川南长宁区块页岩气高密度完井+高强度加砂压裂探索与实践

四川盆地南部长宁区块页岩气资源量丰富,经过技术引进、探索优化、自主创新实现了规模开发。为了进一步提高近井筒储层改造效果、提升作业效率,对水平井分段不断优化,适当增加分段段长,减少压裂段数,同时采用高密度完井,大幅缩短簇间距,并持续提高加砂强度。为此以高密度完井+高强度加砂压裂技术原理为基础,根据长宁区块地质工程特征对该压裂工艺参数进行了探索优化,并分析了该压裂技术的现场应用效果。研究结果表明,高水平应力差页岩储层条件下,高密度完井+高强度加砂压裂技术可利用短簇距间的诱导应力增加裂缝复杂程度,缩短储层基质流体向裂缝渗流的距离和时间,并提高裂缝导流能力;考虑簇间诱导应力对裂缝扩展的影响,施工排量、压裂液黏度对井间储层动用程度和裂缝支撑的影响,暂堵转向技术对压裂裂缝体积的影响等,合理优选出与长宁区块地质和工程条件相匹配的压裂参数:簇间距7~10 m,施工排量约16 m3/min,携砂阶段滑溜水黏度增加到20~30 mPa·s,单段暂堵剂300~500 kg,总液量的50%~57%投注;长宁区块页岩气水平井采用高密度完井+高强度加砂压裂技术,井均测试产量较常规压裂工艺增加了约10%,估计最终可采量可提高约12%。该研究成果可为压裂技术持续优化以及川南地区页岩气藏压裂改造提供支撑和借鉴。

高温高密度完井液体系研究

由于海上钻井时压力和温度的绝对值非常高,压力梯度高的时候可能超过理论推算的上覆地层压力梯度(即达到2.31g/cm^3的当量钻井液密度),其地温梯度也可以达到4℃/100m以上。鉴于以上形势,开发高温高密度完井液体系就越发显得重要。本文首先对高密度清洁盐水完井液作用机理进行研究,然后再构建有固相的高密度完井液体系并对其作用机理进行研究,根据研究需要,重点对清洁盐水完井液PVT变化,结晶点,腐蚀性以及储层作用机理进行了系统的研究。

高密度超微重晶石完井液在塔里木油田超深井的应用

塔里木油田山前构造井深一般为6000～8000m，地层压力大，井下温度高，井身结构复杂，试油周期长，要求试油完井液在高密度、高温条件下，具有良好的沉降稳定性和高温流变稳定性，而目前使用的完井液主要由钻井液改造而成，普遍存在高温固化、加重剂沉淀、处理剂高温交联和分解的技术难题。因此研制出一种新型的高密度超微重晶石完井液，该体系采用超微粉体（0．1～10μm）加重，重晶石经过表面改性处理后，粒子表面形成双电层，使超微粉体颗粒间静电斥力增加，固相颗粒沉降趋势大大减弱，而且体系中无黏土，所使用的稳定剂、分散剂抗温性好、组分简单，所以该完井液在高密度、高温条件下，具有良好的沉降稳定性和高温流变稳定性。该完井液已在一口井进行试验应用，效果表明其基本满足了塔里木山前井高温、高压、试油周期长的应用环境需要。

高密度完井液悬浮固体含量检测方法的改进

悬浮固体含量是影响完井液质量的重要指标之一。为提高完井液质量,对高密度完井液的悬浮固体含量检测方法做了进一步的改进,提出了将高密度完井液密度稀释至不大于1. 20g/cm^3再进行悬浮固体含量的检测。该方法确定了检测过程中的稀释用水量和冲水量;稀释方法相对于不稀释方法操作简便,检测结果稳定;第一次检验的平行样间相对偏差不大于5%。该方法为高密度完井液的悬浮固体含量检测提供了新的方法,为油田用完井液把好质量关提供了新的技术支持。

抗高温高密度无机盐完井液中复合缓蚀剂对P110钢的抑制腐蚀作用与机理

针对高温深井(井温>160℃,井深>5000 m)的油气勘探开发过程中平衡地层压力、减轻储层伤害及防腐的需要,开发了一种低腐蚀性高密度无机盐完井液体系。采用高温高压腐蚀仪及失重法评价了在不同温度(160~180℃)、密度(1.80~2.30 g/cm^(3))及缓蚀剂加量(1%~5%)下该完井液对P110钢片的腐蚀规律。研究结果表明,随着温度的增加,平均腐蚀速率及点腐蚀速率增加,随着缓蚀剂加量的增加,腐蚀速率随之降低,完井液中的缓蚀剂具有较好的缓蚀效果。采用场发射扫描电镜(SEM)观察了P110钢片表面形成了致密的缓蚀产物膜。采用X-射线能谱仪(EDS)、X-射线光电子能谱仪(XPS)揭示了完井液中缓蚀剂与P110钢片的缓蚀作用机理,在P110钢片表面主要形成了Fe_(3)O_(4)及Fe_(2)O_(3),以及三价铁与完井液缓蚀剂中有机成分形成的有机铁络合物。缓蚀剂不仅参与了产物膜的生成,而且促进了铁的氧化钝化,协同实现了高密度无机盐完井液在高温下对P110钢的缓蚀效果。低腐蚀性高密度无机盐完井液体系在安徽无为现场试验1口井,在平衡地层压力的基础上,降低了无机盐完井液对完井管柱的腐蚀作用,推广应用前景广阔。

东海气井高低压分层完井技术的研究与应用

传统海上完井技术采用无固相完井液采用氯化钾调整密度,最高密度约为1.16 g/cm^3,满足压力系数相近的不同产层的分采或者合采完井要求,但对于部分产层压力系数差别较大,容易出现上喷下漏、储层污染、井控风险高的高低压分层完井要求,则常规技术无法满足作业。针对中国海上某油田,需要实现压力系数差值达到0.4的分层开采生产要求,通过新型无固相高密度完井液技术、低压层暂堵技术、阻挡碎屑等多项工艺技术的研究,形成了一套海上高低压分层完井工艺技术。最后在2口气井中进行了技术应用,结果表明该技术保护储层效果良好、作业井控风险可控,顺利实现高低压分层开采,具有较高推广价值。

高压地层油基钻井液水平井完井的应用

利用润滑效果好的原井油基钻井液,优化管柱结构,采用临时封井管柱,替入白油完井液后再打开流动通道的完井工艺,最终首次成功实现了水平井使用油基钻井液完井工艺,并获得理想的油井产量。

中石油非常规储层水平井压裂技术进展

中国石油天然气集团公司(以下简称中石油)从2006年启动水平井改造专项攻关以来,水平井压裂技术实现了从无到有再到无限级段分段的跨越,2015年实现了最高分段数26段。10年间,中石油在非常规储层水平井压裂改造技术领域取得了突出进展:(1)自主研发了水平井双封单卡、封隔器滑套、水力喷砂和裸眼封隔器4套水平井压裂主体工艺技术;(2)自主研发了复合桥塞、套管固井滑套2项水平井大排量体积改造主体工艺技术,配套体积改造优化设计理论、压裂液体系、裂缝监测等技术,初步形成体积改造技术体系和水平井工厂化作业模式;(3)自主研发的压裂工具、液体体系等关键技术,不动管柱多级滑套水力喷砂分段压裂技术、液体胶塞分段技术等,达到了国际先进水平或同期国际领先水平。据统计,2014年中石油水平井分别占油井和气井总数的3.2%和13.1%,其对油田和气田产量的贡献率分别达到9.9%和39.7%。最后,指出了新区高密度完井压裂工程试验、老区老井体积重复压裂试验等中石油新一轮水平井改造技术的攻关重点方向。

苏里格气田水平井斜井段防漏防塌钻井液技术

苏里格气田水平井斜井段施工中漏层、垮塌层在同一裸眼井段中,漏失、垮塌矛盾突出,尤以苏54区块最为明显。该区块刘家沟组承压能力低,易漏失,双石层组坍塌压力高,易垮塌,代表了苏里格气田地层主要特性。针对该技术难点,通过室内配方优化,研究出一套"低土相、强封堵、低密度"的复合盐钻井液体系,使钻井液中含有一定的有用固相,加入2%乳化沥青、3%超细碳酸钙和1%聚乙二醇,并在井斜30°后加入适量预水化白土浆,将使钻井液中膨润土含量控制在50 g/L以内,有效地增强体系的护壁性,改善泥饼质量,同时提高钻井液的动切力,增强其携砂洗井能力,降低钻井液密度和施工排量。现场应用证明,该体系适合苏里格气田的地层特点,具有很好的防塌性,较强的防漏能力,应用效果显著。