冀东油田大斜度井井壁取心技术研究与应用

冀东油田施工井中大斜度井占比大,井斜大于45°的施工井段无法采用常规电缆输送的井壁取心工艺技术,导致该井段无法在完井测井阶段录取地层岩心资料。针对这一问题,讨论了实现钻具输送的可能性,并对该技术中的实现信号传输、防阻减震、提高发射成功率、提高收获率等关键技术进行了研究,同时制定了现场的技术保障措施。目前已完成33口井的井壁取心作业,最大井斜达到65. 2°,平均岩心收获率高达87. 89%,解决了使用电缆取心时大斜度井和复杂井的井壁取心技术难题,实现了钻具输送撞击式井壁取心技术在国内的首次规模应用。

波长偏差解释评价方法在冀东油田油气层评价中的应用

2010年三维定量荧光录井技术在冀东油田开始推广应用,基于该技术的解释评价方法地域性较强,研究适用于冀东油田的解释评价图板与标准是确保成功应用的关键。针对这一现状,首先,借助大港油田成功应用该技术的经验,在系统分析冀东和大港两个油田190口井原油样品和314种钻井液添加剂的基础上,总结出了原油和钻井液添加剂图谱分布特征;然后,经过现场对冀东油田36口井三维定量荧光图谱的分析研究,结合试油数据,依据三维定量荧光图谱特征,首次引入了解释评价参数——波长偏差;最后,通过该油田9口井定量荧光数据的统计分析,结合试油结果,得出了定量荧光对比级别分别与最佳激发和最佳发射波长偏差的解释评价图板及标准,以此为基础形成了波长偏差解释评价方法。现场应用表明,该方法能够快速有效地指导录井现场进行油气显示判断与储集层流体性质评价,解释评价符合率为82%。

冀东油田新井挤(注)灰封层工艺的探讨

在冀东油田新井、试油井中,高温高压、大斜度井挤(注)灰封层施工中经常遇到"灰塞下沉、无灰塞、多次注灰试压不合格"等问题。而在高渗浅层封窜施工中,由于挤灰量较大,在高比重水泥浆重力作用下,压开储层"造缝",造成封窜过程中的层间窜通。针对过去两年冀东油田挤(注)灰封层施工失败原因进行深入剖析,从增加灰浆顶替效率、提高套管壁面灰塞胶结程度、改善水泥浆流动性、优化灰浆稠化时间等方面入手,探索制定出挤(注)灰封层工艺措施,从而提高一次挤(注)灰封层成功率。

冀东油田南堡1-2号和1-3号人工岛大斜度井固井施工难点及解决对策

大斜度井井斜大、位移大,增加了固井难度,如何确保大斜度井固井质量是冀东油田开发过程中面临的重要技术难题。冀东油田南堡1-2号和1-3号人工岛的大斜度井在完井过程中存在岩屑床清除困难、套管柱易贴边、常规冲洗液无法满足施工要求、油气比高等难点,针对上述问题,采取以下具体措施:强化井眼准备;合理选择刚性扶正器及其安放位置以提高套管居中度;使用驱油型冲洗液来提高界面胶结质量;通过压力平衡与水泥浆体系调整实现压稳和防窜双重目标;对漏吐并存类型井采取优化浆柱结构和施工参数的做法。施工结束后进行声波幅值测井表明,水泥胶结质量优质,固井施工效果良好,可以为油田大斜度井固井作业提供借鉴。

裂缝性储层控压钻井技术及应用

裂缝性储层油气含量丰富,但安全密度窗口窄,钻进时经常出现井下复杂情况,导致储层伤害。文中介绍了裂缝性储层采用常规钻井技术钻进的局限性;讨论了控压钻井技术解决由窄密度窗口引起井下复杂等问题的优势,建立了控压钻井环空压力计算模型;并以某区块×3井为例,讨论控压钻井技术在裂缝性储层钻井中的应用,以及与同区块其他钻井方式钻井情况的对比。研究表明:与其他钻井方式相比,控压钻井技术在钻进中可及时发现井涌、井漏,精确控制环空压力剖面和循环当量密度(ECD),大大降低了井控风险;与同区块邻井相比,水平段延伸进尺大幅提高,钻井液漏失量是其他钻井方法的1.7%。

基于震源机制的页岩气压裂井套管变形机理

在页岩气多级压裂过程中,断层滑动是导致套管变形的重要因素。震源机制可以较为准确地刻画断层参数,高应力降、高矩震级和低剪切模量会增加断层滑动距离。文中分析了断层力学状态,明确了断层滑动的力学机理,基于震源机制原理,利用现场微地震数据反演了断层滑动距离。在此基础上利用分步有限元建模方法建立组合体模型,对断层夹角、断层滑动距离、水泥环弹性模量、水泥环和套管厚度进行了敏感性分析。模型计算结果与现场套管变形量较吻合。研究表明:断层与井眼夹角为45°时,套管应力和变形量达到最大值;滑动距离为50 mm时,套管最大变形量可达35 mm;若断层发生滑动,则水泥环弹性模量、厚度以及套管壁厚等参数的调整都很难保证套管安全。因此,压裂施工之前,必须对页岩储层的断层分布有清晰认识,避免在断层发育部位施工,以保证套管安全。

南堡3-81井四开钻井液技术

南堡3-81井作为冀东油田首口超深井,钻探目的是探明南堡3号构造沙河街组、潜山的含油气情况。为了克服四开井段（4 384~5 939 m）大段硬脆性泥岩易失稳和井底异常高温的技术难题,应用了KCl抗高温钻井液体系,但在实钻过程中出现了气侵、CO2污染、钻井液高温增稠、掉块、卡钻、摩阻扭矩大等井下复杂情况,导致钻井施工困难。现场通过及时采取提高钻井液密度、加入生石灰处理、增强钻井液抗温性、强化钻井液封堵性和润滑性等技术,并加强工程措施配合,较好地解决了施工中存在的各项问题,确保了该井四开钻井施工的顺利完成。这对冀东油田超深井高温钻井液的现场应用具有较好的借鉴意义。

翁氏模型在页岩气井产能预测中的应用

产量预测是页岩气井开采过程中必不可少的环节。为了评价页岩气井的生产能力，预测页岩气井高峰产量、开采年限、最终采收率、可采储量以及产量递减，根据翁氏模型理论基础，结合多元线性回归系数求解法，对实际页岩气生产井进行产能预测，分析页岩气井产量变化规律。结果表明，翁氏模型预测法的预测数据与实际生产数据相关性较好，所得的平均误差率为11．88％，具有较好的可靠性。利用翁氏模型对页岩气井产能进行预测是一种比较实用的方法，为页岩气井的开采提供理论指导，也对深入了解页岩气藏的开发动态和提高采收率具有一定意义。

南堡1-3人工岛钻井液技术

南堡1-3人工岛是冀东南堡滩海地区的一座固定式海上平台,主要勘探开发南堡1-5区块,钻井过程中易发生井漏和井壁失稳,导致储层受到污染。在分析南堡1-5区东1段储层各油组储层特性、伤害因素及对储层上覆玄武岩地层特性基础上,结合成膜封堵理论,优选出了具有强抑制性和强封堵性的KCl成膜封堵低侵入钻井液。室内试验表明,KCl成膜封堵低侵入钻井液常规性能良好,抑制性和封堵性强,油层保护效果好。现场应用表明,南堡1-5区块使用KCl成膜封堵低侵入钻井液后,钻井液密度明显降低,所钻井均能顺利完钻,且一次成功自喷投产,证实通过提高钻井液的抑制性和封堵性,可以达到稳定玄武岩地层井壁、解决井漏和高效保护储层的目的。

南堡深层水平井探潜山面井斜角设计方法

为保证深层潜山水平井实钻轨迹能够顺利有效进入潜山,且沿地质要求的有利储层段钻进,建立了一种深层潜山水平井探潜山面井斜角的设计方法。以设计轨道沿潜山高部位向低部位钻进这种相对难进山且进山后容易穿出有利储层的情况为研究对象,分析了地层倾角、有利储层预测厚度和工具造斜能力与设计探潜山面井斜角之间的关系,考虑了地层倾角与设计轨道方位间的夹角、地层倾角预测误差和有利储层厚度预测误差等主要影响因素,建立了探潜山面井斜角计算模型,并应用于冀东油田深层潜山水平井设计。实钻表明:该设计方法达到了有效探潜山面并顺利沿地质要求的井段钻进的目的。

Fenton试剂在钻井废水处理中的应用

针对钻井作业后期废水化学需氧量（CODCr）高的特点，在混凝法对钻井废水进行预处理的基础上，采用Fenton试剂对预处理水进一步氧化。实验表明，常温下，介质pH3～4，30％的H2O2投加1％，FeSO4·7H20投加0．05％，反应3～4h，氧化工艺环节对钻井废水COD去除率可达到75％以上。现场处理钻井废水达到了《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准，以Fenton试剂为氧化单元的工艺在处理钻井废水中具有较高的推广应用价值。

深层复杂井固井技术在南堡3-20井的应用

冀东南堡3-20井是冀东油田南堡3号构造的一口重点预探井,在油层固井过程中存在井眼质量差、井底温度高、油气显示活跃、水泥封固段长、井漏等问题,固井面临挑战。通过分析影响固井质量的主要因素,采用强化井眼准备、优选水泥浆体系、科学计算环空液柱分布和提高顶替效率等措施,较好地解决了该井的固井难题,形成了一套深层复杂井的固井关键技术。南堡3-20井固井技术的成功应用,对同区块同类型的深层复杂井固井具有借鉴意义。

南堡1号构造东一段大斜度长位移井钻井技术

针对南堡1号构造东一段中深储层采用大斜度长位移井开发,摩阻扭矩大、馆陶组玄武岩地层可钻性差、井壁易失稳的特点,通过对井眼轨迹和井身结构的优化设计、摩阻扭矩的精确预测与控制、强封堵、强抑制钻井液体系的优选,实现了水平位移在3500m范围内大斜度长位移井的安全快速钻进。对摩阻扭矩的精确预测方法和关键参数的选取进行了详细分析,对摩阻扭矩控制措施进行了简要介绍。通过各项技术的综合应用,达到了利用常规钻井技术实施中深层大斜度长位移井的目的,为滩海油田实现低成本高效开发提供了技术支撑。

南堡地区古近系储集层录井综合解释评价

南堡地区是冀东油田近年来非常重要的产区,主要生产层位是东营组和沙河街组。为解决该地区单一地质录井难以判别油水层问题,通过统计古近系的气测资料和试油资料,分析多口已试油井的气测全烃、烃组分、峰基比及派生参数特征,优选两组气测参数C_1/C_3-W_h、W_h-C_2/C_3,建立了适合于南堡地区的气测解释图板和解释标准,进一步将气测录井与三维定量荧光录井相结合,建立了适合该区的峰基比-三维定量荧光对比级别解释图板和解释标准。应用两种方法进行该地区58口井现场综合解释,其中已试油26层,符合21层,综合解释符合率达到80%以上。该方法较好地解决了该地区储集层物性差、四性关系不明显的油水层识别难题。

出砂套管受力有限元分析

油气井开采过程中,生产层段由于出砂将在套管外部附近形成空洞,破坏了套管的受力环境,套管外部失去支撑。由于上覆地层压力的作用,使套管在轴向压力作用下产生屈曲变形。本文用弹塑性有限元法建立了出砂段套管屈曲变形的有限元力学模型。根据此模型,分析了某出砂引起套损后,套管的形态;特定上覆层载荷下,发生屈曲的自由套管段长度。这些结果为预防套管损坏和屈曲变形提供了依据。

水包油钻井液在NP23-P2002井五开井段的应用

NP23-P2002井为开发水平井,钻井目的为高效开发南堡2号构造潜山老堡南1断块油藏。该井目的层井底温度超过150℃,地层压力系数在0.99～1.01之间,稍有波动就会发生溢流或井漏,水平段施工,携砂是关键。该井五开使用密度为0.94～0.96 g/cm3的水包油钻井液。通过优选处理剂和调整油水比,确定了水包油钻井液配方。现场施工表明,该体系完全满足井下施工要求,顺利解决了抗温、携砂问题,整个施工过程采用欠平衡作业,欠压3～4 MPa,火焰高度一直保持在2 m以上,顺利实现了南堡油田的勘探开发目的。

地层流变对套管载荷的影响研究

针对由于地层具有流变特性对套管载荷的影响以及由于泥岩浸水等因素造成的地层流变特性改变而对套损产生影响等问题,根据开尔文模型推导了流变地层中套管载荷和地层粘度的关系,从而反映了套管载荷随时间的变化,在此基础上分析了流变地层岩石力学参数对套管载荷的影响。分析认为地层的粘性不同,其流变程度不同,导致套管达到最大载荷的时间不同。由于泥岩浸水导致岩石弹性模量降低,在相同地应力场作用下会明显加大最终作用在套管上的载荷,从而大大增加了套损的危险性。研究结果揭示了围岩流变导致套管损坏的机理。

套变井投球选注工艺技术的研究及应用

投球选注技术已经成为稠油油藏开发的成熟配套工艺技术,在原有的投球选注工艺技术基础上,研发了一种可变直径、能够安全通过套变井段并能完成收球作业的套变井选择性注汽专用收球器及配套投球器和工艺管柱。该技术达到了高效开发的目的。

南堡3号构造寒武系潜山卡层探讨

卡准潜山界面,将技套坐入潜山,是保证潜山油气藏顺利钻探的重要环节。本文简述了南堡3号构造潜山卡层时常见的影响因素及相应对策;力图通过邻区南堡2号构造奥陶系潜山和唐海油田寒武系潜山卡层的方法,利用碳酸盐含量分析和元素录井两种技术手段,消除古近系、寒武系徐庄组薄夹层灰岩对潜山卡层的影响,从而卡准潜山界面。同时,本文提出了寒武系徐庄组中完的可行性,在钻探安全方面可作为抛砖引玉之用。

唐105X1断块“塔式”注水见效特征研究与效果分析

唐海油田唐105X1断块为封闭背斜构造油藏,开发初期依靠天然能量开采,由于封闭断块能量下降较快,为补充地层能量,后期转为注水开发。不同于常规注采受效方式,唐105X1断块低部位油井先受效,高部位油井后受效,形成类似"宝塔形状"的注水受效方式。针对这种现象,通过研究该断块构造类型及储层特性,总结出该断块注水受效特征,并对该注水受效特征命名为"塔式"注水受效。通过对该受效特征的分析研究,进一步积累了封闭小断块的注水开发经验,对其他同类油藏具有一定的借鉴和指导意义。