水泥石力学性能对井筒密封完整性的影响

长庆油田延长组致密油层物性差,孔隙度和渗透率低,开采难度较大,需采用大型压裂技术才能获得产能。在水力压裂的过程中,存在井筒完整性失效的风险。针对这一问题,探讨了井筒完整性的失效模式,建立了考虑套管、水泥环和地层相互作用的弹塑性有限元力学模型,分析了水泥石弹性模量、屈服强度对组合体密封完整性的影响。结果表明,水泥石的弹性模量较小时,变形能力强,载荷作用下不易于产生硬性压碎破坏,卸载后界面也不易撕开;水泥石屈服强度越高,卸载后界面抗撕裂能力越好,同时水泥环承受的荷载也越高。指出,除水泥环本身的性能外,地层的力学性质、套管尺寸等参数对井筒完整性也有重要影响,尚需进一步深入研究。对于长庆油田延长组致密油水平井,水泥石抗压强度为26 MPa、弹性模量为7.2 GPa、屈服强度为13 MPa的组合可满足施工及生产要求。采用长庆油田合平4井的现场工程数据,通过建立的有限元模型对该井进行井口试压及水力压裂过程中的密封完整性校核,结果表明,采用韧性改造的水泥浆性能满足施工及生产要求。

海上水淹油藏建库溢油风险分析-以南堡N储气库为例

南堡N储气库依托海上人工岛建设,为国内首座海上油气藏型储气库。建设过程中海底地层、海上作业、油气生产设施、海底管线等生产全过程可能导致海上溢油风险,常规溢油风险评价及储气库安全评价已不能满足海上建库安全环保需求,为了建库需要,开展了注采安评,结果表明:(1)建库区圈闭完整,断层纵向、横向封闭性强,盖层岩性致密,宏观封闭性良好,注气后地层压力上升小于盖层泥岩突破压力。(2)该库方案设计新钻井井筒密封性和水泥环胶结质量均符合储气库标准,无溢油风险;(3)老井排液井井口安装气密封性好的采气树,下入带安全阀的气举管柱,地面配套安全控制系统,可实现紧急情况下远程关断;注气井满足安全注气条件,排液井满足储气库井筒完整性要求,总体上发生溢油风险概率极低,顺利通过国家相关部门批复,目前已安全建设3年,为后续同类海上油藏建库溢油风险分析提供参考。

研究长宁-威远页岩气示范区水平井固井技术

页岩气属于致密性的非常规气藏,资源储藏非常丰富,但是页岩气储层大多数处于低孔低渗的状态,必须通过压裂来增加产量,所以固井技术的应用非常重要。通过介绍我国长宁-威远页岩气示范区水平井固井技术的应用,分析了固井时的难点和固井需要用到的关键技术,希望能提升我国页岩气水平井的固井技术水平,提高页岩气资源的开采量。

页岩油水平井压裂水泥环力学性能设计方法

基于三向主应力影响的水泥环弹塑性模型和界面裂缝的应力场模型,综合考虑水泥环拉伸破坏、塑性屈服、界面裂缝沿界面扩展以及界面裂缝曲折扩展等失效形式,建立了满足压裂井筒密封要求的水泥环力学性能设计方法,同时据此方法构建了水泥环弹性模量、泊松比量化设计图版,明确了井筒安全和风险区域,量化了水泥环屈服强度和抗拉强度指标。研究表明:降低水泥环弹性模量、提高水泥环屈服强度和泊松比可避免水泥环发生塑性变形;提高水泥环抗拉强度可防止其拉伸破坏;提高水泥环弹性模量和泊松比对缩短界面裂缝长度有利,但会增加界面裂缝曲折扩展进入水泥环的风险。模型验证与实例检验证实该模型计算结果较准确,更便于现场应用。

文23储气库钻井工程关键技术

文23储气库地层压力低、层系复杂、流体矿化度高,长期交变注采易造成生产套管及水泥环失效,给钻完井工程带来了一系列挑战。从文23储气库井身结构、钻井液体系、储层保护、井筒密封完整性等方面着手,优化形成了适用于文23储气库井的三开次和四开次井身结构设计方案,研发出了适用于文23储气库低压、易漏储层的微泡防漏钻井液体系,优化设计了以可自降解超细钙、可变形封堵剂、微纤维为主要屏蔽暂堵剂的储层保护基础配方,研制了适用于非盐层段技术套管、盐层段技术套管以及生产套管段的水泥浆体系,结合配套的固井工艺,形成了盐盖层和低压易漏地层固井技术。现场应用结果表明,该技术有效保护了文23储气库枯竭储层,提高了井筒密封完整性,进而保障了储气库的安全平稳运行。

长宁-威远页岩气示范区水平井固井技术

四川盆地长宁-威远页岩气示范区油层套管固井时,由于井眼不规则,水平段长,水泥浆与油基钻井液兼容性差,钻井液密度高、黏切大,难以实现高效顶替,而且后期大型改造易造成套管变形、环空气窜等现象。针对以上难点,通过室内与现场试验探索,形成了一套页岩气水平井固井技术,从而提高了页岩气水平井的顶替效率和体积压裂下的井筒密封性,为下一步页岩气水平井固井提供了有益的借鉴。