四川盆地低渗透砂岩气藏大型水力加砂压裂配套技术

增产改造是低渗透砂岩气藏开发效果的重要保障手段,为了提高气藏单井产量,实现效益开发,中国石油西南油气田公司在该领域开展了广泛深入的研究,形成了以大型水力加砂压裂为主的储层改造及其配套技术,包括:气藏整体压裂方案设计技术,以微型注入为主的压前评价技术,以数值模拟、节点分析为主的大型压裂优化设计技术,以差应变、声发射、黏滞剩磁室内实验与测井资料相结合的地应力大小及方向的分析技术,以示踪迹、微地震为主的裂缝形态监测技术等。这些配套技术的形成,使大型水力加砂压裂工艺在试验区内取得了显著的增产效果,为川渝气区大力推进盆地内砂岩气藏的勘探开发奠定了基础。这些关键技术的研究、归纳与总结,为低渗透砂岩气藏的规模化、效益化开发提供了技术支持。

钻完井专业化技术服务安全管理探讨

随着勘探开发向"低、深、海、非"领域的发展,对钻井技术和服务的要求也越来越高,钻井专业化技术服务面临的风险越来越大。分析了钻完井服务专业存在风险的原因,提出控制风险的管理措施,重点强调了强化安全教育培训、提高作业人员综合技能,加强技术服务现场标准化建设、落实属地责任,大力开展作业现场绩效考核三个方面的管理措施,以期为钻完井专业化技术服务的进一步发展提供安全保障。

超低密度仿油基钻井液工艺技术及应用

在低压储层中采用欠平衡钻井,需使用抗高温的超低密度钻井液。室内试验研究与现场应用表明,仿油基钻井液通过试验及配方优选,能够把现场钻井液应用密度控制在1.03～1.04g/cm3范围,油溶能力提高到50%,抗温能力提高到130℃,流动性和润滑性能优良,抑制能力强,滤失量低,静结构弱。能满足水平深井钻井与地质录井要求,尤其适合低压地层或欠平衡深井钻井需要。

北美移动钻机技术现状

丛式水平井在大幅提高非常规油气开发中单井产量的同时又降低土地占用面积和建井成本,是未来非常规油气资源开发的重要手段。利用快速移动钻机进行丛式水平井开发,可在短时间内高效钻出一组丛式井,利用钻机的免拆卸高移动性,降低钻机搬安时间,从而提高整体钻井效率,降低钻完井成本,并可实现工厂化作业。文章主要调研介绍了北美地区陆上移动钻机技术现状。

川渝地区含硫气井固井水泥环界面腐蚀机理分析

酸性气井井下防腐是石油工程学界的技术难题之一,对于"井筒第一屏障"——固井水泥环的腐蚀研究更是备受重视。针对目前井下固井水泥环腐蚀研究中存在的问题,采用界面腐蚀的试验方法,利用X射线衍射、扫描电镜等实验分析手段,对川渝地区含硫气井固井水泥环腐蚀机理进行了探索。结果表明:①水泥石的腐蚀深度和H2S分压值、腐蚀时间成正比;②腐蚀后水泥石抗压强度值和H2S分压值、腐蚀时间成反比;③由于水泥石受酸性气体腐蚀后的产物逐渐富集、堆积及运移,使水泥石形成一个较为稳定的致密层或腐蚀过渡带,腐蚀后水泥石的孔隙度和渗透率随腐蚀时间的增加呈现先增加后降低的特点,并最终使腐蚀介质进入水泥石内部变得更加困难;④确保水泥环在保持一定腐蚀深度的情况下,尽快形成较为稳定的腐蚀过渡带或降低水泥环的腐蚀速率,是含硫气井固井水泥环在酸性环境下保持长期密封性及化学完整性的重要基础条件。

钻井液与水泥浆化学不兼容原因初探

钻井液和水泥浆化学兼容性差不但影响顶替效率,而且危及固井作业安全,这是导致深井超深井固井质量低下的重要原因和引发固井工程事故的隐患。为了探索钻井液对水泥浆产生化学污染的本质,以川渝油气田某区块一口典型井的φ177.8mm尾管固井作业为例,采用单因素分析法,将该井采用的钻井液处理剂与现场水泥浆进行污染稠化实验。实验研究表明:钻井液污染水泥浆的主要原因是钻井液中某些处理剂与水泥浆外加剂之间相互作用,引发凝胶效应,导致浆体稠度迅速增大和稠化时间大幅度缩短,并非水泥浆真正凝结硬化。

三凝水泥浆体系在深井、超深井固井中的应用

川东北地区φ177.8mm尾管固井存在裸眼井段地层承压能力低、高低压力系统同存、气显示层段多、温差大、喇叭口附近水泥浆易发生超缓凝、强度不够的固井技术难题。针对固井技术难题,提出采用三凝水泥浆体系分别封固油气层、非油气层的技术思路;套管重合段采用常规密度水泥浆封固,能有效地防止高温水泥浆超缓凝现象。该体系在七北103井固井中的应用,取得了固井质量优为30.98%,中为39.54%,差为29.48%的良好效果。对比同一构造同一套管层次固井作业,尤其是套管重合段,该体系保证了悬挂器处封固质量,注水泥后井口没有出现喇叭口附近窜气冒气现象,有效地防止了气窜的发生。声波测井结果表明,复杂井段的封固质量达到了防气窜的目的。

非常规条件下超深漏失井尾管固井作业——以云安002-7井为例

四川盆地东部云安厂构造云安002-7井φ177.8mm尾管固井集超深井、大斜度井、高压气井和窄安全密度窗口于一身。φ215.9mm井眼段经长时间、多次堵漏,消耗了大量钻井液(1 418.1m3),仍未达到常规固井作业的不溢不漏、通井畅通、井眼清洁等要求,已难提高井筒承压能力。井眼状况表现出漏层多且位置不确定、液面不在井口、气层多、钻井液密度高(1.80g/cm3)、裸眼段长(2 538.28m)且井眼轨迹复杂等特点。为此,针对下套管过程中的出口不返、不具备分段循环条件、无法排后效、尾管悬挂器可能提前坐挂等技术难点,采取了针对性的下套管作业防阻卡、保水眼畅通以及正注反挤工艺保环空水泥浆对接等三大技术措施,确保了尾管安全顺利下至设计井深。测井解释结论表明:φ215.9mm井眼段的高压气层得到了有效封固,固井质量可满足下一步安全钻井作业需要。该井φ177.8mm尾管固井的成功为今后类似复杂气井固井作业提供了有力的技术支持。

稳定性对水泥浆过渡时间的影响研究

为了探索稳定性对水泥浆过渡时间的影响规律,采用静胶凝强度/超声波抗压强度分析仪、高温高压油井水泥浆凝结仪和高温高压稠化仪研究了水泥浆在相同条件下的静、动态凝结特性。研究表明,浆体稳定性越好,水泥水化速度越快,初凝和终凝时间、初终凝过渡时间、静胶凝强度过渡时间越短,水泥浆凝固后体积收缩率越小;水泥浆的高温高压稠化过渡时间短并不代表静胶凝强度过渡时间短,动态条件下的稠化过渡时间与静态条件下的静胶凝强度过渡时间并不等价。

气体钻进过程地层液体侵入量预测方法

地层液体大量侵入井筒将导致气体钻井无法正常进行,因此有必要在实施气体钻井前预测钻进过程中地层液体的侵入量。在计算侵入量方面,传统方法主要基于稳定渗流或定产量内边界条件下的不稳定渗流来建立模型,用该模型来分析气体钻井过程地层液体的侵入会产生较大误差。根据气体钻井的特点,文章认为地层液体的侵入将以定井筒压力为内边界条件的不稳定渗流为主,长期打开储层后也可简化为稳定渗流。考虑到实际钻进过程中储层是逐渐被打开的,计算中将目的层细化为许多单元,再叠加求解。在分析井底压力与地层液体侵入量关系的基础上提出了气体钻进过程中地层液体侵入量预测方法,并建立模型预测钻进过程中钻至任意井深时地层液体侵入量。计算表明,不考虑钻进过程就不能准确预测气体钻进过程中地层液体的侵入量,且预测误差随储层渗透率、厚度的增加而增大。因此,在预测地层液体侵入量时应考虑钻进过程。

塔河油田缝洞单元注水开发研究与应用

塔河油田岩溶缝洞型油藏储量达到10×108t,是目前国内最大碳酸盐岩缝洞型油藏。以天然能量开发为主,受能量下降和油井含水快速上升的影响,采收率只达到15%。近年来通过与国内外石油公司、研究院(所)和大学开展了广泛的技术合作,初步建立了独具特色的缝洞型油藏勘探开发技术方法系列。认识到了缝洞单元是开发的基本单元,建立了缝洞单元的描述技术,形成了以缝洞单元为基础的差异化开发技术,逐步摸索出了酸压、侧钻、堵水、单井注水替油等提高采收率技术方法,开展了单元注水开发先导试验,通过注水各缝洞单元能量不同程度恢复。

非标全通径高压尾管悬挂器的研制与应用

针对龙004-X1井?365.1 mm套管悬挂273.05 mm套管的固井需求,研制了XG70 365×273非标全通径高压尾管悬挂器。通过室内性能测试和现场成功应用表明,该悬挂器设计科学、结构合理、性能可靠、操作简单,具有悬挂负荷大、可不严格找"中和点"倒扣丢手、胶塞碰压自锁、后期无需钻件等特点,各项技术指标达到国外同类产品水平,具有广泛的推广应用前景。

气体钻井关键点携岩机理的研究

气体钻井能够有效地提高机械钻速,但在关键点处携岩问题成为气体钻井发展主要问题之一。气体钻井过程中,由于在关键点处截面积突然增大,使得岩屑不易带出地面,严重影响携岩效率,导致卡钻等井下复杂情况发生。文章基于流体力学局部损失理论和岩屑扰动带高度基础上,对气体钻井过程中的关键点携岩基本规律和有关理论计算方法进行了研究。解释了气体钻井过程中影响关键点携岩能力的面积变化和流速等相关因素,为钻井设计和施工提供了相关的理论。

川渝X区块珍珠冲段钻头优选与应用

川渝X区块地层可钻性变化较大,钻头选型困难,尤其是在珍珠冲段,该段岩性以砾砂岩、砾页岩和纯砾岩为主,砾石硬度大。在珍珠冲段钻进过程中,钻头外径磨损严重,使用寿命短,划眼时间长,起下钻频繁,机械钻速大大降低,钻井周期延长,钻井成本上升。为了保证该区块的安全钻进及钻井提速,针对砾石层的特点,尝试多种钻头选型。应用表明,M钻头具有超硬材料强化外排、背锥设计、防钻头缩径的特点,是川渝X区块钻井提速的重要选择。