致密碳酸盐岩气藏前置酸加砂酸压工艺研究及应用

大牛地气田下古生界碳酸盐岩储层具有致密低渗透、低压、低孔的特征,储层岩石弹性模量高、泊松比低,酸蚀裂缝窄且长度有限,水平井酸压后整体稳产能力较差。为此,将前置液酸压与携砂压裂工艺相结合创新形成了前置酸加砂酸压工艺,实现深度酸压的同时形成了具备高导流能力的油气流动通道。优化研究了酸液黏度、酸液浓度、施工排量、铺砂浓度、酸蚀反应时间等前置酸加砂酸压工艺设计参数,并在大牛地气田碳酸盐岩水平井中现场应用了6口井53段,单井平均无阻流量为8.49×104m3/d,单井产量提高近2倍,该技术的应用将对致密低渗碳酸盐岩气藏的开发提供技术保障。

川西水平井固井技术

水平井固井一直以来是固井领域的难题,国内外学者与工程师做了大量的工作,取得了一定的成果。近年来,川西随着储层的动用水平程度的提高和钻井技术的进步,水平井数量逐渐增多,因此,提高水平井的固井技术水平将成为今后重点攻关方向。重点分析了川西水平井固井技术现状,难点及攻关思路,提出影响水平井固井质量的主要因素为重力因素与井眼几何形状。重力作用导致水平段套管向下侧弯曲,影响套管居中,从而影响水泥浆顶替,钻井液、前置液和水泥浆的重相颗粒发生沉降,从而影响井眼清洗和浆体性能,影响固井质量。井眼弯曲与井径不规则,严重影响套管下入与环空流体流动。合理的扶正器选用与间距设计,优化浆柱结构与顶替工艺,以及使用综合性能优良的水泥浆体系,是提高川西水平井固井质量的途径。

压裂施工中前置液用量计算方法研究

压裂设计中,前置液用量是一个重要施工参数,它直接影响着裂缝形态、压裂改造效果,甚至决定压裂施工的成败。本文阐述了垂直缝油藏前置液量对支撑缝长影响的量化方法。目的是就区块及地层条件,研究前置液对造缝长度的影响,从而给出不同油层厚度、缝长的前置液用量的计算方法,为油井压裂前置液量的确定提供理论依据。这种方法是以区块为研究单元,结合理论模型和现场试验,综合评价油井产量、采油强度和压裂有效期指标,给出在该区块地层、井网条件下,前置液量与支撑缝长间的量化关系,并制作了相应曲线图板,通过图版可直接查得不同加砂规模、缝长、目的层厚度所对应的前置液用量。现场应用127层,平均单井日多产油0.7 t,采油强度提高了25%,有效期10.5个月,施工成功率100%。试验结果表明,将理论模型与现场试验有机结合,用于计算前置液用量是一种有效方法。

高渗透水泥防砂暂堵型前置液体系研究

高渗透水泥防砂技术是一种全新的化学防砂技术，为防砂开辟了一条经济、高效的途径，但在进行两渗透水泥防砂施工时，水泥浆的侵入常会对油层造成污染甚至永久性的伤害，严重时会使防砂固井作业失败，油井丧失生产能力。本研究以稳定性较好的油溶性树脂A为主要原料，率先研制出适合高渗透水泥防砂的屏蔽暂堵型前置液。该前置液在温度不超过80℃时，除了自身失水量很小外，还能使随后注入的高渗透水泥浆API失水量大幅度降低，特别当温度为60℃～70℃时水泥浆失水量几乎为零。该前置液所形成的滤饼不但具有良好的油溶解堵能力，而且还对水、油具有不同的选择性渗透能力，即具有较好的“堵水疏油”作用。对于地层温度低于80℃的油井，采用该前置液与高渗透水泥浆联合施工作业，不但能保证防砂施工成功，而且还具有良好的选择性堵水能力，达到既防砂又堵水的目的。

华北油田碳酸盐岩及复杂砾岩储层酸压改造技术

碳酸盐岩和复杂砾岩储层在华北油田具有广泛的分布,而且该部分储层的地质特征复杂,认识难度大,储层非均质性强,埋藏较深,使用常规的酸化技术很难实现长距离改造的目的。优选出一种新型的能提高酸液作用距离的清洁酸液体系及前置液酸压或者多级注入酸压技术。该体系具有良好的缓速性能,在80℃下的酸岩反应速率仅为盐酸的65%左右,抗温达120℃,破胶彻底,降摩阻性能好,对储层的伤害程度低,残酸对储层的伤害率仅为胶凝酸的32%左右,为常规瓜胶压裂液的20%左右。在虎x井的现场试验应用表明,该酸液体系结合新的工艺方法可以提高裂缝的深穿透性,有利于提高改造效果。

随钻堵漏型无固相弱凝胶钻井液体系研究

用具有适当分子量的聚丙烯酰胺与交联剂乙酸铬进行交联实验,运用正交法安排了实验,通过综合平衡法和方差分析法得到了最佳交联组合。实验分析了影响此成胶体系性能的主要因素,并对其作为随钻堵漏型无固相弱凝胶钻井液的可能性进行了研究。结果表明,该成胶体系具有一定的黏弹性,流动性好;在其中加入重铬酸钾后抗温性可得到明显提高,达80℃;加入了超低渗透剂和超细碳酸钙的凝胶体系具有良好的堵漏效果;最终得到的无固相弱凝胶体系成胶范围宽、成本低、适应性强,具有随钻堵漏作用。

保护储层的气液转换钻井完井液技术

针对气体钻井过程中地层出水、扭矩、摩阻过大或起下钻困难、影响钻井安全等复杂情况的发生而不得不转换成常规钻井液钻井的问题,分析气液转换过程中工作液对储层的伤害机理,得出使用润湿反转前置液技术,将亲水表面转换成亲油表面,能有效解决这一问题的发生,同时要求该润湿反转前置液与后尾追钻井完井液有良好的配伍性。与之相应的钻井完井液对地层有较强的暂堵、胶结作用,可以有效的保护储层。同时保护储层的气液转换技术的施工有特别要求,为确保施工顺利进行,应重视气体钻井完成后的转换作业。

基于油基钻井液下固井前置液的研究及应用

随着勘探开发的需要,油基钻井液钻井逐步增多,但钻井后井壁存在含油泥饼、套管壁上黏附有油基钻井液,影响固井质量.开发了适合油基钻井液的清油冲洗剂QY-1和清油隔离液GLY-1.QY-1可有效清洗油膜,冲洗率达95％以上.清油隔离液GLY-1密度在1.00～2.20 g/cm3之间可调,悬浮稳定性好,具有良好的抑制能力,与油基钻井液、水泥浆配伍性良好.形成了高密度前置液的多级配制工艺,保证了现场前置液性能与室内实验一致.同时建立了四级冲洗顶替工艺技术,提高了顶替效率,进一步提高固井胶结质量.现场应用5口井,固井质量优良.

玛扎塔格构造浅层气防窜固井技术

玛扎塔格浅层构造气田天然气储量丰富,但地质结构复杂,产层套管固井后时常出现环空气窜和井口环空带压现象,同时天然气中含有较高浓度的H2S,给开发作业带来极大的风险和困难。在对环空气窜进行分析研究基础上,通过调整固井水泥浆配方,形成了一套阶梯密度、多凝、早强、非渗透、膨胀型水泥浆,结合使用低黏性紊流前置液,并配合变排量施工及抗硫、气密封螺纹套管等工艺技术,解决了固井防漏、防气窜技术性难题。在玛扎塔格浅层构造气田的近10口井中进行现场应用,结果固井质量优质。

海南福山油田深井油层套管固井技术

福山油田深井油层套管固井作业面临流二段存在巨厚泥岩层,流三段井眼呈糖葫芦状,钻井液的黏度高、切力大,井底温度高等技术难点。为此,采取了以下技术措施:在主要油气层段下入阻力小的小型刚性扶正器和双弓弹性扶正器;用低黏度钻井液(漏斗黏度在50s左右)替代井筒内的高黏度钻井液;选用对钻井液稀释效果好的3%ZQY-1冲洗液,由ZQY-1和重晶石配制的黏稠隔离液作为前置液,以提高顶替效率;注入由清水、降失水剂、缓凝剂组成的药液,在黏稠隔离液和水泥浆之间形成缓冲带;使用氮气预应力高温水泥浆,以防止水泥浆失重期间发生油、气、水窜。介绍了该技术在花东6-3x和花11x井的应用情况,该2口井应用井段的固井质量为优质。

油基钻井液的高效前置液的研究与应用

本论文就前置液的成分和具体作用进行了阐述,并记录了油基钻井液的前置液现场应用的情况。

潜山漏失井青东古1井尾管固井对策与实施效果

针对胜利海上油田青东区块青东古1井三开在钻遇古生界时发生漏失现象和尾管坐挂后环空间隙小、封固段长、循环压耗高的特点,文章主要作了如下几方面的工作:分析了该井固井技术难点,研究并应用了新型的S102前置液和优选配套的复合纤维增韧水泥浆体系,应用了配套的完井管串结构。现场固井结果表明,固井时选用的S102前置液不仅具有良好的流变稳定性,而且低黏、低切,可在较低的排量下实现紊流顶替,从而提高了环形空间顶替效率及防止环空携岩憋堵,改善了水泥环胶结质量。复合纤维增韧水泥浆过渡时间短,稠化时间可调,水泥石致密,抗压强度高,流动度高,具有良好的防漏性能。电测结果显示,该井固井质量优质,满足了后续勘探开发的需要[1],该井所采取的一系列固井工艺措施在青东凹陷北部地区具有较好的推广应用价值。

CFD2-4-1井四开尾管固井对策与实施效果

针对冀东南堡区块CFD2-4-1井四开钻遇潜山界面时,尾管坐挂后环空间隙小、封固段长、循环压耗高的特点。论文分析了该井四开固井技术难点,应用新型的S102前置液,优选配套的抗高温水泥浆体系。现场固井结果表明,S102前置液不仅具有良好的流变稳定性,而且低黏、低切,可在较低的排量下实现紊流顶替,从而提高了环形空间顶替效率及防止环空携岩憋堵。抗高温水泥浆过渡时间短,稠化时间可调,抗压强度高,流动度高,具有良好的性能。该井所采取的一系列固井工艺措施在冀东南堡区块具有较好的推广应用价值。