普光气田高含硫超深水平井投产配套技术

普光气田是我国已发现的丰度最高、储量规模最大的高含硫大型海相整装气田,H2S含量12%～20%,CO2含量10%～12%。国内外开发实践表明,高含硫气田开发 面临着安全环保风险大、设备材料H2S腐蚀、开发成本高等技术难题。普光气田开发方案设计水平井6口,通过技术攻关,针对高含硫普光气田超深水平井投产作业技术难点,配套形成了酸压投产一体化管柱、长井段射孔、长井段酸压投产、作业施工及井控技术,满足了超深水平井投产作业需要,为国内同类气田开发提供了技术借鉴。     

元坝气田超深高含硫气井测试及储层改造关键技术

四川盆地东北部元坝气田具有高温、高压、高含H₂S特性,储层埋藏深且非均质性强,由此带来了测试工艺复杂、储层改造困难、井控安全风险大等困难。在元坝超深高含硫气井测试实践中,逐步形成了材质优化选择、一体化管柱多功能APR测试、多级压力控制、测试制度优化、快速返排、井控工艺、堵漏压井工艺、地面流程安全控制技术及海相储层改造工艺技术,从而满足了元坝气田“三高”气井试气的需要。现场应用结果表明,已施工完的16口井55层,获得工业气流14口井23层,未发生一起安全事故,有效保障了元坝气田勘探的顺利进行,取得了安全、优快、环保的工作效果和重大社会经济效益。     

元坝超深高含硫气井投产关键技术

元坝气田是世界上已发现的埋藏最深的高含硫化氢的海相气田,针对元坝气田开井初期水合物堵塞严重、各级参数匹配关系复杂、场站附近人口稠密、调试投产安全环保风险高等不利因素,总结出试采工程及滚动建产场站调试经验,提出了"预加甲醇+辅助加热+脉冲式配产"的综合防堵技术;探索出了"预设节流阀开度,放大加热炉三级,控制节流阀二级,调井口采气树一级的方式设计阀门开度"参数控制模式,形成了一套适合高含硫气田调试投产一体化技术,大大减少了火炬放喷模拟外输造成的环境污染和天然气浪费,为国内同类气井调试提供了借鉴。     

元坝101-1H酸性气藏超深水平井优快钻井技术

针对元坝高含硫气藏超深水平井钻井过程中存在的陆相高压层钻速慢、海相产层漏失严重、超深高温高压定向困难等问题,元坝101-1H井通过延伸气体钻井深度、应用扭力冲击器和直螺杆配合PDC钻头复合钻井技术,实现了陆相致密砂岩硬地层的有效提速;采用等壁厚直螺杆配合EM1316 PDC钻头,实现了海相高强度低研磨均质地层直井段有效提速;在水平段采用可调式抗高温螺杆,配合欠尺寸双稳定器稳斜钻具组合,既提高了复合钻进比例又保证了井眼全角变化率,效果相当于旋转导向钻井工具;采用双效防磨技术,减少了套管磨损,保证了管柱密封性能。现场应用结果表明,元坝101-1H井完钻井深7 971 m、垂深6 946.44 m,创元坝工区高含硫超深水平井完钻井深最深记录;钻井周期380 d,较设计周期缩短54 d、较前期开发评价水平井平均周期缩短149.92 d,提速效果显著,为同类井的施工提供了较好的经验。     

元坝气田海相超深水平井钻井技术

元坝气田长兴组气藏储量巨大,但由于气藏埋深接近7000m,面临地层压力系统复杂、井底温度高、陆相下部地层常规钻井机械钻速低、超深小井眼钻井提速难度大、深部井段钻井液维护困难等诸多技术难题。针对超深、地层压力系统复杂、岩性及流体分布情况复杂等钻完井工程难题,明确了不同井区必封点深度,优化了套管设计方案,形成海相超深井五开制井身结构方。根据工程地质特征,结合现有钻井技术手段,陆相上部地层应用气体钻井技术,下部地层采用扭力冲击器、复合钻井和涡轮钻井提速,海相地层采用PDC钻头复合钻井技术,斜井段采用螺杆滑动定向和复合钻进,配合使用抗高温低摩阻钻井液,形成了元坝超深水平井全井段钻井技术体系。应用于12口海相开发井,提速效果显著,能够满足元坝气田高效开发的需要。     

元坝高含硫气藏超深水平井完井技术研究及实践

元坝长兴组气藏属于超深、高温、高压、高含硫碳酸盐气藏,水平井完井的经济性与安全性矛盾非常突出,作业工况及井下条件复杂,风险和效率是该类气井完井需要考虑的重点。为此,通过大量的理论研究、模拟计算、室内实验、现场试验,形成了元坝高含硫气藏超深水平井完井技术。Ⅰ-Ⅱ类较多的礁相储层,以衬管完井方式为主,Ⅰ-Ⅱ类较少的叠合区、滩相储层,底水较为发育区域,采用射孔完井;完井材质选用4C类镍基合金;完井工具采用具有自平衡功能的井下安全阀、具备可回收功能的锚定密封插管封隔器;完井管柱采用复合油管,原则上不设计坐放短节、不采用伸缩节;通过优化封隔器坐封位置减少镍基合金套管使用长度。通过以上措施,既能满足酸化及长期安全生产要求,便于后期作业,又极大程度降低了完井成本,为该区的勘探开发提供了重要的技术支持。     

大湾复杂高含硫气田水平井开发关键技术

大湾气田是近年来我国发现的地质条件极为复杂的典型高含硫气田之一,其储层埋藏深、厚度薄、平面变化大、储量丰度低、硫化氢含量高、裂缝-孔隙发育,国内外尚无成功开发先例。为了安全、经济、高效开发以大湾气田为代表的复杂高含硫气田,形成了复杂高含硫气田水平井整体开发新技术。其中包含4项核心技术:一是双重介质高含硫气田储层精细描述技术,二是双重介质高含硫气田开发技术政策优化技术,三是高含硫气田水平井开发完井技术,四是高含硫气田水平井分段酸压技术。应用这些核心技术,成功建成了世界上第1个水平井整体开发的大湾复杂高含硫气田,并已推广到国内类似气田,取得了良好的经济效益和社会效益。     

普光高含硫气田裸眼水平井投产工艺技术

川东北普光高含硫气田裸眼水平井投产,存在着碳酸盐岩地层易喷易漏、井控安全风险高,钻水泥塞容易开窗出轨,结构复杂的一体化分段酸化-生产完井管柱极易发生粘卡事件等难题。为此,在该气田大湾气藏采用井筒模拟通井处理工艺,优化设计完井管柱结构,结合二次下井回接完成、优质钻完井液与内防喷工具的使用,妥善解决了上述难题,实现了分段完井管柱多级封隔器适时坐封隔绝气层以及滑套顺序开关、均匀布酸的目标,取得了很好的应用效果。结论认为：①在该区实施裸眼水平井投产工艺以及钻塞、模拟通井处理工艺是可行的,是高酸性气田合理高效开发值得借鉴的一个模式;②井壁稳定、顺畅、润滑的井况环境是裸眼水平井安全顺利投产的前提条件,也是实现降本增效、安全开发酸性气田的重要技术手段;③针对高酸性裸眼气井完井投产工艺技术的复杂性须选择优质完井液,全过程、全方位、多层面的从技术角度进行安全控制是井控技术的发展方向;④碳酸盐岩气藏裸眼井投产作业全过程使用钻完井液压井,对于如何选择酸化、排液模式才能解除对储层造成二次污染仍需不断加以认识和完善。     

元坝气田超深水平井随钻测量与控制技术

元坝地区海相气藏埋藏较深,主力储层垂深超过6 500 m。该地区超深水平井钻井过程中存在着高温高压、地层岩性复杂、测量仪器稳定性差以及井眼轨迹控制难度大等难题,对水平井钻井技术提出了更高要求。首先分析了元坝气田的钻井施工技术难点,通过开展直井段防斜打快技术、超深硬地层侧钻施工技术、增斜段和水平段井眼轨迹高效控制技术研究,以及耐高温高压SLBF HT175型随钻测量MWD仪器的研制,形成了元坝气田超深水平井随钻测量与控制技术,大幅提高了元坝气田超深水平井施工能力。SLBF HT175型随钻MWD仪器经在元坝4口超深水平井中应用,MWD耐温性能、抗压性能、测量精度和整体可靠性等经过现场验证,能够满足国内油气田超深水平井的随钻测量需要。     

元坝含硫气藏水平井完井方式适应性评价与优选

元坝长兴组气藏属于超深、高温、高压、高含硫等特点,储层非均质性强,气水关系复杂,完井安全性与经济性矛盾突出,其水平井完井方式应比常规气井更具较宽的适应性,以满足气井整个寿命周期的各种作业、生产及经济要求.在岩石强度测定等室内实验、酸化前后临界生产压差和单井产能模拟计算、YB103H等井现场试验基础上,通过完井方式对地质特征、地质力学特征、产能、气水关系、工程工艺风险和技术经济适应性评价,形成了元坝超深水平井完井方式优选方法和方案.研究表明,Ⅰ一Ⅱ类较多的礁相储层以衬管完井方式为主,不需要分段改造即能满足产能要求;对于部署在礁相,井眼方位与地层最大主应力夹角小于20°的水平井,采用裸眼完井降低完井投资;对于Ⅰ一Ⅱ类较少的叠合区、滩相储层,宜采用射孔完井,以便实施针对性储层改造;边底水较为发育区域,采用射孔完井并通过优化完井参数延缓边底水锥进.不同完井方法在不同类型储层进行了现场试验,元坝103H、元坝124-侧1、元坝10-侧1等试验井获得高产,实现了元坝超深水平井开发的突破.     

底水油藏水平井产量公式研究

按照Joshi方法将水平井三维流动简化为垂直面和水平面的两个平面流动，分别应用镜像反映、叠加原理方法和保角变换方法推导出了底水边界油藏水平井垂直面和水平面内的产量公武；再利用电模拟方法得到底水油藏内水平井的产量公式；分析了水平段长度、偏心距、非均质性对水平井产量的影响。结果表明，偏心距对水平井产量影响较小，当水平段长度小于2000m时。偏心距对产量变化影响不超过6％；而储层非均质性对水平井产量影响较大，随着渗透率各向异性比kh／kv，的增加，水平井的产量减小，垂向渗透率高的地层更有利于底水油藏水平井产量的提高。     

高温深井复杂岩性气藏压裂技术

冀东油田五号构造沙河街组属于复杂岩性气藏,岩性主要以玄武岩、火山碎屑岩为主,埋深4781.6~5200 m,储层温度170~180℃,物性差（0.04~0.4 mD）,前期采用φ139.7 mm套管压裂,排量2 m3/min时,压力70 MPa,停泵压力61 MPa,导致施工失败。通过对该气田火山岩岩心全岩、X射线衍射分析、酸溶、地应力及天然裂缝识别实验,认为天然裂缝发育且裂缝充填物多为酸溶矿物,提出了前置酸压+压裂改造工艺。从耐170℃高温有机硼低残渣瓜胶压裂液、稠化酸、优化射孔方式,提高地面设备承压、自降解降滤失剂封堵天然裂缝等综合处理措施出发,实现了适合南堡五号构造裂缝性火山岩深井压裂的顺利实施,并对前期失败井再施工,排量为5 m3/min时,最高压力为74 MPa,共加砂60 m3,顺利完成了施工。该技术在该区块现场实施3口井,单井最高加砂量125 m3,最高套压85 MPa,NP5-A井压后φ6.35 mm油嘴放喷,日产气量为10.7×104 m3。      

留西地区深水平井高密度防塌钻井液技术

留西地区地层结构复杂，在钻井施工过程中井塌现象严重，特别是钻井液密度高、水平段埋藏较深，对水平井钻井液技术提出了很高的要求。通过室内实验，确定采用聚磺硅氟高密度防塌钻井液。该钻井液具有流变性好、携岩能力强、泥饼质量好、润滑性好、封堵效果好等特点，解决了井壁严重失稳、高密度钻井液润滑防卡、岩屑携带等一系列技术难题，满足了华北油田冀中地区水平井施工的要求。     

致密油藏压裂水平井产量预测

针对致密油藏压裂水平井流态复杂及全生命周期产量预测误差大的问题,在对前人经验递减模型适用性研究的基础上,选取以不稳定流和过渡流为主导的产量指数递减（SEPD）模型及以边界控制流为主导的指数模型进行组合,通过结合节点处的产量相等和递减率相等,构建了以边界控制流时间为节点的全生命周期新型分段产量预测模型,同时建立了广义回归神经网络算法下的边界控制流时间预测方法及分段函数的最小二乘法拟合参数求取方法。结果表明,不论是否到达边界控制流,新模型普遍比单一SEPD模型和指数模型的拟合度高,其预测结果更接近于生产后期的指数评估结果,误差小于5%。     

盐池区块深层页岩气水平井钻井关键技术研究

为进一步提高鄂尔多斯盆地盐池区块非常规油气资源的勘探开发效果,在分析深层页岩气水平井钻井技术难点的基础上,采用了“双级PDC钻头+单弯螺杆”侧钻工艺,以提高大井眼侧钻效率;优化了“多粒径桥塞+纤维水泥”堵漏工艺,以提高堵漏效果、降低堵漏成本;研发了高性能纳米封堵水基钻井液体系,以实现页岩气水平段安全钻进;设计了个性化PDC钻头,并配合PowerDrive Orbit在水平段应用,最终形成了深层页岩气钻井关键技术。该技术在盐池区块忠平1井的现场试验结果表明,侧钻效率明显提高,井下故障显著减少,取得了很好的现场效果。研究结果表明,深层页岩气钻井关键技术可以解决盐池区块深层页岩气水平井钻井技术难点,对提高该区块非常规油气资源的勘探开发效果具有重要作用。      

ND火山岩油藏水平井开发调整技术

针对ND火山岩油藏2007、2008两年快速建产后出现的产量递减快、目前单井产量低、处于低速开采的现状及直井泄油范围小、储量动用程度低的问题。为了提高储量动用程度,实现经济有效开发,提高区块产量,2013年试验水平井大型体积压裂获得成功,揭开了ND火山岩油藏水平井开发的序幕。水平井开发中通过井震结合精细刻画储层、优化水平井井网部署、分层系开发挖潜剩余油、优化压裂工艺等,取得了很好的效果,目前完钻99口水平井油层钻遇率达75%,已投产井初期平均单井日产油11.3 t/d,是直井的2.7倍,区块产量止跌回升。ND火山岩油藏开发实践表明对于储层为缝洞体的火山岩油藏可以通过水平井大型体积压裂提高单井产量、储量动用程度和开发效益,为其他同类型油藏的有效开发提供很好的借鉴。     

水平井化学剂注入工艺管柱研制与现场试验

为解决水平井中化学剂分层段注入问题,研制了水平井化学剂定点注入工艺管柱。该工艺管柱一趟管柱可实现多个层段作业,理论上层段不受限制,具有可重复作业,可任选某一层段作业及反洗井功能。研制了可洗井注入封隔器和注入阀等配套工具。现场试验结果表明,注入阀能力达到480 m3/d,封隔器坐封、解封容易,可重复坐封、解封,封隔器验封合格,实现了对目标层的定点注入,进行了不动管柱反洗,洗井通畅,管柱的起下作业顺利。注入过程压力没有明显上升,压力和排量均符合设计要求,工艺管柱基本能满足水平井化学剂定点注入的需求。     

深水浅部水合物储层水平井井筒温度计算模型

利用水平井开发水合物储层具有动用范围大,产气速率高,经济效益高的特点,但由于井下温度的变化,水合物易在钻井时发生分解,诱发井壁失稳。基于南海神狐海域储层和钻井基本参数,研究了水平井钻井过程中井筒热量传递过程,构建了泥浆循环过程中井筒温度剖面计算模型,研究了地面泥浆排量、密度、初始温度、水平位移等参数对井筒温度场的影响规律。研究发现:泥浆注入排量是影响井筒温度剖面的主要因素,而泥浆密度则是次要因素;水平位移越大,井筒内泥浆与地层的热传导越充分。该研究成果可为南海神狐海域水合物储层水平井试采时泥浆参数和井身结构设计提供参考依据。     

超稠油水平井双管柱开采技术

为了解决水平井在超稠油蒸汽吞吐时溢流以及脱抽等问题,通过对目前的注汽管柱、采油管柱、采油泵以及井口进行优化及改进,成功研发了水平井双管柱开采技术,实现了在不动管柱的情况下,可以对蒸汽吞吐井注蒸汽闷井后直接进行采油的目的。该技术既能满足日常的采油要求,又能够保证注蒸汽及采油的安全性,对于现场的推广和应用有重要意义。     

非均质油藏水平井数值试井分析技术应用研究

试井分析是评价油藏特征的重要手段之一。应用有限元数值试井技术,研究了平面非均质性、层内非均质性等对非均质油藏水平井动态曲线的影响,研究结果对高效开发油藏具有重要的指导意义。