西北油田裸眼井完井测试优化技术

目前西北油田碳酸盐储层开发的主流技术包括分段改造、定点卡封酸压、衬管完井等工艺。完井测试管理中心对西北油田目前所用完井测试技术的优化,主要在以下三个方面:井眼条件、泥浆质量和完井管柱优化。中心经统计分析近几年完井失败案例,建立了五维度分析法,从井眼扩大率、井眼曲率、裸眼段长度、模拟通井情况等维度对井眼进行综合评价,中心编制并执行《完井作业期间钻、完井液质量控制管理办法》,开展了前置泥浆性能摸底、一井一策制定优化方案、落实优质封闭性能等措施。

海上水平裸眼井分舱防砂与智能分采完井技术

渤海油田水平井高效开发面临防砂难度大和高含水突出等问题,且无人平台的推广增加了生产井远程监控的需求。针对当前的生产需求,研发了一种水平裸眼井分舱防砂与智能分采完井技术。引入旁通隔离封隔器设计了一趟多舱砾石充填管柱,旁通隔离封隔器双重封隔可有效防止层间窜流,为智能分采提供良好的井筒环境;重新设计智能分采管柱产液流动通道,将液控智能滑套优化到顶部封隔器以上位置,以降低现场作业难度,减少作业成本;采用节点分析法分析智能分采管柱的作用机理。该技术在渤海油田S井进行现场试验,试验结果表明:该井分舱砾石充填效率100%,智能滑套顺利实现中心平台远程控制;投产至今未出砂,日产油108 m^(3),超配产10%,实现了增储上产的目的。所得结果可为海上油田水平祼眼井分层开发提供新思路,为祼眼井控水技术提供新途径,为智能油田规模化建设提供新方式。

顺北1-7H超深水平井钻井液技术

顺北1-7H井位于顺托果勒低隆北缘,设计井深7726.51m,是四开制超深开发水平井。该井地质结构复杂,钻进过程中穿越多套地层,施工中钻井液井壁稳定技术难度大。针对不同井段及不同地层岩性,采用不同的钻井液体系,配合相应的现场钻井液维护处理工艺,保证了施工的顺利进行,施工中井壁稳定,井身质量好,取得了优快钻井的良好效果。

隆页5-1HF一级井身结构攻关研究

为了实现武隆区块常压页岩气效益开发,在隆页5-1HF开展了一级井身结构攻关研究。通过开展三压力剖面分析、基于必封点的一级井身结构设计、优化长裸眼井段提速方案、开展亲油水泥浆堵漏研究、优化固井方案,隆页5-1HF顺利完井。该井平均机械钻速17.51m/h,扣除复杂处理时间20.98天后周期为31.25天,低于设计周期32天,可为武隆地区页岩气钻井提速降本提供借鉴。

顺北油气田超深井分段完井技术

顺北油气田储层发育多条断裂,每个断裂内有一条或多条栅状储集体,储集体间分隔性强,需要通过分段改造动用多个断面储集体,提高油气井产能。为此,通过优化橡胶材料的配方、硫化工艺和完井工具的机械结构,研发了耐高温高压的大扩张比裸眼封隔器、投球分级滑套、压差滑套、完井封隔器等分段完井用关键工具。基于两性离子酸用稠化剂和有机–无机抗高温双重交联剂,研制了抗高温交联缓速酸;利用压裂液和酸液的黏度及密度差异,形成了远距离沟通深部酸压工艺。在研发关键完井工具、高温酸液、酸压工艺的基础上,基于地质工程一体化理念,研究形成了顺北油气田超深井分段改造完井技术。顺北油气田12口井应用了该技术,应用结果表明:裸眼封隔器、投球分级滑套和压差滑套耐温180℃、耐压90 MPa,分段级数可达5级;交联缓速酸耐温180℃,黏度提高2倍以上,酸岩反应速率降低20%以上,酸液穿透距离由100 m提高至120 m;现场应用分段级数最高达到4级,封隔器下深达8833 m,应用温度最高达182℃;压后折算产量同比邻井平均提高20%,SHB4-5H井等3口井达到日产油量超过千吨,实现了少井高产。

金属套管对井下电磁波无线传输的影响

电磁波无线传输技术可以实现井下数据实时传输至地面,以便地面工作人员及时获取地层参数,但受井下套管的影响,地面接收到的电磁波信号要远弱于裸眼井所传输出的信号。文章通过对电磁波在有套管的井的无线传输信道进行阻抗分析,发现其传输信号受影响的关键机理与电磁波发射器部分阻抗的分布有关。文章在此基础上建立了套管与油管耦合模型,提出了一种新的分布参数的计算方法来计算耦合模型的阻抗分布参数,同时定义了穿透系数,对发射器部分长度、信号频率、管柱物理参数等影响电磁波传输的关键因素进行定量描述,经仿真数据和现场试验验证,理论结果可靠。在有套管的井中,可以通过选择合适的信号频率、提高套管电阻率、降低套管磁导率等方法,来调整阻抗分布参数,对保证信号的稳定性、提升传输的深度具有重要意义。

深井裸眼封隔器分段酸压管柱打捞实践

安岳气田灯影组气藏广泛采用大斜度井/水平井裸眼封隔器分段酸压工艺试油完井,悬挂封隔器及下部管柱被“永久性”留在井下。如果利用原裸眼侧钻,则需要打捞分段酸压管柱至套管鞋以下30 m左右。MX126井和GS121井前期打捞作业历时均超过50 d,打捞效率非常低,主要原因为:悬挂封隔器双向锚定,裸眼封隔器和连接油管埋卡严重且位于大斜度井段,压井后长时间静止埋卡越来越严重;钻井液压井后切割油管受阻,没有完成落鱼切割分段;套磨铣导致封隔器解体,倒扣时落鱼出现多处退扣,倒扣打捞效率低。针对上述问题,优化了打捞技术措施:钻井液压井前,采用泵送径向切割工艺在清水中切割油管,确保切割成功率;采用带压拔出插管循环压井,缩短钻井液浸泡时间,降低次生卡钻风险;优选磨铣工具和打捞工具,优化磨铣工艺和震击解卡打捞工艺,维持落鱼完整性、力求捞出整段被切割落鱼。该技术成功应用于MX146井和GS127井后期的打捞作业,分别用时12 d和5 d。该技术可以显著提高裸眼封隔器分段酸压管柱的打捞效率,具有推广应用价值。

交叉偶极子阵列声波测井在裸眼井中的应用研究

为保证在信号衰减趋势减缓的同时,进一步丰富声波数据的种类与来源,将交叉偶极子阵列声波测井技术应用于矿井的数据采集过程中,并研究交叉偶极子阵列声波测井技术在裸眼井内的应用。选择某矿井作为实验的研究区,安装声波接收与发射装置,设计声波识别过程,结合纵波、横波、斯通利波分别对阵列声波进行提取与处理。使用交叉偶极子阵列声波测井技术分析岩石的机械特性,获取泊松比、杨氏模量、剪切模量、体积模量4个岩石力学参数的统计直方图。分析不同地层的各向异性,得到5种煤层结构内的声波主要接收方向。得到地层波形幅度和衰减趋势分析结果,依据不同波形的反射系数,获取低空渗透层的方向。

基于有限元数值模拟的裸眼射孔完井产能评价

随着油气勘探开发的不断推进,非常规油气资源被愈发关注。对于测试、开发过程,提产工作是其中关键一环,然而常规的完井方式已经不能满足油田对产能的需求。为提高渤海某油田致密砂砾岩储层测试产能,依据降低地层污染和增大井筒暴露面积的原理,本文提出了裸眼射孔的新完井方式。基于有限元方法建立了产能评价的三维模型,并对特定工况下裸眼射孔、裸眼、套管射孔等完井方式的产量进行分类评价。之后对影响裸眼射孔完井方式产能的参数进行了敏感性分析,最终利用二维平面射孔井模型揭示了射孔井增产机理,利用产能评价的室内实验验证了数值模拟所得规律。研究表明,裸眼射孔完井方式能有效提高测试产能,提产效果受地层条件和射孔参数组合控制,较裸眼完井的提产比例约40%~80%,较套管射孔完井的提产比例约10%~130%。本研究为非常规油气井完井方式的选择提供了新思路,为现场提产方案制定提供了依据和参考。

沙家沟裸眼井区长6储层四性特征及测井二次解释

为解决油田早期裸眼井地层砂体特征认识不足、油层识别紊乱及储层采出程度低等问题,为二次挖潜工作提供理论指导,选取甘谷驿油田沙家沟裸眼井区长6油层作为目的层。以岩心实验数据及测井数据为基础,结合《低渗-特低渗砂岩油(气)层有效厚度解释技术要求》标准(陕西省地方标准DB61/T 1177-2018)要求,开展小层砂体四性特征分析,确定储层有效厚度下限,进行测井二次解释及储量计算工作。研究结果表示:长6储层砂体主要为细粒长石砂岩,为低孔低渗储层,储层含油受沉积微相及物性控制;有效厚度下限为岩性—细砂岩以上,含油性—油斑以上,物性—Ф≥8.0%,K≥0.2×10^(-3)μm^(2),电性—Sw<58%,Rt≥38Ω·m,Δt≥220μs/m,并以此建立了测井解释图版;长6小层剩余地质储量1454.79×10^(4)t,长6_(1)^(3)、长6_(2)^(2)小层累产油量和剩余技术可采地质储量都相对较高。研究明确了研究区二次开发以长6_(1)^(3)、长6_(2)^(2)小层为主力层位,中南部及西南部井区为挖潜重要对象。

沙家沟裸眼井区长6储层四性特征及测井二次解释

为解决油田早期裸眼井地层砂体特征认识不足、油层识别紊乱及储层采出程度低等问题,为二次挖潜工作提供理论指导,选取甘谷驿油田沙家沟裸眼井区长6油层作为目的层。以岩心实验数据及测井数据为基础,结合《低渗-特低渗砂岩油(气)层有效厚度解释技术要求》标准(陕西省地方标准DB61/T 1177-2018)要求,开展小层砂体四性特征分析,确定储层有效厚度下限,进行测井二次解释及储量计算工作。研究结果表示:长6储层砂体主要为细粒长石砂岩,为低孔低渗储层,储层含油受沉积微相及物性控制;有效厚度下限为岩性—细砂岩以上,含油性—油斑以上,物性—Ф≥8.0%,K≥0.2×10^(-3)μm^(2),电性—Sw<58%,Rt≥38Ω·m,Δt≥220μs/m,并以此建立了测井解释图版;长6小层剩余地质储量1454.79×10^(4)t,长613、长622小层累产油量和剩余技术可采地质储量都相对较高。研究明确了研究区二次开发以长长613、长622小层为主力层位,中南部及西南部井区为挖潜重要对象。

无示踪裸眼取换套工艺研究及现场应用

由于套管损坏井的数量逐年增加,导致注采单元井网不完善。修复技术种类较多,而取换套技术是最直接和最有效的修复技术,裸眼取换套工艺的关键是进行套铣前在套管内下入示踪管,起到扶正、引导作用;套管弯曲变形严重或错断的井不具备下示踪管条件,常规裸眼取换套工艺成功率较低,且安全风险高。通过对“四防套铣法”工艺方案的论证、研发、工具配套和现场的过程把控,避免了套铣鞋误切套管,引导套铣管、防止丢鱼。现场应用表明,改进的工艺能够解决裸眼段无示踪取换套施工的难题,丰富了严重套损井的修复方法。

渤海超大位移井水平段裸眼延伸极限预测及影响因素分析

为解决渤海复杂地质条件下浅层超大位移井到底能打多远的问题,文中综合考虑岩屑、井筒环境、水化效应对井壁稳定性的影响,建立了海上超大位移井水平段裸眼延伸极限预测模型,分析了不同因素对水平段裸眼延伸极限的影响,并进行了因素敏感性和钻井方案优化措施分析。结果表明:考虑岩屑影响的水平段裸眼延伸极限明显小于不考虑岩屑影响的延伸极限;水平段裸眼延伸极限随破裂压力当量密度、钻井液稠度系数、钻杆转速、温度增量的增加而增大,随钻井液密度、钻井液流性指数、机械钻速、固相(岩屑)密度、固相体积分数、压力增量、水化应力的增加而减小,随钻井液排量的增大先增大后减小。敏感性分析结果表明,破裂压力当量密度、钻井液流性指数、钻井液稠度系数对延伸极限的影响较大。通过优化各参数取值,可改善钻井液性能,提高井筒清洁能力,合理控制钻进参数,从而延长超大位移井水平段裸眼延伸极限,为平台位置优选、井网布置、复杂结构井开发方式选择提供帮助。

低压易漏长裸眼井注水泥工艺研究

论述了长庆石油勘探局在油气井固井过程中存在的主要生产难题———水泥返高不足和注水泥井段胶结质量不理想；分析了影响固井质量的主要因素———水泥浆体系质量较差、井漏、长裸眼井段顶替效率不高、水泥浆凝结过程中油气水侵；提出了提高全井封固质量的技术对策、提高天然气井注水泥质量的主要工艺技术以及套管防腐技术。这套技术大幅度提高了低压易漏井段和油气水活跃产层的注水泥质量，油气层合格率由攻关前的８０％提高到９９％；油气井优质率分别达到７８．１％和７７．７％以上。不但为简化井身结构开发方案提供了技术保障，而且为低压易漏长封固井段提高注水泥质量提供了宝贵经验。

长裸眼定向井的钻井液工艺技术

介绍了长裸眼中斜度定向井的钻井液体系及处理方案 ,以及润滑防卡、井眼净化和井壁稳定等 3个关键技术问题的解决方法。列举了 4口井的应用情况及钻井液性能。实践证明 ,所选择的钻井液工艺技术较好地满足了钻深 36 2 3m、井斜 49°、井底水平位移 12 2 9m、裸眼井段长达 32 2 4.5 m、裸眼斜井段长达 2 2 92 m的定向井对钻井液的要求。

利用屏蔽暂堵技术解决塔河油田长裸眼井的地层渗漏问题

针对塔河长裸眼井钻井过程中出现的钻井液粘切上升、起下钻阻力大、井壁易坍塌等问题 ,提出了使用超细碳酸钙 QS- 2 ,暂堵剂 PB- 1和沥青类添加剂 GL A复配的屏蔽暂堵技术 ,室内评价实验和现场应用表明 ,QS- 2、PB-1与 GL A复配 ,可有效地解决渗透性地层的渗漏问题 ,并提高破碎性地层的承压能力 。

复杂井裸眼中测失败原因分析及改进措施研究

复杂井裸眼中测经常出现工具弯曲、掉胶筒、掉胶筒骨架等问题,分析认为这主要与工具制造、管串配置、胶筒材料及加工工艺、胶筒、骨架及测试压差的选择有关,从而提出了裸眼测试工具、管柱组合、测试参数选择的原则,指出应以井下管柱与工具、封隔器胶筒、胶筒骨架强度安全为前提确定允许的最小测试压差。塔河油田多口井采用改进的中测工艺均取得了良好的效果,未出现封隔器落井、工具损坏等事故。

苏里格气田苏平36-6-23井裸眼完井分段压裂技术

为苏里格气田探索低渗透气藏提高单井产量和采收率的新途径,通过对国内外目前应用的水平井压裂技术进行调研,提出在苏里格气田应用裸眼完井多级分段压裂技术,并在苏平36-6-23井进行了探索性试验。施工后该井实现了水平井裸眼分段压裂合层排液,测试无阻流量101.4764×10^4m^3/d,成为历年来苏里格气田第1口无阻流量逾越百万方的水平井,为苏里格气田水平井开发提供一种可靠的完井工艺和增产措施。

子长油矿4207裸眼井“压胀松动”增产技术现场试验

为了研究“压胀松动”增产技术的增产效果和施工工艺，在延长石油管理局子长油矿对４２０７裸眼井进行了现场试验．介绍了裸眼井“压胀松动”增产技术的基本原理、该井现场试验所需岩石力学参数的测定、药量的计算及装药设计．并对施工工艺和实验结果进行了分析和研究，说明“压胀松动”增产技术对此井是有效的．

水平井裸眼防砂失效因素分析及解决措施

针对水平井裸眼防砂完井一体化工艺技术失效的情况,对工艺进行了反复研究与分析,认为水平井裸眼防砂失效的主要因素为基管强度低、筛网强度差及洗井阀密封机构可靠性差。解决措施为:(1)选用专为稠油热采井设计的钢级为TP110的套管作为滤砂管的中心管;(2)对筛管的网眼布局和孔眼参数进行优化,优化后的网眼布局为177.9 mm×9.19 mm筛管、相位角30°、孔密240孔/m、孔半径12.6 mm;(3)研制了密封洗井阀球座的水平井洗井阀堵塞装置。