深部致密砂岩气藏氮气钻井安全风险控制技术研究及应用

氮气钻井在深部致密砂岩气藏开发方面具有显著优势,但如何确保绝对安全是其面临的首要难题。文章首先分析了深部致密砂岩气藏氮气钻井面临的井下岩爆、井壁失稳、地层产水(产油)、井口装置失效(排砂管线失效)四个主要风险;其次开展了地面控制装备优化研究,为高压储层氮气钻井井口装置升级和优化配置提出了建议;然后开展了安全风险参数响应特征研究,并据此基于卷积神经网络开发了气体钻井随钻安全监测智能预警技术;最后针对井下岩爆、井壁失稳、地层出水三种主要风险提出了控制措施,可直接指导现场作业。

川西地区高温超高压超深井安全试油井下作业技术研究

随着川西地区天然气资源勘探向深部储层进军,勘探井具有高温、超深、超高压、含硫化氢等特点,试油技术面临巨大挑战。根据川西地区深部储层特点和安全作业需求,针对其试油难点,研究形成3套测试管柱及其工艺,研制了耐高温低伤害酸压工作液体系,并制定了改造工艺措施,保障了高温超高压超深井试油井下作业的安全施工。高温超高压超深井安全试油井下作业技术在川西地区多个构造现场应用,效果显著,为深部气藏的勘探开发提供了技术支撑。

基于趋势线法的钻井风险预警技术研究

溢流、井漏属于钻井中常见的井下复杂,会对油田的勘探过程造成严重的影响,目前经典的风险预警理论适用范围较窄,无法对深井复杂故障进行有效预测,导致漏报、虚警情况频发。文章针对上述情况提出了一种风险趋势线法预警模型,通过分析溢流发生前立压、总池体积、进出口流量差等参数变化规律,建立发生复杂故障时录井参数的趋势线状态,随即将该算法部署于软件实时验证。研究结果表明,当采集的立压、总池体积、进出口流量差等参数同时满足复杂故障趋势线识别值的偏差≤10%,系统发出警报,预警结果与专家标注保持了较高的一致性。文章建立的趋势线算法在川渝地区TFX井、JTX井、GSX井的风险识别过程中得到了良好的应用,为深井复杂风险识别提供了技术支持,对提高钻井工程复杂预警水平具有一定意义。

长庆气区储气库超低压储层水平井钻井液完井液技术

鄂尔多斯盆地长庆气区储气库选择在榆林气田的山西组山23储层实施,由于该气层经过长期开采和储层压裂改造,导致水平段目的层压力极低(压力系数0.4～0.6),成为诱发水平井段发生钻井液压差漏失的地质因素;且采用筛管完井方式又要求钻井液完井液必须具有非常好的暂堵效果。针对上述技术难题,以室内预防井漏、储层保护研究为技术支撑,研制出了具有抑制性强、润滑性高、总固相少等特点的无土相复合盐低伤害暂堵钻井液完井液体系。现场应用两口井,其中Y37-2H完钻井深5 044m,水平段长1 819m,创长庆气田水平段215.9mm井眼的施工记录,139.7mm筛管一次性下到预定位置,并获得无阻流量100×104 m3/d的高产气流。应用效果表明:该体系较好地保护了山23储层,钻完井施工作业安全顺利。

苏里格小井眼一次上返固井技术研究

苏里格气田小井眼开发试验井152.4mm井眼下88.9mm油管完井,固井采用一次上返,水泥浆返至地面。固井施工时管内外静液柱压差大、套管内间隙小流动磨阻大导致施工压力高影响顶替效率,并且刘家沟地层承压能力低,顶替过程中易发生漏失,影响水泥浆返高。为解决该问题,研发了高强微珠低密高强水泥浆体系,该体系密度低、强度高、性能稳定,在解决漏失问题的同时还能对地层进行有效封固,满足长期注采需要;并通过前置液后置液技术,提高顶替效率,解决了高泵压低环空返速情况下的顶替效率问题。目前已在苏里格气田使用该工艺完成现场实验3口井,固井质量一次合格率100%,井底未留水泥塞,水泥浆成功返出地面,实现了全井段封固。

宁武盆地煤层气储层敏感性研究及钻井液技术

对宁武盆地煤层气储层进行了应力敏感、碱敏和水敏评价实验。研究结果表明,宁武盆地煤层气储层为强应力敏感性、中等碱敏性和中等偏强水敏性。提出通过控制钻井液密度和pH值、提高钻井液的封堵性和抑制性,降低钻井液对储层伤害的技术思路,并研究出一套适合煤层气井的封堵成膜CQ-FDC钻井液：（0.2%~0.3%）有机硅G304＋（2%~5%）复合盐FHY-2＋（0.3%~0.5%）提黏剂G310＋（1%~3%）降滤失剂G301＋（1%~2%）封堵剂G325＋NaOH。室内评价结果表明,该钻井液12 h线性膨胀降低率为71.56%,具有良好的抑制性;储层保护效果好,对储层4~#煤和9~#煤的伤害率小于15%。该钻井液技术在宁武盆地煤层气井现场试验了6口井,均取得成功,其平均井径扩大率为15.77%,对储层岩心的平均伤害率为16.73%,利于保护储层,且平均机械钻速较高。

绥靖油田大路沟二区重复压裂技术研究与试验

重复压裂技术作为大路沟二区油井提高单井产量的主要进攻性措施,历年效果不明显。为了提高该区块重复压裂效果,文章从储层地质特征、开发现状等方面分析,认为储层物性差、非均质性强、渗流阻力大等方面是影响大路沟二区油井低产低效的主要因素。针对该区域储层微裂缝发育的现状,提出了多裂缝压裂工艺技术,即借助于砂比、排量等施工参数的多次反复调整和暂堵剂段塞的运用,造成施工压力波动,使主裂缝壁面存在的多个微裂缝能随压力波动出现反复开启-有限延伸-闭合的状态,最终形成压裂主裂缝和多个缝长较短的支裂缝,达到有效增加压裂总缝长、降低储层流体渗流阻力,提高单井产量的技术目的。通过室内工艺优化和14口井的现场试验表明,该技术与常规重复压裂相比,增产效果显著提高,为该区块提高重复压裂效果进行了有力探索。

陇东恶性漏失区域充气钻井及封堵技术研究与应用

陇东地区洛河组裂缝极为发育,承压能力低,漏失频繁,尤其大型漏失、恶性漏失多,防漏堵漏难度大,一次堵漏成功率低,处理复杂时间较长,成为安全快速钻井的主要障碍,严重影响了陇东地区的勘探开发速度。早期在陇东地区进行了基于充气钻井的防漏治漏现场试验,充气钻井成功抢钻漏层,在防漏钻进方面取得了显著效果,但是在抢钻后堵漏、窄密度窗口参数控制、特低地层压力系数地层充气液循环建立等方面还存在一定技术难度。文章通过对陇东地区漏失特点、出水和漏失同存地层的充气钻井技术、漏层封堵技术等进行了深入的研究分析,提出了适合陇东地区的充气防漏钻井和漏层封堵技术方案,并应用于ZH454井,取得了显著地防漏治漏效果,为陇东地区以及类似地区的防漏治漏提供了新手段,有利于提高恶性漏失区块的勘探开发速度。

环82区长8酸敏储层前置酸压裂技术研究与应用

随着油田滚动勘探开发的不断深入,长庆陇东油田长8储层部分区块物性变差,采用常规加砂压裂工艺,单井产量偏低,需要探索新的工艺以提高单井产量。针对长庆陇东油田长8储层特点,室内开发了一套适应于长8酸敏储层的前置酸酸液体系,与目前体系比较,改进后前置酸酸液体系对研究区岩屑溶蚀率提高了35.4%,对胍胶压裂液的破胶液黏度降低了42.1%,岩心伤害率降低了67.9%,体现了较好的储层适应性。通过PT软件模拟提出了前置酸压裂工艺中的前置酸酸液用量强度、施工排量、关井时间。经现场32口井试验,长8酸敏储层前置酸压裂改造技术在环82区试油日产油量提高了20.4%,取得了较好的增产效果。

长庆低渗透油气田分支井钻完井技术综述

分支井技术是水平井、侧钻井技术的集成和发展,是继水平井之后的又一重要的改善油田开发效果和提高原油采收率的有效手段,它将会在油气田开发中得到越来越广泛的应用。近年来,随着分支井技术及相应的钻完井技术和储层改造技术、工具的发展,长庆油田认真分析长庆"三低"油气藏地质特点和分支井的应用优势,逐步展开了分支井的应用试验,完成了多口分支井施工,不断探索适合于长庆"三低"油气田勘探开发的分支井钻完井关键技术和相应的配套工具。分支井技术将是长庆油田继水平井之后的又一重要的提高和改善油田开发效果及原油采收率的先进技术。

螺杆泵高压驱动头工艺技术研究

由于四川气田气井具有气水关系复杂、密封介质油气水混合或者压井液、含微量杂质和天然气以及地层压力较高特点,随着四川气田螺杆泵排水采气工艺技术应用及发展,暴露出密封效果不好、密封压力等级低、填料更换频繁、传统填料密封驱动头已不能满足生产需求的问题,从而造成气井控制和环境保护的困难,增加生产管理成本。为了解决这一问题,通过技术引进及攻关研究,完善工具配套,提高动密封压力等级,开展了螺杆泵高压驱动头的研制。经过室内及现场试验,该高压机械密封驱动头具有密封等级高、密封效果良好、性能可靠的特点。确保了螺杆泵排水采气井的安全生产,有效地解决了环境保护问题。有利于螺杆泵排水采气工艺技术的深入发展和推广应用。

高密度无土相油基钻井液研究及在四川页岩气水平井的应用

针对传统的有土相油基钻井液在高密度条件下暴露出的流变性差、胶凝结构强等问题进行分析,新研制了以复合型乳化剂(G326-HEM)和增黏剂G336为核心、结合降滤失剂G328和提切剂G322等处理剂配套形成了CQ-HDEM无土相高密度油基钻井液体系,实现了主要处理剂国产化,同时对体系配方进行了优选和性能评价,以及在四川长宁-威远和壳牌反承包项目页岩气水平井中进行了现场试验应用,均取得了良好的效果。试验结果表明,该体系流变性好,电稳定性强,密度可达2.50 g/cm3,抗温160℃,能够满足页岩气水平井安全快速钻井施工的要求。该体系的成功研制和应用填补了国内该技术的空白,将为保障页岩气及其它非常规气藏规模开发提供技术支持。

页岩气“井工厂”水平井组防碰技术研究

随着"井工厂"钻井模式在页岩气开发中的广泛应用,传统的邻井距离计算方法和Wd W误差模型已经不能满足现场对井眼防碰的要求。针对无线随钻测量工具MWD的特点,详细分析了测量误差源,并给出了相应的误差源权函数。基于数理统计理论,将每个误差视为独立的误差源,建立了误差分析模型,探讨了轨迹空间位置不确定性协方差矩阵的构建方法,并以此为基础,推导了误差椭球公式。根据长宁区块的实钻数据进行了井眼轨迹防碰计算分析。分析结果表明,误差分析模型能够更直观地展示比较井和参考井的相对位置,更精确地计算邻井的相碰概率。研究结果可为今后页岩气"井工厂"的防碰分析提供参考。

“2+3”采油技术及调驱效率的进一步研究

受油藏非均质性和不利的流度比影响,注水开发过程中常出现油井见水早或油井见水后含水上升快、含水率高、注入水波及系数低等问题,严重影响了水驱油藏的开发效果。"2+3"提高采收率技术综合了调剖和化学驱油的优点,从机理上完善了二次采油的不足。文章利用微观可视模型和岩心流动实验对"2+3"调驱技术进行了机理实验。在相同实验条件下,把"2+3"调驱技术的实验结果分别同调剖实验结果和化学驱油实验结果进行对比,结果表明,"2+3"采油技术的提高原油采收率幅度比单一的调剖和驱油技术都高,具有可推广性。

磨溪气田玻璃钢完井管柱修井技术研究

针对磨溪气田玻璃钢完井管柱失效的现状,进行了磨溪气田修井液优选,提出了符合磨溪气田的实际且现场应用效果好的修井中一次压井、打捞磨铣阶段采用密度1.04～1.05g/cm3低固相钻井液作为修井液,二次压井时采用3%KCl溶液(或本区块地层水)作为压井液的方案;提出了一次压井采用挤注+置换法压井技术,作业过程中充分循环确保压井平稳,在磨铣作业进入产层时先挤入一定量随钻堵漏剂暂堵产层,再用修井液正常磨铣的压井工艺措施,缩短了施工周期,提高了修井作业成功率和有效率;开展了磨X井的现场试验,经过8次下入工具打捞、磨铣、排液后成功恢复产能,取得了较好的效果,为磨溪气田玻璃钢完井管柱修井提供了技术参考。

姬塬油田含油污泥调剖技术研究与应用

随着姬塬油田开发的不断深入,每年大量的含油污泥废弃物无法直接排放,且处理费用高,给油田开发和环境保护造成巨大压力。综合考虑目前对含油污泥的环境保护、处理成本及资源化利用的要求,文章研发了悬浮乳状液含油污泥调剖剂并进行了综合性能评价。成功实施了现场试验,注入污泥调剖剂1 600 m3多,处理污泥400 m3多,该技术为姬塬油田的含油污泥资源化利用提供了新的途径,具有重要的推广应用价值。

特低渗透强敏感性地层压裂工艺技术研究

H区块属于特低渗强敏感性气藏,目前处于勘探认识阶段。由于前期对地层认识不清和压裂工艺缺乏针对性等问题,没有取得明显的勘探成果。通过综合工艺方案优选、参数优化、针对性的降滤失措施、测试压裂技术、压裂液优化等措施,形成了针对性较强的压裂工艺技术,为今后开展进一步研究打下了基础。建议对该区块开展CO2泡沫或CO2干法(纯CO2)压裂等试验,进一步提高压裂效果,达到充分认识储层的目的。

四川盆地深层页岩气水平井优快钻井技术——以泸203井为例

泸203井是中国石油天然气集团有限公司部署在四川盆地南部泸县—长宁页岩气区块的1口重点超深页岩气探井,实际完钻井深达5 600 m,测试日产气量为137.9×10^4 m^3,成为目前国内首口单井测试日产量超百万立方米的页岩气井。为了给深层页岩气井优快钻井提供借鉴和经验,以泸203井为例,在分析储层特征对钻井要求的基础上,归纳总结了保障该井页岩气水平井钻井井身质量、优质储层钻遇率、快速钻进以及降低复杂事故率的优快钻井综合配套技术,并对其应用效果进行了评价。研究结果表明:①采用旋转导向工具并配合钻柱扭摆系统钻进,减少了滑动定向钻进进尺,成功地控制了钻具托压现象,大幅度降低了定向辅助时间;②实施的4种削减钻具振动措施很好地解决了水平段钻进中螺杆故障问题,进一步提高了钻井速度;③采用近钻头伽马测量系统实时追踪储层,控制轨迹在优质产层内钻进,保证了优质页岩储层钻遇率;④优配钻井装备及高密度的油基钻井液的应用保证了井下动力钻具的动力和井眼携砂的需求以及钻井液性能的净化,确保了井眼畅通、保持了井壁稳定,起到了提高钻井速度的重要作用。结论认为,泸203井按照地质工程一体化的技术思路,采取先打直导眼再侧钻水平井的方式,优质页岩储层钻遇率达到100%,该井的实施进一步完善了四川盆地新区块超深页岩气水平井配套优快钻井技术。

地层流动系数场动态监测技术研究及应用

在凝析气藏、油藏聚合物驱、注水等开发过程中,往往伴随着地层流动系数场的变化,而压力测试资料是一种比较准确的预测地层流动系数场分布状况的方法,是目前国内外的研究热点和难点问题。为此,通过对Yeh-Agarwal确定地层流动系数场分布方法进行修正,提出了用试井解释资料来确定地层流动系数的方法,并利用matlab等计算机语言,编制了流动系数场预测软件,对某断块五井组的地层流动系数场进行预测,预测结果与实际较吻合,此研究对聚合物驱、注水油藏、凝析气藏等具有一定的指导意义。

长庆气区储气库Y37-2H井长水平段钻井技术

鄂尔多斯盆地长庆气区Y37-2H井(完钻井深5 044m,水平段长1 819m)是国家储气库项目榆林储气库的第一口注采试验水平井,储气库的建设需要注采井不仅要达到强注强采(50×104～100×104 m3/d)的功能、还要满足长寿命(50年)要求。为此,在分析该区气井生产情况的基础上,采用215.9mm井眼钻长水平段并下139.7mm筛管完井方案来保障注采井强注强采功能;优选长半径水平井剖面,应用先进的随钻地质导向技术跟踪储层并控制水平段井眼全角变化率小于等于4°/30m,满足了固井下套管对井眼轨迹的质量要求;应用水力振荡器在钻井液流过时产生的压力脉冲带动钻具产生温和振动,将钻具与井眼之间的静摩擦转换为动摩擦,有效地降低了摩阻和扭矩,改善了钻压传递,提高了水平段滑动钻井机械钻速和进尺;采用的无土相复合盐低伤害暂堵钻井(完井)液体系既能满足保护山23储层,又能满足长水平段润滑防卡和泥岩防塌的需要。该井的顺利实施,为长庆气区超大库容的储气库建设奠定了基础。