盐穴储气库井注采完井质量控制及监督要点

盐穴储气库井注采完井是储气库建设和安全运行的关键,其质量直接影响了储气库的寿命和经济效益。通过分析注采完井过程中常见的管柱渗漏、井下工具失效、密封性检测及注采气井口试压不合格等问题。结合现场施工工艺,从注采完井前密封性检测、注采完井、注采完井后密封性检测3个施工环节,提出了具体的监督要点和管控措施,对盐穴储气库井注采完井作业进行有效干预,从而达到控制和提升盐穴储气库井注采完井质量的目的。

彭州气田海相超深水平井钻完井技术研究

川西彭州海相气田雷口坡组气藏储量巨大,但气藏埋深较深接近6000m,属于典型“三高”气井,开发面临油藏埋深超深、井底高温高压、地层压力体系复杂、目的地层破碎、大规模酸压改造后地层应力微变等诸多工程难题,易发生井漏、井喷、井塌和卡钻等井下故障,导致机械钻速低、钻井周期长、复杂时效高。针对超深、地层压力系统复杂、目的层地层破碎、超长水平段衬管下入等钻完井工程难题,根据工程地质特征,结合现有钻井技术手段,陆相上部地层应用预弯曲动力学钻具配合随钻微扩器钻井技术,斜井段采用高温定向仪器配合大扭矩螺杆滑动定向和复合钻进,配合使用复合盐强抑制强封堵防塌钻井液,海相地层采用油基钻井液配合旋转导向工具与常规螺杆钻具搭配使用的复合钻井技术,形成了彭州海相超深水平井全井段钻井技术体系。为彭州气田海相深井安全优快成井提供了一整套可靠、适用的集成技术方案。

中国石化超深层钻完井关键技术挑战及展望

超深层是中国石化油气勘探开发的重要增储上产领域。针对超深层勘探开发需求和高温高压及复杂地质环境带来的工程挑战,中国石化持续开展关键技术攻关,在钻完井基础理论和方法、钻完井装备、高温井筒工作液、耐高温井下工具仪器和完井测试等方面取得关键技术进展,保障了120口超8 000 m油气井的安全钻探,钻深能力突破9 000 m,助推塔里木盆地顺北大型超深油气田建设、四川盆地海相特深层油气勘探开发突破,为保障超深层油气勘探开发提供了有力的工程技术支撑。随着油气勘探开发不断向更深层推进,技术升级转型需求日益迫切,需进一步夯实理论研究基础,突破耐高温关键工具仪器和井筒工作液,加快推进钻完井工程技术向数智化转型,为保障深层、超深层油气高效勘探开发和加快技术升级转型提供工程技术支撑。

川西地区深层致密砂岩气氮气钻完井试验及发展建议

深层低渗致密砂岩气藏基质黏土胶结物含量高、孔喉细小、低渗透率、低孔隙度、强亲水,采用常规水基工作液勘探开发易产生储层伤害,且伤害后渗透率难以恢复。氮气钻完井技术可从根本上避免钻井液中的固液相侵入引起储层损害,有效保护储层,提高单井产量。文章回顾了近年来氮气钻完井技术开发深层致密砂岩气的实践应用情况,从储层保护、及时发现气层、自然建产、提供地质甜点依据、为气藏富集规律确定提供辅助依据五个方面系统评价该项技术开发深层致密砂岩气的效果,同时针对井眼轨迹控制、井壁失稳及井下岩爆诱发卡钻、钻杆完井和井位及井段优选四个方面阐述了将来氮气钻完井技术的研究方向,以期为四川盆地须家河组致密砂岩气及国内外其他相似气藏的高效开发提供借鉴。

神府区块深部煤层气钻完井关键技术及应用

【目的】深部煤层具有高地应力、中高温度、特低渗透、强压缩性、强非均质性等特点,目前尚未形成成熟的开发技术体系,复杂的地质特征为钻井与完井工程带来了新的技术难题与挑战,亟需开展针对深部煤储层地质特征的钻完井理论与技术攻关,助力油气增储上产,保障国家能源战略安全。【方法】基于鄂尔多斯盆地东缘神府区块深部煤层气开发先导性试验,研发了一套高效钻完井关键技术。【结果和结论】(1)针对深部煤层井壁稳定性差、钻速低、钻井周期长,通过优化二开井身结构、优选钻井液体系与“一趟钻”技术,并结合井眼轨迹精细化控制,实现了深部煤层一体化高效钻进,助力“新优快”井台建设落地。(2)针对深部煤层地质特征复杂、采用常规压裂规模产量低,形成了以“定向射孔+前置酸液降破压+段内多簇密切割+高排量大规模+一体化变黏滑溜水+暂堵转向+多粒径组合支撑剂”为核心的复合极限规模化压裂技术体系。(3)基于“一区一策+全局寻优”的工作理念,设计立体井网工厂化钻完井作业模式,最优水平井距为350 m时,“拉链式”压裂模式效果最佳。(4)“深部煤层气+致密气”协同开采,获得了更高的工业气流,多气合采是提升鄂尔多斯盆地东缘非常规天然气开发效益的重要措施。研究结果有望为鄂尔多斯盆地深部煤层高效钻完井技术提供理论指导与实践经验。

四川盆地超深层钻完井技术进展及其对万米特深井的启示

四川盆地超深层海相碳酸盐岩油气资源丰富,是寻找特大型油气田、开拓油气增储上产新领域的重要方向,但超深层钻完井面临地层条件更加复杂、井筒环境更加极端等工程技术挑战。为进一步指导万米特深井的安全高效钻探,通过梳理超深层钻完井技术难点,系统总结了四川盆地超深层钻完井关键技术,并提出了下步钻完井技术的发展建议。研究结果表明:①形成的超深复杂地层三压力预测监测技术精确预测了复杂地层压力系统及地应力场分布,准确刻画断层、裂缝、溶洞等展布规律,结合非常用井身结构拓展技术,提高了井身结构设计应对复杂地层钻探的能力;②形成的钻—测—固—完全过程精细控压技术,解决了超深井、特殊复杂井钻井液安全密度窗口窄导致“溢漏共存”、固井质量低等难题;③研发的高效钻头与大扭矩螺杆、扭力冲击器等抗高温提速工具,解决了深部难钻地层钻井钻头易磨损、破岩效率低的工程难题;④研发的抗高温钻井液体系提升应对高温深井的钻井液技术保障能力,升级第二代韧性水泥,解决了工作液抗高温能力不足等难题,保障超深井建井质量。结论认为,超深层钻完井技术的发展与进步,使得深井钻深能力突破9000 m已经成为现实,形成的关键技术有力地支撑了四川盆地超深层油气资源的高效勘探开发,对于万米特深层科学钻探和油气增储上产新领域拓展具有重要技术支撑作用。

乍得基岩注气井膨胀管悬挂二次完井技术

乍得油田潜山基岩油藏面临油井低压低产的问题,需要开展注气补充地层能量以提高油井产量,但裸眼开发井转投注气井后,出现上部层系出砂填埋储层的问题。为此,下入膨胀管悬挂器结合裸眼封隔器等组成的下部完井管柱,在乍得BX20井进行二次完井技术先导试验。现场试验结果表明:设计的二次完井管柱一次入井到位,整个作业周期为10 d,较传统二次完井平均施工作业周期减少7 d,节省修井作业费用超20万美元;该井完井后能够有效地封固和保护套管免受注气高压的破坏,有效解决裸眼注气井井筒完整性问题,试注气压力达到20 MPa,注气量达到2000 m^(3)/h。该完井工艺的成功实施解决了乍得油田注气井完井问题,对同类油田的开发具有先导示范作用。

迪北区块深层致密砂岩气藏氮气钻完井技术应用及认识

针对塔里木油田迪北区块目的层阿合组致密砂岩储层岩性致密、地层压力高、煤层发育,应用常规液体介质的钻完井技术对储层损害严重,为此特引入氮气钻完井技术,并在DX1井开展现场试验,获得日产气量82.39×104m3,日产油量100.8 m3的高产。但由于地层岩性的复杂性,氮气钻完井过程中,出现了井壁垮塌严重、内防喷工具失效、井控装备冲蚀等问题,制约了氮气钻完井技术在该区块的推广应用。通过对井身结构、钻具组合、井口装备、排砂管线、内防喷工具以及配套工艺流程等关键工艺、装备的改进优化,形成适用于高压高产深层致密砂岩储层的氮气钻完井配套工艺技术,并在DB104井开展了现场试验,试验效果显著。与同区块液体介质钻井的钻完井方式相比,DB104井日产气增加了400余倍,日产油量增加了6倍。通过DX1井和DB104井证明,只要工艺、装备、措施得当,氮气钻完井技术在迪北区块这类高温高压深层致密砂岩气藏中对储层具有重要的保护作用,可为塔里木油田乃至全国高压高产致密砂岩储层的高效勘探开发提供技术支撑。

智能钻完井装备技术研究进展

我国已成功钻成万米以上超深井,在钻完井装备技术上有了更深入的突破,标志着我国在石油勘探开发领域迈出了重要的一步。当前,对提高钻井效率、保障安全性的迫切需求愈发凸显。智能钻完井技术凭借其高钻井效率和安全性的显著优势,成为解决这些挑战的核心技术。通过融合先进的自动化控制、实时数据监测以及机器学习技术三方面要素,可有效地优化钻井操作,提高作业效率,大幅提升钻完井的安全性。综述了智能钻完井装备技术的发展现状,提出了自动化控制、实时数据监测、机器学习技术三位一体的研究方法,重点分析了国内外智能钻头、智能导向工具、智能钻杆、智能滑套以及智能钻机等创新设备的发展历程与技术进步。建议未来通过人工智能、智能优化算法以及国内外合作等多极为支撑,实现智能钻完井装备技术三位一体的全面发展。

射孔完井近井地带聚合物溶液剪切降黏规律研究

为了确定射孔完井近井地带聚合物溶液剪切降黏规律,应用等效剪切控制体物理模型,研究注入强度、聚合物溶液浓度、聚合物相对分子质量、渗流距离等对聚合物溶液剪切降黏规律的影响。结果表明,聚合物溶液的无量纲视黏度(实测值与初始值之比)随渗流距离的增加整体呈对数递减,聚合物溶液流经射孔完井近井地带时,其黏度损失主要发生在射孔孔壁附近。通过对实验数据的拟合,得出真实反映无量纲视黏度与渗流距离内在客观规律的关系式,揭示出剪切降解造成的聚合物溶液黏度损失的大小是由渗流过程中能量损失(压降)的大小决定的,该拟合关系式也可用于剪切作用下油层远处聚合物溶液黏度的预测。

射孔完井近井地带等效剪切控制体物理模型

为研究地层对含聚液体的剪切降解作用,应用ANSYS软件求解了射孔完井近井地带的压力场和速度场分布,并用MATLAB对压力场和速度场数据进行后处理,划分出10段射孔孔眼控制体,计算各控制体内等压面上的平均流速和各等压面沿流线轨迹到射孔孔壁距离,得出各段孔眼控制体内渗流速度随流线轨迹上渗流距离的变化关系。通过变直径、等直径岩心组合物模实验,测试了各段孔眼控制体内沿流线轨迹不同渗流距离处聚合物溶液的流变性,用流量加权法计算出了整个射孔孔眼控制区域聚合物溶液黏度保留率,按照等效剪切原理确定了射孔孔眼等效剪切控制体的位置及参数,研制了射孔孔眼等效剪切控制体物理模型,该模型在定排量条件下即可准确模拟射孔完井近井地带的变速渗流场对含聚液体的剪切降解作用。

水平井尾管完井与钻井一体化设计控制技术

针对水平井尾管导向钻井技术存在的钻机旋转系统负载大、地面扭矩传动效率低、使用与维护成本高等问题,提出了水平井双管柱尾管差速旋转钻进新方法,揭示了相应的技术原理,设计了双管柱差速旋转传动、复合旋转导向及悬挂器等井下专用工具,优化了相关工艺流程;提出了导向钻具组合工具面控制方法,建立了水平井双管柱尾管差速旋转钻进延伸极限计算模型。结果表明:水平井双管柱尾管差速旋转钻进技术配备常规随钻测量仪器和螺杆钻具,通过调节钻柱转速可以控制导向钻具组合的工具面,实现了水平井双管柱尾管差速旋转导向钻进;基于鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气水平井工程案例计算水平井双管柱钻进延伸极限,与常规尾管钻井方式相比,采用双管柱尾管差速旋转钻进方式显著增大了水平井延伸极限,为水平井尾管完井与钻井一体化设计控制提供了参考。

碳酸盐岩储层高酸溶多级架桥暂堵型钻井完井液体系

以顺北二区碳酸盐岩储层为研究对象,通过岩心裂缝稳定性校正评价了储层敏感性,开展了现用钻井液伤害评价,明确了储层损害主控因素为应力敏感伤害和固相伤害,2种伤害因素累计占比达78.07%。采取“钻井可暂堵、完井可解堵”理念和保护微裂缝为主的储层保护思路,根据裂缝架桥封堵理论,研选了高酸溶固相封堵材料耦合可降解纤维关键材料。通过抗温、抗盐抗钙、沉降稳定性、配伍性及储层保护性能评价,形成了耐高温180℃多级架桥储层保护钻井完井液体系,其承压超过10 MPa,酸化后渗透率恢复率均值可达96.86%,相对常规不含酸溶暂堵材料体系提高了16.23%,具有强封堵、高返排的特点,有望减轻顺北二区碳酸盐岩储层的损害。

科威特北部油田钻完井工程技术进展

Raudhatain和Sabiriyah油田属于科威特北部深层砂岩油田,主要产油层为三角洲Burgan组砂岩、Zubair以及Mauddud地层的浅海碳酸盐岩,相比于科威特南部,钻完井及排采系列工程技术面临钻井周期偏长、井筒流动规律复杂等挑战。针对复杂的地质挑战,不断深化地质认识,深度融合油藏地质与工程技术,围绕快速建产,持续攻关钻采工程工艺,历经三轮探索优化,钻井技术强化,减少井下复杂风险,缩短钻井周期,运用排井钻机施工减少搬迁时间;排采工艺基于不同层位完井方案,形成排井模块式工艺决策方法,最终形成了以“精细轨迹控制优快钻进”、“水平井各向异性中靶目的层”、“注水加快有效排采”为核心的工程技术序列,为科威特深层油气工程技术发展积累了宝贵经验,也为下一步优化开发方案提供了探索方向。

鄂西地区二叠系页岩气钻完井难点及对策

鄂西地区二叠系优质页岩发育、有机质丰度高、资源潜力大,但受地表地下双复杂地质条件的制约,十三五期间区内始终未实现页岩气商业开发。为找寻区内有效储层实现鄂西商业突破,进而率先打开湖北页岩气开发阵地,江汉油田相继在石柱复向斜建南构造二叠系吴二段历时3年部署12口勘探评价井。围绕吴二段“一薄三复杂”特征,地质上采用边摸索边研究边实践的精细工作思路,工程上采用边实践边研究边提效的精准优快迭代方法。通过12口井的钻井—压裂—试采一体化研究,逐步认清二叠系吴二段储层地质特征,形成复杂岩相薄层页岩全息储层精细表征技术,完成了页岩气储层全尺度综合评价,稳步优化二叠系井身结构设计技术,研选了高效破岩钻头钻具组合,研发了防漏防塌防储层伤害的钻井液体系,配套了小井眼窄间隙固井技术,形成页岩优快钻完井技术,实现安全成井率100%;揭示了高模量多灰岩夹层页岩的成缝机制,构建了以“降压促缝、动态控滤、控近扩远”为核心的压裂工艺技术,建立了“实施评估—动态调整”的工艺迭代调整技术,形成了页岩精准压裂技术,压后成藏率100%。勘探开发率先实现了国内二叠系新层系页岩气重大突破,获得了薄层复杂岩相页岩稳定工业气流,湖北省页岩气规模超千亿方增储,为中国非常规能源勘探在新层系方面实施勘探开发提供“湖北经验”,技术成果应用于鄂西渝东地区,推广应用效果好。

钻完井液对储层损害机制及防治措施研究

针对钻完井液对储层的损害机制及防治问题,本次研究首先对钻井液引发储层损害的成因进行分析,在此基础上,对储层保护钻井液技术要求进行探讨,对储层保护钻井完井液类型进行分析,开展钻完井液对储层损害的防治措施研究,为提高钻完井液的储层保护效果奠定基础。研究表明:钻井完井液中分散颗粒堵塞油气层、钻井完井液与油气层岩石不配伍、钻井完井液滤液与油气层流体不配伍等属于钻井液引发储层损害问题的主要原因,控制钻完井液密度用于不同压力下的油气层平衡、钻井液固体微粒匹配对应油气层渗流通道、钻完井液与储层岩石和流体的配伍属于储层保护钻完井液的技术要求,无膨润土暂堵型聚合物钻井完井液、无固相/无黏土相弱凝胶钻井完井液属于常见的储层保护类型的钻完井液。

射孔完井配套井控技术的研究与应用

大庆油田历经50多年的开发,地下情况日趋复杂,给射孔施工带来了很大的风险。同时,原有的配套井控技术尚不完善,导致施工中曾发生过井喷、飞枪等事故。针对原电缆射孔防喷器无法带电缆封井和依靠井口工观察确定井内状态的问题,研制了新型电缆防喷装置,实现了无电缆全封关井,带电缆可靠封井;开发了井筒内液体压力监测技术,可实时采集井内液体压力、密度,当变化较大时及时提醒操作人员采取应急措施。针对射孔-下泵联作等技术应用范围较小的问题,研究了补孔-下泵联作、射孔-分层注水联作和管输射孔井下封井技术,进一步扩大了管输射孔与生产管柱联作技术的应用范围,提高了射孔完井的井控技术水平。

水基完井液静态沉降稳定性影响因素研究

通过研究不同密度的水基完井液在不同温度下沉降1~15 d的流变性能、滤失性能和沉降稳定性,计算不同因素间的皮尔森系数绘制热力图,考察了不同因素对静态稳定分层指数(SSSI)的影响。实验结果表明:沉降15 d内,不同密度完井液的清液量与SSSI值的相关性系数均达到0.91;完井液密度、老化时间以及沉降温度与SSSI值的相关性系数分别为0.64、0.58和0.23,即沉降稳定性的影响因素由大到小排列的顺序为完井液密度—老化时间—沉降温度,但沉降温度、老化时间分别与密度呈现竞争关系。

渤海油田稳产增产钻完井技术进展与展望

为了解决渤海在生产油田面临的井槽、井筒资源紧张,储层产能释放程度受限,水淹储层高含水加剧等问题,通过技术攻关和工程实践,形成了以井槽、井筒高效利用,海上压裂增产,水淹储层高效控水为代表的渤海油田稳产增产钻完井技术体系。主要技术成果指标包括:中短半径侧钻技术全角变化率可达到18.97°/ 30 m,近钻头测斜盲区由23 m缩短至0.6 m,突破技术瓶颈;压裂充填技术可实现177.8 mm套管内的1趟6层压裂充填作业,突破作业极限;可充填式自适应防砂控水一体化技术创新采用“双层筛管、内层基管不打孔”的形式结构,实现了控水和防砂双重目标。基于油田未来面临的工程技术难题,建议在浅水水下井口开采模式、精细化可控超短半径侧钻技术、海上大规模压裂作业模式和多专业协同控水模式等方面持续攻关,为渤海油田实现稳产增产目标提供技术保障。

广义 ( n×m,{ 3,5 },1 )完美差族及相关几何正交码

DNA折纸技术在构造纳米材料中起着重要的作用。而几何正交码(GOCs)可以减少DNA折纸中宏键组的错位问题。本文通过确定(n,{3,5},1)完美差族的存在条件,并借助辅助设计与递归构造的方法,得到了广义(n×m,{3,5},1)完美差族的存在条件。又根据几何正交码与广义完美差族之间的等价关系,给出了对应的变重量的完美几何正交码的存在条件。