川南威荣气田深层页岩气工程技术进展

川南威荣气田是国内首个深层页岩气田,具有“一深、一薄、四高”的特点,钻完井、压裂及排采系列工程技术面临钻井周期长、改造体积小、复杂程度低、井筒流动规律复杂等挑战。针对复杂的地质挑战,不断深化地质认识,深度融合气藏地质与工程技术,围绕降本增效,以突破深层页岩气效益关为目标,持续攻关钻采工程工艺。历经三轮探索优化,钻井技术强化提高机械钻速,减少井下复杂情况风险,缩短钻井周期;压裂工艺优化裂缝配置提升复杂裂缝广度,转换思路大排量扩缝高携砂一体化实现了缝控体积的增加和支撑;排采工艺基于气液两相流研究识别井筒流态,形成全生命周期排采工艺决策方法。最终形成了以“精细轨迹控制优快钻井”、“裂缝均衡扩展强支撑压裂”、“全周期有效排采”为核心的工程技术序列,持续推进效益开发进程。所提出的深层页岩气开发工程技术在威荣气田累计新建产能25亿方,为国内外深层页岩气工程技术发展积累了宝贵经验,也为下一步超深层页岩气开发提供了探索方向。

深层致密气地质工程一体化实践——以川西须家河组为例

川西新场—合兴场须家河组天然气资源丰富,中国石化探区保有探明地质储量超1700×10^(8)m^(3),储层具有气藏埋藏深(4500~5500m)、地层压力高(压力系数为1.4~1.7)、地层破裂压力高(110~165MPa)、特低孔隙度(平均孔隙度为3.7%)、特低渗透率(平均渗透率为0.07mD)的“一深两高两低”特点,为天然气成藏地质理论认识及高效开发带来了多重挑战,制约了气藏的勘探开发进程。以地质工程一体化融合实践为攻关思路,深化致密砂岩气输导体成藏认识,明确成藏机理及富集高产规律,以地质甜点发育模式深入解剖为切入点,阐明气藏甜点形成机制,建立甜点地质模式,抓住裂缝和储层地震精细刻画和定量预测技术、优化钻井及储层改造等关键技术,开展地质—地球物理—钻完井关键技术的地质工程一体化协同攻关与技术—经济一体化目标实践,技术序列的成功应用支撑气田规模上产,已累计新建产能超10×10^(8)m^(3),保障合兴场气田新增探明地质储量超1300×10^(8)m^(3),进一步证实了地质工程一体化是低品位气藏有效开发的必经之路,推动了川西须家河组气藏的效益开发进程,为致密难动用储量,特别是深层致密气的勘探开发提供借鉴。

永川北区页岩气超高强度加砂压裂工艺技术探索

永川北区页岩气田位于重庆市,开发层系为志留系五峰组-龙马溪组,埋深4100 m左右,目前处于开发评价阶段。储层具有高应力、高破裂压力、高闭合压力、天然裂缝发育程度低等特征,面临难以形成复杂人工裂缝网络、加砂难度大、高导流能力难保持等问题。本文通过支撑剂输送机理研究,明确了支撑剂粒径、液体黏度和施工排量是影响加砂难度的重要因素,提出了相应的强加砂工艺措施。应用于水平井YY2-2井,单段加砂强度最高7.70 t/m,平均5.82 t/m,综合砂比提升至10.2%。压后评估表明,超高强度加砂压裂工艺技术大幅提高了改造体积和人工裂缝复杂程度,初期试采效果远超前期实施井。为永川北区产能建设提供了支撑,同时为类似深层页岩气的有效开发提供了技术借鉴。

自悬浮支撑剂性能评价关键技术指标探讨

自悬浮支撑剂通过遇水自增粘来降低沉降、提升携砂能力,具有改善铺砂剖面的技术优势。目前按照石油行业标准《水力压裂和砾石充填作业用支撑剂性能测试方法》无法全面表征其性能,给材料评价和优选带来困难。本文设计出自悬浮支撑剂增粘能力测试方法,提出纵向上、下密度比值来定义悬浮率,并研制出相关设备和评价方法,测试结果表明适用性良好,为产品优选和现场应用奠定了基础。

基于TOPSIS方法的油气井射孔参数优化决策模型研究

为了提升油气井的产能和经济效益,对射孔参数进行了深入研究,通过分析射孔过程的物理机理及其影响因素,提出了一套综合考虑套管安全、射孔孔眼参数和射孔通道表皮系数的多属性评价指标体系,全面评估了射孔参数对油气井安全和效益的影响;在此基础上,研究构建了一种基于TOPSIS的多属性决策模型,用于优化射孔参数选择。该模型通过计算各指标的权重和排序,可以有效筛选出最佳射孔参数组合。研究结果表明:①所提出的TOPSIS模型能够有效地优化射孔参数,提高射孔效率;②该模型确保了油气井的安全运行,降低了操作风险;③应用该模型显著提升了油气井的经济效益。这些成果验证了模型的有效性和优越性,与传统的经验法和试井法相比,提供了更为科学的决策支持。结论认为,该研究成果为油气井射孔参数的优化提供了一种新的科学决策方法,有助于指导实际的射孔操作,优化完井工艺,提高生产性能,为油气井经济效益的提升提供了理论支持和实践指导。

长斜井段氮气钻井高扭矩摩阻机理及减摩降扭技术研究

大邑105井二开造斜,斜井段长2422 m左右,水平位移1398 m,井斜角35°左右,三开采用氮气钻井。基于钻柱运动学与动力学理论,参考钻柱动力学室内实验结果,表明钻柱涡动是大邑105井氮气举升清水阶段、钻进阶段及钻头提离井底循环阶段扭矩呈现“锯齿形”波动的根本原因,较多的钻具接头及钻具本体与井底低边碰撞摩擦导致扭矩处于波峰点,同时斜井段形成的岩屑床及岩粉附着在钻具表面诱发的黏滞摩擦导致扭矩和摩阻值平均值增加;钻具提离井底定点循环阶段,钻具涡动诱发钻具接头与井壁碰摩形成键槽,当钻具接头处于键槽中时,此时上提钻具须克服键槽形成的机械阻力,导致摩阻增大。同时设计了氮气钻井用减摩降扭清砂接头,分析不同井斜角、造斜率、钻压和钻具组合对扭矩摩阻的影响。因此,为了氮气钻井安全快速建井,建议钻井设计进一步优化井眼轨迹,钻具组合中增加清砂接头,通过清除岩屑床到达减弱钻具涡动效应的目的。

四川盆地威荣深层页岩气安全与提速钻井技术

四川盆地威荣页岩气埋深3600~3850 m,属于典型的深层页岩气藏,钻井工程面临压力体系复杂、茅口组部分区域断溶体发育、地层可钻性差、龙马溪组地层温度高等难题。针对复杂的地质条件,以安全与提速钻井为核心,通过成熟引进与先导试验技术结合的方式,持续攻关钻井工程工艺技术;并不断深化过路层段地质认识,采用一段一策的方案,提高工程技术的针对性。威荣页岩气田经历勘探评价、开发一期、开发二期3个阶段,形成了以井身结构优化、断溶体避让的轨道设计、井筒压力控制和钻压同步预防压窜干扰为重点的安全钻井技术,以“二维+小三维”的三维轨道剖面、四位一体地质导向技术、破岩工具优选和钻井参数强化为关键的提速钻井技术。该技术应用于威荣页岩气田150余口开发井,机械钻速由开发初期的6.32 m/h提升至9.12 m/h,钻井周期由106.68 d缩短至68.75 d,缩短率为35.56%,实现了威荣深层页岩气钻井工程提速降本的目标,其形成的安全与提速钻井系列技术对同类型气藏开发具有较强的参考意义。

川东北通南巴复杂构造带气体钻井防漏提速技术

通南巴构造带受来自米仓山冲断构造带与大巴山弧形冲断构造带的构造叠加作用,断裂和裂缝都较为发育,该区块须家河组以上地层压力低,前期部署的井漏失严重且机械钻速低。文章通过分析应用气体钻井技术的必要性,以井壁稳定、地层可钻性及井眼净化能力适应性评价为基础,形成了以井身结构优化、注气/泡沫参数和钻具组合及钻进参数优化设计为主体的技术方案,成功应用13井次,不仅避免了上部地层井漏复杂,并且机械钻速平均提升6~9倍以上,为通南巴构造带超万亿方天然气的安全高效开发提供了技术保障。

川东北须家河深层气藏高效挖潜测试关键技术

川东北地区须家河陆相气藏储量超1000亿m^(3),前期主要采用小规模加砂压裂或酸压改造投产,未获得大的产能突破。由于须家河储层致密、高破裂压力导致施工排量受限,加砂难度大,改造效果差。通过开展挖潜井井筒作业保障技术研究,开发了须家河挖潜井井筒治理及精细控压技术,解决了原测试层共存、地压系数差异大导致井筒作业时井控难的问题以及施工作业承压问题。提出了一趟管柱多层挖潜思路,形成了大通径油管组合配套封隔器分段压裂管柱,140.0 MPa与105.0 MPa井口交互式作业可满足超高压大规模加砂作业以及后期生产要求;在YB6、YL15、YL171井应用,成功实现了三口老井的挖潜作业;在YL171井一趟管柱完成须四储层的分层压裂,在71.0 MPa的油压下日产量达到32.5万m^(3)。

超长连续油管落鱼打捞技术研究与实践

连续油管作业技术在井筒钻扫、冲砂、通井等施工中有广泛的应用,但由于复杂的井筒条件,可能造成连油遇卡事故,对后续投产等作业造成了严重的影响。针对A井连续油管遇卡,在井口剪断连油造成超长连续油管管串落井的情况,通过对井筒及落鱼状态、打捞难点、打捞风险的分析,制定了穿心套铣、鱼顶修整、化学切割连续油管、外切割刀切割打捞、穿心套铣打捞下部落鱼等技术对策,形成了超长连续油管落鱼打捞技术,成功打捞出A井落井连油并顺利复产。超长连续油管落鱼打捞技术,类似连续油管复杂事故提供一定的借鉴和指导。

耐油泡排剂Facam的制备和性能研究

为提高凝析气井的泡沫排液效果,研制阴离子、阳离子与两性表面活性剂三元复配耐油泡排剂(Facam),采用泡沫仪、界面张力仪、黏度仪等测试其泡沫性能、耐油性能和泡沫乳液黏度,并应用于凝析气井排液采气作业。结果显示,与两性表面活性剂(LB1)相比,油滴在Facam液膜上的铺展系数小于0,表明在高含凝析油条件下Facam的泡沫稳定性得到提高,同时,Facam产生的乳液黏度较低,可降低由摩擦阻力损失引起的油管压降。现场气井注入Facam后,油套压差(ΔP_(c-t))从1.00 MPa降低到0.28 MPa,产气月度递减率降低到2.86%,排液采气效果优于LB_(1),有效保证气井稳产。

WY区块深层页岩气井压后返排规律及制度研究

合理的深层页岩气井压后返排制度有利于改善单井产量、延长稳产周期。基于WY区块页岩气91口井的现场数据,采用重点井筛选、示踪剂分析、井例论证等方法,明确了返排规律,建立了WY区块页岩气压后返排制度。结果表明,压-焖-关(压裂+焖井+返排期间关井)和压-焖时间主要在500~1500 h之间,大部分井能在48 h内见气,见气返排率在1%以内;测试产量和稳产后半年单位压降产量随压-焖-关时间的增加先增加后减少,见稳产时间和见气时间随压-焖时间的增加而降低;产层为龙马溪组2小层的井,推荐压-焖-关时间为1000~1200 h;存在最优测试返排率,油嘴调整应该以“最优测试返排率、控砂、控压”为原则。研究结果为深层页岩气井压后排采制度的建立提供了新思路。

旋进旋涡湿气计量工艺现场适应性研究

为明确旋进旋涡湿气计量工艺在川西气田的适应性,以川西气田常规致密气井和含凝析油气井的生产特征为基础,通过分析不同工况下旋进旋涡流量计的误差范围,明确旋进旋涡湿气计量工艺在川西气田的应用界限为水气比<3 m3/104 m3.该工艺在川西气田常规致密气井和含凝析油气井的现场应用适应性较强,能满足现场湿气计量要求.初步形成了替代轮换计量和单井分离计量的湿气计量工艺推广方案,可省去分离器、轮换阀组等设备,大大简化站场流程,有利于站场建设降本增效,可在其他区块开展试验并推广应用.

川西南靖和1井茅口组立体酸压技术

川西南地区以五峰组—龙马溪组为页岩气主力生产层位,过路井在茅口组均有良好气测显示,为落实茅口组的潜力,部署靖和1井作为茅口组专层预探井。针对邻区茅口组酸压改造中酸蚀有效作用距离短、改造体积受限等问题,分析了靖和1井钻遇地层的裂缝及孔隙发育特点,从全三维酸蚀裂缝扩展、酸压入井液体以及配套工艺参数入手,研究应用了立体酸压技术。研究表明,多封隔器精细分段配合大排量施工,能够实现以裂缝体连通为目标的立体改造效果;采用3级交替注入压裂液与胶凝酸施工工艺,既能增大裂缝体改造体积,又能增长酸蚀裂缝距离,兼顾了横向深穿透非均匀溶蚀和纵向细分段高动用的改造需求。靖和1井立体酸压后放喷求产,产气量12.52×10^(4) m 3/d,较前置酸酸压提高38%,拟合结果显示酸压后裂缝体连通明显。靖和1井茅口组立体酸压成功实施,为川西南地区茅口组及栖霞组、灯影组等气藏的开发提供了新思路。

威荣页岩气田水平井套变段暂堵分段压裂工艺技术研究

威荣页岩气田页岩气井套变频发,2017~2020年采用泵送桥塞分段压裂19口水平井,有9口井发生不同程度套变,导致桥塞不能被泵送到设计位置,严重影响改造的充分程度和压后产能,为此急需开展新技术攻关,解决套变后的分段改造难题。文章通过一系列技术攻关形成了暂堵分段压裂工艺技术,该技术将套变段一次性全部射开,采用多次暂堵工艺,实现分段压裂。以套变井WY43-1井为例,通过数值模拟和裂缝起裂规律研究,明确了合理的射孔簇数和暂堵压裂次数。通过暂堵参数优化和室内实验,明确了暂堵材料的用量和性能要求。WY43-1井套变段共开展18次压裂,12次暂堵,从压裂施工特征和裂缝监测来看,套变段获得了较为充分的改造,压后取得较好产能。该技术对套变复杂井具有较强的针对性,可有效提高储层的改造充分程度,可在威荣气田进一步推广应用。

深部裂缝性碳酸盐岩储层井壁稳定技术研究现状及展望

深部裂缝性碳酸盐岩油气藏是目前中国油气增储上产的重要领域。由于地质条件复杂,地层孔、缝、洞发育,井壁失稳一直是困扰深部裂缝性碳酸盐岩油气藏高效勘探开发的突出问题。以塔里木盆地顺北区块深部裂缝性碳酸盐岩油气藏为背景,系统介绍了其工程地质特征及井壁失稳情况,从井壁失稳机理和井壁稳定控制方法2个方面对国内外深部碳酸盐岩地层井壁稳定技术研究现状进行了总结。复杂的地应力环境、天然裂缝发育导致的岩体力学强度劣化是深部碳酸盐岩地层井壁失稳的重要影响因素;通过提高钻井液封堵和化学固壁能力,合理优化钻井液密度和工程参数能够一定程度上起到稳定井壁的作用;建议深化深部裂缝性碳酸盐岩地层热流固化多场耦合井壁稳定分析模型研究,深刻揭示井壁失稳机理,加快研发耐高温高强度井筒固壁核心处理剂,从而有力保障深层超深层裂缝性碳酸盐岩油气藏的勘探开发。

威荣深层页岩长水平段工程钻探能力延伸极限研究

威荣深层页岩气垂深达3800 m,地层坍塌压力系数高达1.95以上,区域超长水平井逐年增加,超长水平井成为后期气田稳产的重要开发手段。以旋转导向钻井方式研究为前提,通过水力裸眼评价模型和钻柱应力计算方法对地质参数、轨迹剖面、钻柱力学、水力参数和地面装备进行影响因素综合分析,不同钻机条件下和不同工况下超长水平段的延伸极限不同。剖面类型优选利于井间防碰和管柱安全下入,三维轨迹剖面钻柱力学所受应力强度是二维轨迹剖面的2倍,钻井液密度和黏度都将影响超长水平段的延伸。评价结果表明,在不考虑钻机能力的条件下,理论裸眼水平段极限为5840 m,而70钻机因钻深能力限制最大水平段延伸为3500 m,机泵排量越大,钻井液密度越低,延伸能力越长。

川西集输管道外腐蚀防护技术研究

川西气田集输管道投运年限较长,敷设地区大气、土壤腐蚀性较强,造成管道外腐蚀引起的穿孔、泄漏。针对管道外腐蚀问题,通过对川西地区腐蚀环境调研,分析管道外腐蚀特征,并根据气田实际开展了管材、防腐层、阴极保护,修复补强技术及腐蚀检测等腐蚀控制措施研究,形成了川西管道外腐蚀防护体系,有效延长管道平均剩余寿命,保障了气田安全平稳生产。

高庙气田砂岩气藏水平井分段压裂技术研究与应用

川西地区高庙气田沙一气藏储层低渗致密,受窄河道控制,井位部署空间受限,水平井压后返排时间长,返排率通常较低。为高效经济地开采储量,通过川西地区近几年的水平井压裂实践,研究应用了裂缝参数优化技术+脉冲式柱塞加砂技术+超低密度支撑剂+K344封隔器的组合技术。通过裂缝参数优化技术分析合理的裂缝间距和裂缝导流能力,采用脉冲式柱塞加砂技术和超低密度支撑剂可形成更加有效的裂缝支撑剖面,应用K344封隔器分段压裂增加返排通道,以降低对储层的伤害。该组合技术在沙一气藏进行了两口水平井的先导性试验,施工成功率100%,24小时内返排率均达到60%以上,增产效果显著。

智能决策系统与排液采气技术一体化研究

为解决气井积液预警不及时、排采介入滞后、劳动强度大、制度优化难等问题,通过分析收集21井次的井底测压数据,建立了中江气田气井积液程度3级分类标准,形成了多指标的井筒积液数字综合识别方法,对158口井进行诊断,正确率达92.4%。结合各排采工艺应用界限和经济分析,创建了智能决策系统,并借助计算机编程、工业自动化控制、物联网互联等将智能决策系统与智能排液采气技术一体化,在JS 203-7 HF、JS 104-3 HF井成功应用,实现了井口压力数据自动收集、气井积液程度自动识别、排液采气措施自动判断、排液采气参数自动调整。JS 203-7 HF井及时介入智能泡排后产能递减率由76.00 m 3/d降低到6.37 m 3/d,JS 104-3 HF井及时介入智能柱塞后实现稳定排液且日增产天然气3000 m 3/d。智能决策系统和智能排液采气装置,能有效降低气井产量递减速度,提高最终气藏采收率,对致密砂岩气藏、页岩气藏的智能化排采技术具有借鉴意义。