四川盆地L17超高压气井的试油测试工艺技术

超高压气井的试油在国内外均是一大难题,目前国内外对高温高压井的概念没有作出统一的解释和规定,国际高温高压井协会、中国石油天然气集团公司将高温高压井定义为:井口压力大于70MPa(或者是井底压力大于105MPa)、井底温度大于150℃的井为高温高压井;井口压力大于105MPa(或者是井底压力大于140MPa),井底温度大于170℃的井为超高温压井。四川盆地九龙山构造L17井栖霞组测试关井井口压力为107.64MPa、温度为147.3℃,是一口典型的超高压、中含硫、超深气井。高温高压井从钻井设计、钻井、测井、测试、试采均与常规井有很大区别。为解决超高压气井的试油测试难题,从试油准备工作、试油测试设计技术、测试工具的优化、安全保障措施、现场组织等方面总结分析了L17井的试油特点与难点,介绍了一些成功的经验和做法,建议加强节流阀远程操作工具的引进与研制。

四川油气田气体钻井技术现状及发展方向

因钻井地质条件复杂致使钻井速度慢、井漏、储层易伤害一直是困扰四川油气田钻井技术发展的难题。近年来研究并试验了气体钻井技术,取得了明显的效果,展示了良好的技术优势和发展前景。目前,已形成气体钻井技术规范、干气钻井、雾化钻井、泡沫钻井、气体钻井防斜打快、气液转换、高效排液、气体钻井取心、气体钻井装备及配套工具、气体钻水平井、气体钻井复杂情况的处理等系列技术,对提高钻井速度、解决井漏复杂情况、发现和保护油气层起到了重要的作用。气体钻井技术在国内还是一项新兴技术,建议开展气体钻井条件下的防喷器冲蚀机理研究,研制适合于气体钻井的井控装备,并建立一套完善的气体钻井数据采集和远程控制系统来提高气体钻井技术的可靠性和安全性。

高压含硫产层水平井旋转地质导向钻井技术实践

磨溪气田的嘉二^2产层属于高压含硫化氢产层，勘探前景广阔，但钻井中易粘卡、易膏侵、易出盐水，钻探难度大。磨005-H15水平井和磨005-H8水平井运用旋转导向技术、摩阻扭距分析技术和针对该地区的聚磺钻井液等技术，安全穿越两层膏盐层，顺利完成了Ф152小井眼水平段长600～800m的地质导向作业，达到了钻探目的，机械钻速提高26％～92％，钻井周期节省29％-110％。文中介绍了斯伦贝谢旋转导向系统的原理、优点；列出了采用聚磺钻井液体系的技术指标；详细阐述了钻具组合设计的原则，对比分析了安装防磨接头和不安装防磨接头的力学特性，得出了有用的认识。提出了未来使用新型旋转导向系统Exeed和随钻地层压力测量仪（Stetho-Scope）的建议。

威远构造页岩气钻井技术探讨

当前常规天然气资源经过长期开采已逐步衰竭,页岩气等非常规天然气资源已引起新的重视。国外页岩气勘探开发表明其生产周期长、单井产量低、产量递减快、资金回收慢、环境污染等问题,是阻碍页岩气藏工业化开发步伐的主要因素。而水平井是页岩气藏成功开发的关键因素,水平井的推广应用加速了页岩气的开发进程。文章以四川油气田威远构造的第一口龙马溪页岩气水平井—威201-H1井为依托,进行页岩气水平井钻井技术的探讨,为今后在该区块的钻井设计和钻井技术提供了一定基础支撑。

APR测试工具失效时的井控难题及处理措施

APR测试工具广泛应用于深井完井作业过程中,但其失效的情况时有发生,影响测试、压井等施工作业,并可能带来较大的井控安全风险。为此,分析了APR测试工具失效后的井控难题:没有循环通道实施压井作业、油管内外压井液的密度差造成环空压力骤然上升、起管柱时可能因为封隔器收缩不完全发生抽汲作用、无法对循环通道口以下的流体进行循环脱气。并针对性地提出了采用穿孔法来建立循环通道,从控制油管内外压差、起管柱过程中的防喷要求、对无法循环的流体进行脱气处理等方面来制订削减和控制井控风险的措施。最后还对井控工作提出了建议:应保证APR测试工具出厂质量、净化井筒、采用穿孔法(而不用倒扣法)建立循环通道。现场实际应用结果证明,采用穿孔法建立循环通道处理这种井控难题及制定的风险控制措施是可行和安全的。

试气阶段评价气井不稳定产能的新方法

早期预测气井产能变化规律一直都是天然气开发的技术难点之一,常用的稳定渗流分析方法误差较大,而产量递减分析及压力不稳定试井分析经典方法同样难以有效解决这一问题。为此,基于定压生产试井模型求解,改变过去简化计算指数积分函数的近似做法,精确计算气井绝对无阻流量解析解,并且以均质储层直井为参照基准,定量描述不同类型气井产能不稳定特征;结合新井产能评价的需求,研究形成了重点解决试气分析问题的实用新方法,并在四川盆地天然气开发热点区块的部分重点井进行了现场应用。研究及应用结果表明:①试井模型解析解的精确公式显著增强了对短时测试条件的适应性;②所制作的图版简要地揭示了气井不稳定产能特征与主要影响因素之间的定量关系;③当紊流效应特征参数未知时,根据定压生产试井模型分析气井无阻流量变化趋势需要进行变表皮系数迭代计算;④通过对比分析典型情况的计算结果,能够深化认识不同类型气井无阻流量的递减规律。结论认为,该新方法能够提高气井不稳定产能预测的准确性,可以广泛用于天然气勘探阶段、开发前期评价阶段、开发生产新井投产阶段的气井产能评价,有助于天然气勘探开发决策的制订。

水平井裸眼分层酸化管柱严重堵塞的解除方法——以华涞1井为例

水平井裸眼分段压裂改造是近几年发展起来的一项新型增产工艺措施,管柱下入作业在钻井液中进行,下完管柱后再用清水或保护液替出井内钻井液,因井下清水与钻井液混合、替出钻井液不及时、循环不彻底等原因,有可能发生钻井液固相物沉淀或井内残留物沉淀,堵塞管串内径通道,直接影响分段压裂作业的进行。位于四川盆地华蓥山构造带西部的华涞1井在悬挂封隔器以下管柱就形成了含水泥块、铁屑的致密沉淀物,在应用连续油管循环冲洗、文丘里打捞筒打捞无效后,交替采用了平底磨鞋磨铣和光油管带笔尖大排量冲砂工艺,对大斜度井段管柱内的致密砂环、砂床进行了钻磨和冲洗,成功地解除了全部油管堵塞,并由此取得了宝贵的经验:①避免管串内沉淀物堵塞的根本方法是优化水平井裸眼分段压裂作业的替浆、洗井等作业工艺;②对待油管内严重堵塞,应采用钻磨为主、冲洗为辅的处理手段;③加强水平井裸眼分段作业工艺安全分析,认真识别、削减工艺风险,细化工艺措施才能控制次生事故的发生。