厄瓜多尔Parahuacu油田低压高渗小间隙尾管固井技术

Parahuacu油田位于厄瓜多尔56、57油区,该油田已进入开发的中后期,主力油藏为NAPO组U、T层砂岩,属于低压高渗储层,部分地层油水活跃。针对尾管固井对油层封固质量和油层孔隙低伤害的双重要求,通过研究固井对储层伤害、水泥浆防水窜及前置液界面增强机理等,优选了低密度减轻材料HGS6000、低密度悬浮稳定剂BCJ-310S、界面增强剂SS-5L,形成了低伤害防窜水泥浆体系、复合酸性界面增强前置液体系及配套工艺技术,解决了低密度水泥浆强度低稳定性差、水泥浆污染储层、水泥环界面胶结强度低等问题。前期施工的两口井油层优质率100%,尾管全井段优质率90%,投产后日均增产原油10m3/d,原油含水率下降3%,显示了良好的应用效果,为后续尾管固井施工提供了技术支撑,为该油田持续增产稳产创造了良好条件。

厄瓜多尔Parahuacu油田钻井液技术浅析

厄瓜多尔Parahuacu油田地层存在大段泥岩层且造浆严重,页岩层易吸水垮塌,另外还有数段厚度不等的疏松煤层,地质情况较为复杂。水平井造斜点高,水平位移大,存在井眼清洁、井壁润滑问题。产层M-1层砂岩渗透性好,储层保护技术是提高单井产量的关键。结合该油田地质构造、岩性特征和井身结构,系统地分析了水平井施工的钻井液技术难点,找出影响钻井时效的因素,针对性的选择钻井液体系。提出了在同一尺寸井眼采用不用钻井液体系的新思路,并对钻井液处理方法和钻井施工的技术措施进行了阐述,该技术可满足Parahuacu油田的水平井开发要求,可为高效开发该油田及附近油田提供有力的技术支持。

厄瓜多尔Parahuacu油田井身结构优化与应用

井身结构优化设计不仅关系到钻井施工的安全顺利,而且还关系到钻井成本。厄瓜多尔Parahuacu油田由于地层比较新,稳定性差,垮塌严重,容易出现井下复杂甚至事故,而油田北部Basal Tena层属于高压油藏,存在较高的井控风险,给钻探工作带来了诸多困难和挑战,同时对井身结构设计和优化提出了较高的要求。文章简要分析了该油田的地质复杂情况及工程钻井技术难点,结合之前的钻井工程实践,综合考虑各种因素,在保证钻井安全的前提下,对井身结构进行了优化、简化,提出了P油田井身结构优化方案,并在该地区进行了推广应用,大幅缩短了钻井周期,提高了钻井速度,取得了较好的应用效果,提高了油田开发的综合效益。

厄瓜多尔Parahuacu油田定向井钻井难点与对策

厄瓜多尔Parahuacu油田地质条件复杂,在钻井过程中主要存在井眼缩径和垮塌严重、井眼轨迹控制难度大、摩阻扭矩大、研磨性地层机械钻速低、井眼净化难度大、局部地层压力异常导致井控风险高等问题,容易出现井下复杂,严重制约着提速提效。针对这些问题,通过对施工难点进行分析研究,形成了以优化井身结构,使用高性能环保钻井液体系,优选高效金刚石(PDC)钻头,优选井眼轨迹控制工具,强化施工参数,强化井底清扫工艺等为核心的技术对策。该技术措施在P油田进行了推广应用,大幅缩短了钻井周期,提高了钻井速度,取得了显著的综合效果,为该区块的高效开发提供了有力的技术支撑。

厄瓜多尔Parahuacu油田固井技术

厄瓜多尔Parahuacu油田固井时,二界面易发生边底水窜,水泥浆滤液及固相易侵入储层孔喉,采用常规密度水泥浆易发生漏失。针对这些问题,通过模拟冲洗试验,研制了酸性冲洗液、暂堵型隔离液和界面胶结增强剂,配成了多效固井前置液;通过选用空心玻璃微珠、确定液固比设计窗口、控制滤失量和增强防水窜性能,研制出一种防水窜胶乳低密度水泥浆。室内试验结果表明,多效固井前置液能清除井壁95.0%的结构性滤饼,使储层渗透率恢复率超过90.0%,水泥界面胶结强度提高5倍以上;防水窜胶乳水泥浆密度1.74 kg/L,浆体性能稳定,API滤失量不大于20 mL,静胶凝强度过渡时间短于10 min。由上述前置液、水泥浆和相关配套技术措施(如扶正器加放措施、注替方案设计)形成的固井技术,在Parahuacu油田5口井进行了应用,套管居中度达到85.8%,水泥浆环空顶替效率超过95.0%,储层区域未发生水泥浆漏失和边底水窜,固井质量优良。研究结果表明,Parahuacu油田固井技术现场应用效果显著,能解决该油田油层固井中存在的问题。

厄瓜多尔Tambococha油田水平井钻井液技术

厄瓜多尔Tambococha油田由于钻遇松散且微裂缝发育的地层,钻进中井壁易垮塌;其目的层高孔高渗,易发生储层损害问题。为此,以聚合醇XCS-III和乳化石蜡G325为主剂,通过优选其他环保型处理剂,研制了强封堵储层保护水基钻井液。该钻井液利用乳化液滴、浊点效应、微米颗粒及刚性粒子等的协同封堵作用来降低油水界面张力,阻止钻井液进入地层,从而达到防塌封堵和保护储层的目的。室内试验表明,该钻井液抑制性较强,岩屑在其中的线性膨胀量与在清水中相比降低了64.8%;封堵性能好,其粒径分布与理想充填曲线能够较好拟合;储层损害小,对Napo组U层岩心平均伤害率10.25%;环保性能好,钻井液重金属含量等达到了污水排放标准要求。Tambococha油田的15口水平井应用了该钻井液,钻井过程中井眼稳定、起下钻顺畅,钻后平均单井日产原油超过300 t,产油量较邻井提高近90%,且钻井废液及钻屑环保指标均达到EPA1311排放标准要求。研究结果表明,该强封堵储层保护水基钻井液,能够满足厄瓜多尔Tambococha油田水平井钻井提速及储层保护技术需求。

厄瓜多尔Sacha油田砾石层安全钻进钻井液技术

厄瓜多尔Sacha油田TIYUYACU层存在上下2个砾石层,上砾石层厚度约为61 m,下砾石层厚度超过200 m。该地层研磨性强、渗透性强,对压力敏感,是钻井过程中出现复杂甚至事故的高发地层。本文通过分析Sacha 44MD井在砾石层出现的问题,从钻井液的角度找出问题出现的原因,提出优化方案。通过降低体系密度,加强封堵性等措施,实现了砾石层的安全快速钻进,自Sacha 44XD井以后,在砾石层钻进顺利,起下钻、下套管等也未出现遇阻等复杂情况,为解决砾石层钻进难题积累了宝贵的经验。

厄瓜多尔东部油田无线宽带组网可行性分析

本文介绍厄瓜多尔东部油田的地理和通信概况、当今无线宽带组网的主流技术,最后结合厄瓜多尔的实际情况,对在分公司部门和机组之间进行无线宽带组网的各种方案进行了可行性分析。

中石化参与厄瓜多尔最大油田开发项目

中石化国际勘探公司总经理周佰修与厄瓜多尔国家石油公司总裁帕雷哈日前在基多签署了石油开发项目谅解备忘录，将联合巴西国家石油公司和智利国家石油公司共同开发厄瓜多尔最大油田——伊斯平戈一坦布科卡一提布体尼（简称ITT）油田项目。

多家公司投标厄瓜多尔老油田增产合同

厄瓜多尔国家石油公司日前表示，该公司已收到9家国际公司对改善和提高成熟油田产量合同提交的11份报价。

厄瓜多尔签订17亿美元油田开发协议

PBN讯厄瓜多尔总统科雷亚日前宣布，厄瓜多尔国家石油公司将与两家外国公司签订两项总价值达17亿美元的长期油田开发协议。据科雷亚介绍，厄瓜多尔国家石油公司与美国施伦贝格尔公司签订了舒舒芬迪油田的开发协议。这个油田目前的原油日产量在4．5万桶左右，

中国石化参与厄瓜多尔最大油田开发

中国石化与厄瓜多尔国家石油公司日前在基多签署石油开发项目谅解备忘录，将联合巴西国家石油公司和智利国家石油公司共同开发厄瓜多尔最大的油田——伊斯平戈一坦布科卡一提布体尼（ITT）油田项目。

厄瓜多尔将对9个边际油田进行国际招标

据厄瓜多尔能矿部消息，厄瓜多尔于2006年9月14至16日对东部亚马逊地区的ARMADILLO、CHANANGUE，ENO-RON、FRONTERA-TAPI-TETETE、OCANO-PENABLANCA、PUCUNA、PACAY、PUMA和SINGUE等9个边际油田进行国际招标。据估计，上述9个油田已探明储量1．2×10^8桶，剩余储量5354．2×10^4桶，初期开发投资额估计需3×10^8美元。厄瓜多尔政府希望通过签订合同将上述油田产量提高到3×10^4桶／日（日增加2．4×10^4桶）。石油是厄瓜多尔的主要出口产品和财政收入来源，占厄瓜多尔财政预算的35％。

中国和三个南美国家石油公司拟共同开采厄瓜多尔油田

据报道，巴西石油公司、委内瑞拉石油公司、智利国家石油公司和中国石油化工股份有限公司（中石化）四家企业有意组建联合公司，开采厄瓜多尔伊斯平戈-坦布科卡-提布体尼（ITT）重油田。

厄瓜多尔与两伊石油技术服务合同对比分析

2012年,厄瓜多尔政府推出了油田增产服务合同,此后不断修订合同条款,以满足自身利益最大化;2017年,厄瓜多尔推出了15个油田的成熟油田增产综合服务合同。该合同与国际石油技术服务合同及工程技术服务与建设合同在合同模式、合同条款与投资回报等方面均有所不同。与伊拉克、伊朗的石油合同相比,两伊的石油服务合同主要面向国际石油公司,而厄瓜多尔油田增产技术服务合同主要面向国际石油工程技术服务公司,因而承包商在油田技术服务中的话语权不同。这3个国家的石油合同在收入分配、成本回收、桶油报酬费等方面既有相同之处又有不同之处。相比之下,厄瓜多尔油田增产服务合同产量风险较大,法律财税条款风险与政治环境风险较小。

厄瓜多尔石油勘探开发对外合作

厄瓜多尔东部盆地发育白垩系含油气系统，石油资源丰富。厄瓜多尔石油勘探开发投资环境较好。

厄瓜多尔的石油开采

厄瓜多尔的油田开发在20世纪60年代由TEXACO公司开始进行，该公司15年前撤出该地区，其继任者谢弗罗·特克萨利目前正由于环境污染问题面临着数十亿美元的法律诉讼。

海外岩性油气藏储量分类分级方法

为规范海外石油储量评估,提出海外岩性油气藏储量分类分级、岩性边界、含油面积及有效厚度确定的方法。研究结果表明:①海外P类储量一般必须具有公司或资源国政府批准的开发方案。P1储量以具有商业产量或具商业测试流量的井为计算单元,其面积通常由生产井的泄油面积和已知气底或已知油顶与已知油底限定的范围确定。P1储量边界到其与岩性边界一半距离范围内的储量为P2储量;P2储量边界到岩性边界范围内的储量为P3储量,如圈闭内没有或尚不能确定油水界面,则P3储量应以圈闭溢出点来确定;如岩性或储层物性变化较剧烈,P2储量可按P1储量外推1个开发井距确定,P3储量可按P2储量外推1个开发井距确定。②当P类储量井到渗透储层尖灭线的距离不大于3~4倍开发井距时,对于中—高孔渗储层,尖灭线可直接确定为岩性边界;对低孔渗储层,可将达到P类储量标准的最小有效厚度等值线确定为岩性边界。由岩性边界、油气水边界、致密层封堵带等综合圈定含油气面积,面积内的井应达到P类储量标准。已查明流体界面的油气藏,用于圈定含油气面积的流体界面应经钻井取心资料或测试资料证实;未查明流体界面的油气藏,应以测试证实的最低的出油气层底界或有效厚度值外推圈定含油气面积。③P1储量有效厚度的确定应具有可靠的地层测试资料或充分的测井资料,并证实其具有一定的生产能力;P2储量有效厚度的确定通常缺乏结论性的测试资料,并且未证实其生产能力;P3储量的有效厚度存在较大的不确定性,因其在岩石物理解释方面存在不确定性。④推荐采用容积法开展岩性油气藏的储量评估,厄瓜多尔TP油田的实例证实了岩性油气藏储量分类分级和储量评估方法的有效性。

川庆钻探,闯荡厄瓜多尔雨林

川庆钻探厄瓜多尔分公司在围追堵截的市场竞争中,不断转变发展航向,不断扩展市场领域,成功突围。厄瓜多尔分公司(以下简称分公司),曾经一直是中石油川庆钻探海外项目'小而优'的代名词。130多名中方员工连续3年创下了上亿美元的经营收入,并以精湛技术和优质服务在当地树立了响亮的品牌。就在分公司高歌猛进之时,国际油价断崖式下跌。