井技术

石炭系碳酸盐岩储层是肯基亚克盐下油田的主力开发层,由于该储层地层压力高,安全密度窗口窄,存在溢漏同层,钻井液和水泥浆之间的密度差小,封固段长,循环压耗高,水泥浆失重严重,环形间隙小,井眼不规则,套管居中度差,造成固井后水泥胶结质量差,易发生环空气窜。为提高水泥胶结质量,该油田采用了防气窜尾管回接固井技术,并采取了一系列配套技术措施。10口井的现场应用表明,防气窜尾管回接固井技术提高了固井质量,解决了环空气窜问题。介绍了该油田防气窜尾管回接固井技术方案、技术措施,并以两口井为例介绍了该油田直井和大斜度井防气窜尾管回接固井的施工程序。

东营凹陷牛庄-六户地区高压油气藏成因

牛庄-六户洼陷是东营凹陷的一个组成部分,牛庄-六户地区构造特点、沉积特点、油气藏特征说明该区有条件成为异常高压岩性油气藏富集区。其沙河街组第三段中、下部的前三角洲和深-半深湖相的大套泥岩为地下流体提供了良好的封闭条件。其温压系统剖面特征、烃的生成、压实作用、蒙脱石脱水、水热增压及地层的封闭性是产生高压油气藏的主要原因。

洼陷区异常高压油气藏形成条件分析

本文以东营凹陷牛庄—六户洼陷的油田基础资料为主要依据,在国内首次应用同时、同相不同深度泥岩声波时差迭合法,研究欠压实泥岩的压实历史。提出压力封闭、异常压实、粘土矿物脱水、烃类生成和水热增压是产生异常高地层压力的主要因素。砂体发育、压力封闭、生油条件,油气运移和储层物性等控制着洼陷区封闭性异常高压油气藏的发育。本文目的是为具异常高压洼陷区的油气勘探提供理论基础。

迪那高压凝析油气田测试工艺分析

迪那 11井试油关井压力高 ,钻井漏失的泥浆中的铁矿粉在放喷反排时可能对地面设备造成损坏。为此选用射孔—测试—酸化管柱 ,射孔后立即进行酸化 ,同时地面安装KQL10 5 / 78 6 5整体采油树和贝克、EXPRO两套分离器。成功的试油工艺为该区域安全试油提供了可借鉴经验。

积极保护高产油气藏 科学防治井喷对策

油气井喷是勘探开发油气田过程中一种突发事件 ,关键是要搞好科学防治 ,常备不懈 ,保护高产油气资源 ,避免事故损失。本文应用油气田地质开发力学 ,分析导致井喷因素 ,借鉴历史经验 ,因井制宜 ,提出有效对策。

致密高压裂缝性气藏超深水平井钻井技术难点与对策

川西深层须2段气藏埋藏深,地层致密、石英含量高,主要靠钻遇裂缝获得工业产能。而直井钻遇裂缝的概率很小,为了尽可能多地钻遇裂缝,宜采用水平井开发。详细分析了川西深层须2段气藏由于埋藏深、岩石致密、地层高温、高压、研磨性高和可钻性差给水平井钻井带来的技术难点,并针对技术难点提出了对策,即要在高精度地质预测的基础上以可靠的抗高温、高压的随钻测量仪器、长寿命螺杆和钻头做保障,并兼顾优化井身结构、井下动力钻具的水力参数和钻井液流变性能。

海洋深水高温高压气井环空带压管理

中国南海高温高压油气藏开发过程中,井筒环空带压问题突出,一旦超过允许值将会影响安全生产。为了保证气井的正常生产,需要确定环空压力的合理范围,为此基于ISO 16530-1:2017标准和API RP 90-2的推荐做法,研究并建立了考虑管柱承压能力和关键节点校核的深水高温高压气井环空带压控制值计算模型以及一套环空压力管理图版。研究结果表明:(1)管柱承压能力计算主要针对环空对应的油管和套管;(2)关键节点校核计算主要针对井口装置、封隔器、井下安全阀和尾管悬挂器等;(3)建立了环空最小预留压力计算模型,以确保对深水高地层压力或井底高流压气井的环空施加一定的备压,保证井下管柱和工具在合理环空压力范围内正常工作;(4)以某深水气井为实例进行了计算与分析,得到了考虑和不考虑壁厚减薄情况下随投产时间变化的各环空带压控制值。结论认为,所建立的模型及图版应用于海上深水高温高压气井,使用简便、可操作性强,可以为深水高温高压气井及类似井的井筒环空压力管理提供借鉴。

数值模拟法研究高压气井试井流压上升原因

克 -依构造带高产气藏试井的流压上升现象 ,导致了克 -依构造带超高压气藏测试 (试井 )资料不能被有效解释。自喷井定产量试井流压下降与非自喷井流压上升的试井理论已较成熟 ,对于自喷井定产量试井流压上升的试井分析理论还没有人进行研究 ,文章研究了高压气井定产量试井导致流压上升的原因。根据渗流理论 ,建立了变表皮系数、高速非达西渗流、部分打开地层的数学模型 ;根据数值模拟理论 ,建立了差分方程 ;研制了数值模拟软件 ,用研制的数值模拟软件模拟了部分打开地层、高速非达西渗流、变表皮系数等因素的井底压力响应。在测试过程中地层损害程度在减轻 ,这是高压气井流压上升的主要原因 ,表皮系数降低得越多时 ,井底流压上升得越快。部分打开地层、高速非达西渗流单因素不能导致高压气井流压上升。这些认识对建立自喷井定产量试井流压上升的试井理论有重要意义。文章建立的高压气井试井流压上升的数值模拟方法可用来解释高压气井试井流压上升的资料。

史深100高压低渗透油藏开采配套技术

方法以油层保护为前提，应用高能气体压裂、酸化、杆式泵深抽等配套技术开采低渗透油藏。目的解决低渗油藏高效开发的问题。结果利用配套开采技术取得史深１００断块连续４年稳产的好效果。结论低渗透油藏开发过程中，在预防油层伤害的基础上，优选油层改造工艺，完善深抽配套技术。

异常高压低渗透地层测试工艺技术

东秋5井是一口典型的异常高压低渗透地层预探井。由于测试井段深（最深段5160．0～5165．0m）、系统压力高（最高压力系数2．27），常规电缆射孔无法实施。以东秋5井测试为例，并针对本井特点，大胆采用了打破常规的施工工艺：①采用清水中射孔测试联作工艺；②测试管柱组配水力锚，克服地层上顶力；③关井时环空加压平衡封隔器胶筒压差；④双桥塞封堵上返测试；⑤采用不压井作业。此套工艺节约勘探费用上亿元。测试结果，7个地质层均未获工业油气流，原因是地层渗透性差、地层水活跃、含油饱和度低。

东营凹陷高压低渗透油藏注水开发研究与实践

针对异常高压低渗透油藏的开发特征,从井网部署、地层压力保持水平、合理注采比等方面入手,提出了适于该类油藏的注水开发方式。以东营凹陷中央隆起带的现河庄、史南与牛庄油田已投入开发的高压低渗透油藏为例,将研究成果应用于新区开发并指导老区调整,取得了较好的开发效果。

高压高产气井的完井测试工艺

针对塔里木油田高压高产气井克拉 2井的实际情况 ,设计了 4种比较典型的测试管柱 ,对各测试管柱的适用性及优缺点作了简要的说明。同时为保证高压高产气井地面计量的准确、可靠 ,采用了较为先进的地面流程及计算机数据采集系统。经该井 15层次测试施工 ,成功率达 10 0 %

南海:再次纵深又获突破——中国海油30年持续攻关“智服”深海超高温高压油气藏

5月继国土资源部中国地质调查局从我国南海神狐海域水深1266米海底以下203-277米的可燃冰矿藏开采出天然气,取得天然气水合物试开采的历史性突破之后,南海莺琼盆地也传来大好消息,中国海油湛江分公司在南海莺琼盆地4000米处成功钻探一口超高温高压井,并获良好油气显示。

柯克亚柯深102井地层水水型差异原因分析

塔里木盆地柯克亚古近系凝析气藏为超深(6400m)、超高压(128MPa、压力系数2.0)碳酸盐岩气藏,目前只有柯深102井在生产,该井于2003年8月7日投产,2003年12月28日开始产地层水,分析认为,水来自产层本身,有CaCl2型和Na2SO4型两种类型。地质分析认为,前一种水是地层压力降低,超高压气藏泥质岩中的残余水被挤出而形成,而后一种是由于局部透镜状水体或边水侵入所致。

塔里木盆地复杂气田试井技术应用新进展

近年来由于部分采气井油管变形、结蜡结垢严重,造成监测仪器下不到井底,从而影响录取资料的质量;同时凝析气藏复杂的相态变化所引起的储层多相渗流和井筒多相流动,给测试资料的解释带来了很大的困难,影响资料的解释精度。因此,常规的试井技术已经远远不能适应开发的需要。经过多年的探索与实践,从试井理论、测试工艺等方面入手,提出了高压气井和凝析气井资料处理及解释方法,初步形成了一套适合于高压气田、凝析气田的试井技术,现场应用效果良好,为气田的生产管理和方案调整提供了优质的监测资料。

气井不关井压力恢复试井分析方法

四川地区超高压并的地层压力达70～126MPa,关井原井口最大压力也在58～110MPa,其井身结构和井口装置难于承受如此高的压力。这种状况给关并测压力恢复曲线试井方法的应用带来了很大困难。对于低渗透气层的井来说,关井测压力恢复曲线需要数月时间。鉴于此,提出了采用不关井只改变工作制度的方法使产量由大变小,测取井底压力恢复的数据变化,运用多孔介质天然气不稳定渗流理论,得出基木方程。通过绘图和计算,确定气藏的原始地层压力、地层有效渗透率和表皮系数等参数。经十余口井的应用,所求地层压力数值的吻合程度达95%以上。文章还指出了改变工作制后的产量与改变前的产量之比以0.4、0.6为好,地层回压控制《在地层压力的50%～80%为宜。此外,改变工作制度前的稳定生产时间应大于改变工作制作后的井底压力恢复时间。

史深100断块油层保护技术应用研究

通过对钻井液的筛选和入井液的评价 ,并在室内研究、现场攻关试验的基础上 ,形成了从钻井到完井、采油等区块开发生产全过程中的一整套完善的油层保护技术体系。研究表明 ,钻进过程应采用正电胶钻井液、聚合物铵盐泥浆体系和近平衡钻井 ;作业过程严禁使用淡水或卤水作为洗井液、压井液 ,酸液中应加入抑制盐敏和酸敏的防膨剂 ;压裂过程优选羟丙基瓜胶、有机硼交联剂及微胶囊破胶剂 ;