苏里格气田φ88.9mm油管固井工艺技术

苏里格南部气田φ215.9 mm井眼下φ88.9 mm油管完井顶替效率低,后期钻探难度大,固井施工压力高。为解决该问题,根据平衡压力固井工艺原理,通过外加剂优选及固井工具优选,配制出优质固井前置液体系、防渗漏水泥浆体系、固井压塞液体系,完成了适合小尺寸套管固井的配套施工工艺。使用该工艺现场施工6口井,固井工具附件性能可靠,既满足返高要求也未发生漏失,未留水泥塞,满足后期储层改造需要,为苏里格气田低成本有效开发提供了技术保障,具有较大推广价值。

侧钻Φ88.9 mm套管井抽油泵举升工艺研究及应用

对老井眼开窗侧钻后,侧钻段一般采用φ88.9 mm套管完井,因而造成一般井下工具采油困难。江苏油田试采二厂通过对已有的定向斜井采油工艺、工具进行适应性改进,解决了在φ88.9 mm套管下抽油泵生产的难题。

苏里格气田小井眼套管开窗侧钻水平井钻完井技术

侧钻水平井可动用原井控制储量,挖潜侧向、纵向剩余油气藏。国内外研究表明:长时间停产井重新复产及低产井增产都需要实施侧钻水平井工艺。苏里格气田地处鄂尔多斯盆地,是我国储量规模超万亿的特大气田,已建成249×10^8m^3的年产能,但其单井产量低、递减速度快,日产量小于3000 m^3的井占50%。如何实现苏里格气田开发的稳产和降本增效,探索侧钻水平井,提高气田采收率是一个技术方向。针对研究区块的小井眼侧钻水平井的工艺难点,从安全钻井、完井工艺、经济效益方面开展研究。现场试验侧钻水平井12口,平均水平段长度672 m,平均钻井周期为49 d,工艺实施后平均单井日产气量2.7×10^4m^3。实践表明,套管侧钻水平井对苏里格气田低产低效井提高气田采收率在技术上是可行的。