胡7-侧22井非常规压井技术探析

胡7-侧22井是中原油田部署在东濮凹陷西部斜坡带胡状构造胡10断块区的一口51/2套管开窗侧钻井,目的是评价、落实胡10块深层沙三下7～8层系产能。该区处于油田勘探开发后期,且周围注水井众多,地下注采紊乱,该井实钻过程中地层压力系数与设计出入较大,油气比高,钻井过程中出现严重油气侵、严重漏失现象,采用MTC材料堵漏后,由于一系列因素导致发生井涌,关井后采取分段强行下钻、节流压井、除气等措施,成功处理井控险情。摸索出一套钻具不在井底时非常规压井处理措施,对今后在该地区安全钻井施工具有一定的借鉴作用。

油气井压井方法选择

在油气勘探开发中,因地层压力预测困难及钻井技术工艺不完善等原因,溢流与井喷难以避免,但井涌、井喷压井应该成功,不应该失败和报废。发生溢流或井喷后,选择最优的压井方法是压井成功的前提。概述了国内现在的12种压井方法:3种常规方法、9种非常规方法;讨论了井身结构、溢流类型、关井压力、地层岩性情况、油气层流体情况等影响条件。根据常规方法、非常规方法的技术特性,提出了压井方法选择原则及选择推荐,可供油气井压井参考。

连续油管在塔中碳酸盐岩喷漏同存井压井作业实践

塔中I号气田是一个超深层复杂大型油气田,具有储层埋藏深、温度高、缝洞发育、易喷易漏、H2S含量高等特点。在塔中碳酸盐岩高压油气井作业中,以中古XH井为例,针对井内钻具少和环空套压高等情况所造成的无法采用常规和非常规方法完成压井作业的情况,做进一步的理论研究及现场实践,初步形成了用连续油管在塔中碳酸盐岩喷漏同存井中的压井技术,验证了连续油管用于压井工艺的合理性和可行性,为工程技术人员解决类似井的压井问题提供了新的思路。

井控技术研究进展与展望

当前油气勘探开发正向超深层、非常规等领域大举进军,钻井井控面临特殊岩性地层压力预测精度低、多产层多压力系统复杂、主要产层安全密度窗口窄、老井井口油气泄漏等一系列安全挑战。为保障油气勘探开发安全稳步推进,在国内外井控技术调研和国际对标分析的基础上,对井控技术面临的挑战、井控技术研究进展以及发展方向进行了系统分析。研究结果表明:①碳酸盐储层地层压力预测/检测、早期溢流监测探索和控压钻井技术推广应用,一级井控技术持续发展;②形成了以“井控装备、非常规压井及安全密度窗口扩展”为主的二级井控技术,基本保障了多产层多压力系统井的安全作业;③提出了全过程带火作业井喷失控井救援新理念,形成了自主知识产权的酸性油气藏失控高产井救援技术;④研发出静磁随钻测距系统,救援井技术具备理论基础,具备生产应用的条件。结论认为,国内井控技术虽然已取得长足进步,但仍需在特殊油气藏地层压力预测理论、非常规压井工艺、救援井技术等方向开展持续攻关,以满足对超深层、非常规油气等领域的开发需要。

东海XX井复杂情况处理介绍

东海某油气田XX调整井作业过程中,钻至设计井深后,决策加深钻进以钻探深部地层的含油气性。加深钻进至5 108 m发生溢流,压井过程中,钻杆在731 m位置发生刺漏,导致短路循环,置换法压井过程发生井漏、阻流管汇刺漏,同时由于平台设备压力等级不足导致情况进一步复杂化。经过一系列非常规措施,最终压井成功,是一次非常规压井的成功案例。

压回法阶段压井数学模型与模拟分析

根据压回法压井过程中气体压缩规律和气液两相流特性,提出了压回法压井过程可分为3个阶段,并建立了考虑气体滑脱的阶段压井数学模型,用于压回法作业井底压力和套压变化规律的定量计算。压井参数敏感性模拟分析表明,压井排量越大,压井持续时间越短,产生的井底压力和套压越大;地层渗透率和渗透性地层厚度对压井第一阶段的井底压力和套压影响不大,但当高渗透或高厚度地层进入压井第二、第三阶段,随渗透率或地层厚度增加,压井产生的井底压力和套压减小,且降幅减缓。通过分析压井过程中井底压力和套压变化规律,绘制了压回法典型压井曲线模型。预测结果与实测数据对比表明:该数学模型具有较高的预测精度,能够为溢流压井方法的选择和压回法施工设计提供理论依据与指导。