复合射孔技术在长庆油田的应用效果

复合射孔技术是孔缝结合型超深射孔技术,可克服常规射孔的穿深浅、无法突破近井污染带、存在压实伤害等缺陷,可有效破除常规聚能射孔在岩石基体中产生的压实带.为正确评价该技术在长庆油田应用6年的效果,选择了24口复合射孔井和与之相邻且油层物性非常相近的28口常规射孔井,分5个区块,对射孔效果进行对比评价.结果表明,复合射孔技术可使地层破裂压力平均降低3～5MPa,大大提高射孔孔道附近地层的渗透率,改造低渗、特低渗储集层的效果比常规射孔技术更为明显,并能有效降低施工成本,对提高低孔、低渗油、气田产能的效果显著.

空气-泡沫驱技术在马岭油田试验研究

空气-泡沫驱油技术克服了单一注入空气易造成"气窜"的缺点,成为低渗透油田进一步挖掘剩余储量的有效方法.马岭油田2个井组的试验研究表明,空气-泡沫驱油技术在低渗透油田开发中起到了增油降水、延缓递减的效果,为重新实施注空气开发低渗透油田提供了参考.

复合射孔技术及在靖安油田的应用效果分析

为提高靖安油田开发效果,降低工作液对近井带的污染,在注水井投注方面普遍使用了复合射孔技术。该技术增加注水井的注入量,具有穿透深度高、沟通面积大等特点,在油井上使用, 可降低投注费用。

燃气式超正压复合射孔技术在靖安油田的应用

燃气式超正压复合射孔是利用火药燃烧产生大量气体,形成瞬时高压,然后再射孔的一种"先压裂后射孔"的射孔方式。其助射作用提高高温高压气体能量利用率,造缝作用增加近井地带泄油面积和流动效率。该工艺可实现隔层同时施工,简化施工工艺,提高完井效率,射孔弹爆破形成的巨大冲击,提高了近井地带地层渗透率,起到了解堵作用。

壳牌长北保护储层钻井液技术经济探讨

随着全球能源需求的不断增长和常规油气资源的逐渐枯竭,非常规油气藏开发已成为石油工程领域的重要研究方向,低成本是实现有效开发的必要条件。因单井产量低,完井及压裂成本高,回收费用需时较长,只能不断改善学习曲线,力争达到技术和成本的最佳平衡,才能获得良好经济效益。长庆油田和壳牌合作的长北项目是全球油气勘探开发领域合作的典范工程,项目整体连续稳产15年,至今累计产气590.8×10^(8)m^(3)。其令人瞩目的丰硕成果是多方共同努力、多因素耦合的结果。文章以钻井液技术为切入点,分析了钻井液性能优化虽然造成钻井液每方成本的上升,但对项目总体成本控制和单井产量具有积极贡献,直观展示了技术学习曲线对经济效益的影响。通过分析长北项目1期“日费制”和2期“日费制+米费制”管理模式的优缺点,提出了非常规油气开发必须注重技术、成本、产量、管理相结合,按照项目全生命周期考量整体效益,注重储层保护。文章通过总结长北项目的成功,以期为非常规油气藏的开发提供借鉴。

基于核磁共振谱图分段技术的流体性质识别方法研究

核磁共振录井近些年应用效果显著,可实现对现场岩石物性的快速分析,评价孔隙结构,定量分析含油气饱和度、可动流体饱和度、束缚流体饱和度等重要参数,但在流体性质识别方面,由于受T2截止值,以及可动流体、束缚流体饱和度及孔径分布等重要参数计算误差的影响,制约了核磁共振录井技术的进一步发展。通过引入核磁共振谱图分段技术(按照横向弛豫时间分段)对核磁谱图进行处理,依据重构的信号重新计算求取含油饱和度,并优选1~10 ms段含油饱和度与孔隙度建立二维解释图板,后期资料应用取得了较好的应用效果,解释符合率由75.6%提高到81.6%,提高了核磁共振录井解释评价精度,可满足现场快速识别流体性质的需要。

华庆油田大位移水平井钻井工艺技术

超二项目部从去年的没有水平井钻井技术，到2010年完成水平井11口，其中超600m水平段水平井4口，超1000m水平段水平井1口，长庆油田超千米水平段水平井首先在超二项目部取得了成功，项目组从水平井钻机的要求，钻井设计和钻进过程的跟进，钻井技术的配套完善，井控技术和完井作业过程的全程跟踪分析，进行一系列的技术试验和总结，与川庆施工单位密切合作，水平井钻井技术得到不断的完善和发展，超低渗油藏大位移、长水平段水平井钻井技术逐渐形成，为油田大位移、长水平段水平井钻井技术的完善带好了头，起好了步，全年施工的11口水平井施过程安全、优质，高效。为下一步超低渗油藏的开发提供了有力的技术保障。

苏14井区多薄层分层压裂改造技术研究

针对苏14井区储层低压、低渗、非均质性强的地质特点,开发先导性试验中大规模压裂沟通砂体效果不明显,增产效果不显著,以及80%以上的井钻遇盒8上、盒8下和山1等多层的实际,采用分层压裂沟通多个储层、合层开采提高储层储量纵向的动用程度,达到了提高单井产量,实现经济有效开发的目的。

合平4致密油水平井韧性水泥浆固井技术

长庆油田延长组由于致密油层物性差、孔隙度和渗透率低,开采难度较大,因此需采用长水平段的大型压裂技术才能获得产能。普通水泥石是多孔、脆性大的材料,大型体积压裂易致水泥石破裂。为了提高水泥环抗冲击能力,确保水泥环的层间封隔能力,研制开发了以增韧材料DRE-100S和乳胶粉DRT-100S为主剂的韧性水泥浆体系,该体系的24 h抗压强度为22.9 MPa,弹性模量相比普通水泥石降低30%以上,实现了水泥石"高强度低弹性模量"韧性改造,增强了水泥环在动态冲击条件下的层间封隔能力。该体系成功应用于长庆油田合平4井φ139.7 mm生产套管固井,固井质量优质,可以推广应用。

压裂新工艺在低渗透油田特殊井层的应用

针对低渗透油田低产液量新井和厚油层油井单井产量偏低的实际情况,从储层改造角度对油井低产原因进行了分析,并针对储层特点和油井低产原因,采用缝内转向压裂工艺和多级充填压裂工艺对储层进行压裂改造,有效地提高压裂裂缝在储层平面和纵向的改造程度,现场应用效果明显,为低渗透油田提高单井产量提供了重要技术支持。

连通水平井钻井技术的概述

随着经济的不断发展,对石油的需求量愈来愈大,而连通水平井技术大大提升了石油产量。我们所说的连通水平井技术指的是钻井时钻两口井,将一口水平井与一口生产井连通,生产井通常是直井,让水平段穿过矿层底部,将套管下至矿层顶部有效的位置,达到水平井注水生产井装矿层溶解液的目的。这种方式最大的好处就是不需要中心管,从而提高了矿层的溶解度,大大提高了经济效益。连通水平井最早用于救援井施工,当一口井着火时,通过与其连通的另一口井通过注入高密度钻井液压井或其他措施进行救援处理。与单井吞吐方式相比,连通水平井固然好,但也存在其弊端,存在加压,携砂,扩孔困难等问题。而且在国内连通水平井钻井技术还不够先进,不过通过优选还是可以克服的。

浅析油田产能项目建设管理

石油作为一种不可再生资源,成为经济发展的重要战略物资,油田产能项目建设是一项重要的生产活动,保障着油田勘探开发的顺利实施以及油田产能的有效提升。本文在对油田产能项目进行概述并对项目建设应用技术进行评析后,提出项目建设管理措施,如设立管理组织,加强前期论证,加强项目建设监管,健全油田产能经济评价体系,健全后评价制度,提高项目管理水平等,力求探索高效的项目建设管理方法,提高项目管理水平,为油田开发打牢基础。

钻井新技术的发展

钻井投资占整个石油工业投资的一半左右,决定着石油业的竞争能力和发展潜力。当今社会市场经济的不断发展,对石油钻井技术的要求难度越来越大,挑战越来越高,。本文从我国现在钻井技术的现状、钻机、深井超深井钻井、钻井自动化智能化技术、井下管件和完井石油,在我国钻井技术发展上的运用和发展趋势等方面,分析了我国钻井技术最新发展以及对钻井关键技术发展趋势并做出了分析总结。

庆城页岩油水平井电潜螺杆泵举升工艺改进及矿场应用

庆城油田是近年来国内探明的首个10亿吨级整装页岩油田,实现规模效益开发对保障国家能源安全具有重要的战略意义。页岩油大平台多井丛三维水平井布井模式造成井眼轨迹复杂,常规有杆举升工艺管杆偏磨矛盾突出,检泵周期不足200 d,且难以满足大规模体积压裂开发初期快速排液的需求,基于“井筒高效举升、全生命周期排采、数智化转型”需要引入了电潜螺杆泵举升工艺。针对应用过程中存在的频繁卡阻、憋堵、机组断裂落井的问题,开展定子橡胶材质改进、定转子配合间隙优化、机组强度升级,完善砂、蜡、气、垢防治工艺配套,极大提升了电潜螺杆泵在页岩油复杂井况的工艺适应性,通过归纳总结各类故障的电参曲线特征,建立了5类电潜螺杆泵常见故障诊断模板,解决了电潜螺杆泵故障诊断困难的问题。经过工艺改进及配套升级,电潜螺杆泵维护性作业频次由2.62次/(口·年)下降至0.60次/(口·年),采油时率由97.5%上升至99.2%,检泵周期由140 d延长至480 d,实现了电潜螺杆泵的成熟应用。

控压钻井实时计算及控制决策方法研究

随着石油勘探开发向边缘、深部复杂地区和非常规资源发展,窄密度窗口、高井控风险等钻井问题越来越突出。对于窄密度窗口地层,控压钻井能有效降低钻井作业难度和井控风险。但现有控压系统在无井底压力测量数据条件下的计算分析能力有限,无法实现准确指导常规控压钻井和精细控压作业实时计算分析与控制决策推荐。因此,基于现场工程录井、控压实时数据,建立了自动判断控压钻井作业工况的分支判断树,实现了11种钻井工况的实时识别。从环空液固两相流动特征着手,耦合井筒压力和地层流体侵入量,建立了控压钻井过程中的环空压力分布预测模型,实现了井口回压预控值的计算、确定和推荐。在理论研究基础上,开发了控压钻井计算分析及控制决策系统,现场测试表明:控压钻井过程中可以进行井筒压力及井口回压值模拟分析、自动识别钻井工况和井下复杂,立管压力的系统计算值与实测值之间平均误差为1.88%,基于安全作业条件的井口回压预测值与实控值符合率达到89.8%,实现了基于实时工程参数的控压钻井在线计算分析与控制决策,提高了控压钻井井口回压控制的可靠性和时效性,有效指导常规控压钻井作业,并通过流程优化提升了精细控压钻井作业能力和智能化水平。

深层煤岩气二氧化碳泡沫压裂压后评价方法

为了评价CO_(2)泡沫压裂对深层煤岩气的适用性及分析深层煤的压裂地质特征,文章以鄂尔多斯盆地深层煤岩气水平井X1井的CO_(2)泡沫压裂作业为例,通过采用压裂停泵压降速率分析、G函数压降曲线分析及压裂注入沿程管路摩阻分析等压力诊断方法,评价了X1井的压裂地质特征、裂缝扩展特征及压裂液类型对压后效果的影响。研究结果表明:鄂尔多斯盆地的深部煤岩具有较好的渗透性;CO_(2)压泡沫压裂工艺能够满足鄂尔多斯盆地深层煤岩气水平井的压裂作业需要,增能助排优势突出,压后增产效果明显;与胍胶压裂液相比,CO_(2)泡沫压裂液改造后的停泵压降速率更快、渗透性更好;通过提高单簇进液强度、提高压裂的裂缝内压力能够改善地层的渗透性。此外,与砂岩相比,煤岩CO_(2)泡沫压后的CO_(2)喷势小、气体浓度低,见到了CO_(2)在地层中被吸附的预期。本研究可为深层煤岩气的压裂工艺优选及压裂参数优化提供经验及建议。

化学计量学方法在元素录井地质导向中的研究与应用

针对通过元素录井对岩性进行识别过程中存在的解释方法相对单一、精准度较差,尤其在地质导向中易出错等问题,利用化学计量学方法建立了一套元素录井水平井导向方法,通过计算机,利用数学方法对水平井目标层、上部围岩层、下部围岩层之间的不同岩性进行差异特征分析,从复杂的元素测量数据出发,利用主成分分析、夹角余弦相似度分析等算法进行分析并形成可视化二维图板,根据分析结果给出轨迹调整方案,指导钻头在目标层中水平钻进。该方法在鄂尔多斯盆地多口重点水平井进行了实际应用,均取得了较好的应用效果,提高了水平井油层钻遇率,也为水平井整体研究提供了十分有用的信息。

粉煤灰降失水水泥浆在天然气井固井中的研究与应用

长庆天然气田属于低压、低渗透气田,存在承压能力较低的地层,固井设计要求全井段封固,并且采用双级双凝施工工艺。但由于用于低密度水泥浆中的漂珠生产量降低,价格上升,研究应用替代产品是固井技术发展的方向。在一级领浆中研究应用了粉煤灰水泥浆体系,其性能和固井质量可完全满足固井要求。粉煤灰水泥浆体系价格低和固井质量优良,使其成为漂珠水泥浆体系的替代配方。

鄂尔多斯盆地深层煤岩气井储层坍塌及伤害主控因素研究

鄂尔多斯盆地深层煤岩气作为一种非常规资源,分布面积广、资源量大,是天然气增储的重要接替资源。由于煤岩强度低、裂缝发育易破碎,将导致煤岩掉块严重、起钻困难、频繁憋泵,因此深层煤层气钻进中井壁坍塌失稳、漏失成为安全钻进的主要限制因素。文章针对鄂尔多斯盆地本溪组煤岩井壁坍塌与伤害技术难题,开展了煤岩的物性、理化、力学性能评价等研究,明确了本溪组煤岩具有双孔隙结构,微孔占比平均56.5%,宏孔占比平均28.4%。煤岩中无机矿物成分主要以高岭石为主,含量为69.9%~88.4%,平均为79.7%;煤岩和煤矸均表现为弱亲水性和亲油性,煤岩样品在清水中的线性膨胀率为0.55%~0.87%,在水基钻井液中的膨胀率在0.10%以下,在油基钻井液中基本不膨胀。通过钻井液对煤岩渗透率伤害和空间CT评价实验表明,清水对煤岩渗透伤害率为74.7%;现场水基钻井液的渗透伤害率为89.9%;钻井液对平均孔隙度伤害率为22%,钻井液平均连通性伤害率为26%。基于室内实验结果分析,揭示出鄂尔多斯深层煤岩的坍塌伤害因素主要为煤层节理、微裂缝发育、胶结疏松、脆性大、应力敏感、非均质性强。钻开煤层后,外来流体沿裂缝渗入,引起分布在裂缝等处的黏土矿物水化溶胀和部分填充物溶解,弱化了煤岩的胶结强度,原有的力学破坏,煤层易碎裂垮塌。同时钻井液中固相颗粒对孔隙与裂隙的堵塞、钻井液固相侵入产生运移堵塞叠加造成了煤岩伤害。

气田防支撑剂回流压裂液快速返排的研究

苏里格气田属于典型的"三低"气田,决定了自然投产后单井产量总体偏低。理论和实践都证明通过适度规模的压裂改造,可以显著提高开采效果。由于压裂井均有一个压后排液的过程,排液速度过快或不控制放喷均会造成支撑剂回流,从而影响储层压裂改造的效果。因此,掌握压裂后防支撑剂回流压裂液快速返排技术是提高改造效果的重要环节。