碳酸盐岩储集层钻井井涌特征及井涌风险评价

以塔中顺南地区碳酸盐岩储集层为例,分析碳酸盐岩储集层钻井井涌特征,建立井涌风险定量评价方法,并进行算例分析。依据钻井地质资料,分析塔中顺南地区碳酸盐岩储集空间特点与气体侵入井筒机制,发现储集层裂缝及孔洞发育,气体主要以压差与气液置换方式侵入井筒。综合考虑气体侵入井筒机制、气体在井筒中运移规律和井筒温度-压力场,并引入井筒气相体积分数密度函数,建立了井涌风险定量评价方法和井控风险分级方法。算例分析结果表明:可采用施加井口回压法判定井底气体侵入方式;碳酸盐岩储集层孔缝洞发育特征和酸性气体对井筒气相体积分数影响较大,易引发难监测、高强度井涌;井深、井径、钻井液密度、钻井液排量、钻井液黏度和钻速对井涌风险的影响依次减弱。     

深水钻井气体沿井筒上升的膨胀规律

深水钻井井筒温度场与陆地钻井井筒温度场不同,而气体沿井筒上升的膨胀规律与温度密切相关,为了更好地进行深水钻井井控,需要求出深水钻井井筒温度场,并在此基础上分析深水钻井过程中气体沿井筒上升的膨胀规律。根据能量守恒定律和真实气体状态方程建立了深水钻井井筒温度场和气体膨胀计算模型,并利用所建立的模型分析了深水钻井时气体沿井筒上升的膨胀规律:气侵发生在井底时,循环期间的气体膨胀明显大于非循环期间的气体膨胀,井深越深两种工况的差别越明显;无论是循环期间还是非循环期间,钻井液密度越小,气体膨胀越明显;气侵发生在隔水管底部时,非循环期间的气体膨胀大于循环期间的气体膨胀,与气侵发生在井底情况相反;气侵速度一定,溢流到达某井深时,非循环期间的溢流体积比循环期间的大。     

深井钻井随钻测量压力脉冲信号传播规律研究

针对深井钻井过程中面临的随钻测量难题,从井筒钻井液流动基本控制方程出发,综合考虑壁面剪切力、重力和黏性耗散作用,提出了深井钻井随钻测量压力脉冲传播速度和衰减系数的解析计算模型。建立了水平管压力脉冲模拟试验装置,模型计算结果与试验结果吻合较好。研究表明,脉冲频率、钻井液塑性黏度、流速对传播速度和衰减系数的影响明显,较低的脉冲频率、钻井液塑性黏度、流速有利于降低压力脉冲的衰减。深井钻井中,高温高压环境下的钻井液密度动态变化对压力脉冲的传播和衰减有着不可忽视的影响,受密度分布的影响,压力脉冲频率和衰减系数沿井深变化,并随循环时间的不同在下部井段呈现出差异。     

阿姆河右岸B区巨厚盐膏层大斜度井安全钻井

为提高单井产能,实现高效开发,阿姆河右岸 Ｂ区块采用大斜度井和水平井钻井。但该区块地质条件复杂,储层压力高、气藏埋藏深、盖层盐膏层厚,存在次生气藏和高压盐水层,大斜度井和水平井的钻井难度大,对钻井液性能和井眼轨迹控制均提出更高要求,需要针对巨厚盐膏层大斜度井定向井段进行优化设计,降低施工风险。文章构建了目标区块钻井的岩盐蠕变模型,计算出了安全钻进时间和钻井液密度,优化了钻井液性能及体系,同时,综合考虑目标气藏埋深、盐膏层稳定性和造斜工具能力,优化了盐膏层大斜度井水平段段长、井眼轨迹和井身结构,确定了盐膏层中上盐层造斜的方案     

海上深水钻井井筒温度压力预测与分析

海上特别是深水钻井作业井筒温度压力准确预测是保证钻井作业安全以及钻井/钻井液设计与评估的重要参数。由于海水和地层双重影响井筒温度变化较大,而钻井液物性(密度、流变性等)受井筒流动传热的影响较大,同样钻井液物性的改变反过来也会影响井筒温度压力的准确预测,如果钻井液参数视为常数,按照地面条件下钻井液物性预测井底压力和温度则其精度难以保证,在钻井液密度敞口非常小的地层,可能会产生井漏、溢流等井下复杂或事故。本文分别对深井水基钻井液的密度、黏度等物性参数预测模型进行了优选,建立了深井钻井井筒流动传热模型预测井筒压力温度,并分析了工艺参数对井底压力温度的影响。本研究为准确井底压力温度、预防钻井复杂事故,保障海上深水安全高效钻井具有较高的指导价值。     

欠平衡钻井技术在碳酸盐岩超深水平井TP127H井中的应用

塔河油田托甫台地区奥陶系碳酸盐岩储层安全压力窗口窄,储层以裂缝、缝洞为主,钻井中易漏、易涌。TP127H井是该区一口碳酸盐岩超深水平井,钻至井深6 914.39 m,漏失钻井液量1 538.67 m3,水平段钻进钻遇多个溶洞,为安全顺利钻至设计井深,对该井实施了欠平衡钻井工艺。论证了该井欠平衡钻井的可行性,分析了欠平衡钻井技术的钻井液密度、井口控制压力和井底压力,研究成果应用于TP127H井欠平衡钻井施工中。应用结果表明,该技术有效地解决了TP127H井漏失难题,对同类油藏的钻井施工提供了借鉴。     

南海深水海域避台风期间井控安全作业周期研究

我国南海深水海域夏季台风活动频繁,在撤离平台避台风期间,井筒中流体长时间处于静止状态,如果气体侵入井筒并上升至风暴阀处,给解封、开井作业带来较高的井控风险。为此,针对南海避台期间井控作业的特点,根据钻井液黏度、密度、表面张力、气泡直径以及壁面效应等因素对气体上升速度的影响,对拖曳力系数模型进行了修正,建立了避台风期间井筒内气体上升速度的计算模型,并对所建模型进行了验证,验证结果表明,模型计算结果与现场实测数据吻合较好。利用所建气体上升速度模型对避台风期间影响气体上升速度的因素进行了分析,结果表明,气体上升速度随井深的减小而增大,随钻井液密度增大而增大,随钻井液黏度增大而减小,随地层孔隙度增大而增大。结合我国南海实际情况,绘制了不同井眼条件下的安全作业周期图版,现场工作人员可通过该图版判断风暴阀下是否圈闭有高压气体,从而有针对性地采取井控措施。      

窄密度窗口及小间隙超深井尾管固井技术

针对西南油气田超深井五探1井φ168.3 mm尾管悬挂固井存在钻井期间漏失严重,井深、井底温度高,大段盐膏层、油基钻井液与水泥浆污染严重、后期作业井筒温度压力变化影响水泥环密封完整性等难题。采用低密度高强度韧性微膨胀防窜水泥浆体系,通过优化浆柱结构,控制井底动态当量密度与钻进时井底动态当量密度相当的平衡压力固井等配套工艺技术,有效防止了固井施工漏失,解决了水泥浆与油基钻井液污染严重的问题,确保了固井施工顺利,固井质量合格率100%,优质率99.8%,为深井窄密度窗口、油基钻井液固井提供了技术支撑。      

高温高压钻井液P-d-T特性及其对井眼压力系统的影响

在高温高压环境下的钻井与完井,既困难,危险性又大。文中阐述了地温梯度、入口钻井液温度、钻井液类型等因素对当量静态钻井液密度的影响;建立了高温高压井中当量静态钻井液密度的计算模型;分析了钻井液密度变化对井底静压、动压、当量钻井液循环密度和动态波动压力的影响。结果表明,利用地面测量的钻井液密度计算井下压力,只适用于浅井和中深井;对于安全密度窗口很窄的高温高压井,必须考虑井筒温度和压力变化对钻井液密度及井内压力系统的影响,才能确保高温高压井的施工安全。     

顺北碳酸盐岩裂缝性气藏安全钻井关键技术

为了解决顺北油气田碳酸盐岩裂缝性气藏钻井过程中溢流和漏失同存的问题,保证钻井安全,分析了其溢流和漏失同存的原因,制定了首先暂堵裂缝阻止气体侵入井筒、然后在气体侵入井筒的情况下控制气体侵入量和上窜速度以保证钻井安全的技术思路,并将裂缝性气藏暂堵技术、控压钻井技术和高温气滞塞技术进行集成,形成了顺北碳酸盐岩裂缝性气藏安全钻井关键技术。应用该关键技术时,先用裂缝性气藏暂堵技术阻止气体进入井筒;发现气体侵入井底时,用控压钻井技术控制气体侵入量;气体侵入井筒的情况下,用高温气滞塞技术降低气体上窜速度,保障钻井安全。顺北油气田在应用碳酸盐岩裂缝性气藏安全钻井关键技术后,解决了溢流和漏失同存的难题,提高了钻井速度,保证了钻井安全。      

国外礁灰岩漏失地层钻井技术

礁灰岩漏失地层是一类结构脆弱,并含有大量孔洞和气体的特殊地层,常常是严重井漏与天然气的井喷井涌并存.解决这类地层的漏失问题对中国海相地层各种严重漏失地层钻井技术的发展有借鉴怍用.讨论了礁灰岩漏失地层的特点,综述了国外4个油田的礁灰岩漏失地层的钻井技术.礁灰岩漏失地层的流体通道是孔洞和岩石碎裂的裂缝,流体易出易进,渗透率极高,气体上窜速度快;岩石本体强度低,易碎裂,可钻性好;采用普通的堵漏工艺无法制服礁灰岩漏失地层的井漏.采用浮动钻井液帽(floating mudcap)技术钻礁灰岩漏失地层,能够快速穿过漏失地层,降低钻井成本.该技术的工艺要点为:用清水作钻井液、高粘度钻井液稠浆作清扫液,边漏边钻,将钻屑带入漏失地层;在钻井、起下钻、电测和下套管等全部现场作业中连续不断地灌入具有适当密度的高粘度稠浆作为环空压井液.运用float-ing mud cap技术的关键是井控技术的可靠性和水源、环空高粘度钻井液的储备.     

简易控压钻井技术在河西务构造的应用

华北油田河西务构造为典型的高压、难采、低效区块,钻井施工面临着安全密度窗口窄、易发生井侵、井漏、黏卡等井下复杂的难题。引进使用简易控压钻井技术,针对河西务的构造进行了应用性研究,通过钻井液密度、井口控压值优选,优化“压力平衡点”位置,达到降低钻井液密度、避免发生恶性井侵、井漏的目的。通过7口井的应用效果对比,控压钻井液密度降低了0.1 g/cm3,平均机械钻速提高了64.7%,证实该项技术在高压、低渗区块或窄密度窗口井段具有很好的应用推广价值。      

动静态资料在四川盆地磨溪—高石梯地区震旦系碳酸盐岩储层类型识别中的应用

在四川盆地安岳特大型气田磨溪-高石梯地区用静态资料建立的储集层划分标准基础上,应用单井动态资料对储集层的划分再细化,提出了定性、定量划分标准,建立不同类型储集层的动静态响应特征。研究认为:研究区储集层以缝洞型和孔洞型为主;钻遇缝洞型储层钻杆放空较多,钻井液漏失量大,酸化施工泵压较低且下降速度快,测试产量较高,主要分布在高石梯区块;孔洞型储层钻井液漏失量相对较少,酸化施工泵压较高,测试产量小于缝洞型储层,主要分布在磨溪区块。根据气井动态特征,缝洞型和孔洞型储层可再分别划分为两小类,划分参考了产气量、稳产能力、单位压降采气量,油压月递减等生产动态特征和试井解释双对数曲线。新建立的储层识别方法交叉验证了储层动静态响应,为不同类型储层开发技术对策的制订提供了实用性较强的技术参考。     

元坝气田超深酸性气藏石油工程技术实践与展望

位于四川盆地的元坝气田是我国目前已开发的埋藏最深的大型海相碳酸盐岩酸性气田,其上二叠统长兴组生物礁气藏具有超深、高含硫化氢、中低孔渗、储层厚度较薄等特征,气藏经济评价结果认为只有水平井才能降低总体开发投资进而有效开发该气藏。目前,全球开发该类超深高酸性气藏的石油工程技术实践较少,面临着超深水平井安全优快钻完井、测录井、井下作业、安全环保等一系列石油工程技术难题。为此,中石化西南石油工程有限公司以工程地质一体化为手段,基于成功开发普光气田的经验,通过针对性技术攻关和7年潜心实践,形成了超深高酸性气藏水平井钻井提速提效关键技术、超深水平井测录井关键技术、超深高酸性气藏井下作业核心技术和超深高酸性气藏安全环保技术等18项核心技术成果,在元坝气田一、二期产能建设中应用近40口井,全部建成商业气井,实现了34×108 m3净化气产能建设目标。所形成的超深酸性气藏石油工程系列技术对于国内外类似气藏的勘探开发具有借鉴作用。     

井身结构变化及尾管回接对井控的影响分析

在深井井身结构设计中,为了解决悬挂尾管后继续钻进是否需要进行尾管回接的问题,建立了钻遇高压气层发生气侵时的环空气液流动模型,模拟了井筒横向尺寸变化对环空气液两相流动规律的影响,分析了不同尾管悬挂深度下气侵过程中的井底压力、钻井液增量、监测到一定钻井液增量所需时间的变化规律,以及压井过程中套压峰值和套压峰值到达时间的变化规律。结果表明:尾管回接改变井身结构后,随着尾管悬挂深度的减小,井底压力和钻井液增量剧烈变化阶段先提前后延迟;尾管回接到井口后,溢流发现时间比尾管不回接时要短,有利于溢流的早期发现;在相同溢流量条件下关井,尾管回接到井口后的压井套压峰值比尾管不回接时大;套压峰值到达时间变化不显著。      

阿姆河右岸区块地质特征与钻井设计

针对土库曼斯坦阿姆河右岸区块原钻探的190余口探井中,工程报废井40余口,干井、水井等地质报废井70余口,探井气井率仅占1/3的现状,正确认识阿姆河右岸地质特征,科学合理地钻井设计与钻井施工,提高钻井成功率和气井率,是阿姆河右岸项目需要突破的关键技术问题。在对卡洛夫组—牛津阶组气层储渗特征与几何形态特征研究的基础上,提出卡洛夫组—牛津阶组储层类型主要为堤礁相块状高孔渗储层、点礁相透镜状中—高孔渗储层和滩相层状中—低孔渗储层,应根据不同储层类型设计水平井、大斜度井和直井,以提高单井产能。并建议开展麦捷让等构造老井挖潜研究,筛选1～2口井进行修井、酸化或压裂等老井挖潜改造,获气可能性极大。新的钻井设计不能效仿原来部分井使用钻井液密度过大导致储层损害的做法,而应把该类不当做法视为勘探失败的教训,结合新的钻探成果认真地归纳、总结出符合该区地质特点的方法。     

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。     

南堡深层潜山水平井欠平衡钻井技术研究与实践

南堡潜山油气成藏条件复杂、纵横向非均质性强,为有效地提高裂缝钻遇率和实现经济开发,研究应用了水平井欠平衡钻井技术。针对油层埋藏深、井温高、气油比高、安全密度窗口窄、易漏易涌、安全钻进风险大等难点,通过研究抗高温水包油钻井液体系、气油比对欠平衡工艺影响,监测随钻地层压力与评价储层,设计欠平衡与控压钻进参数,分析南堡潜山钻进过程动静温度变化规律及潜山裂缝钻遇时的各项异常特性规律,形成了一套适合于南堡深层高温潜山水平井欠平衡钻井配套技术。应用结果表明,该技术有效地实现了南堡深层高温潜山安全钻进和经济高效开发,对同类油气藏的钻井施工提供了借鉴。     

徐深气田升深2-1区块火山岩气藏开发优化部署

为探索松辽盆地徐深气田升深2 1区块火山岩气藏的有效开发模式,提高气藏整体开发效果,以区块火山岩气藏主要地质动态特征为基础,通过开展井网形式、井型和井距优化论证研究,确定“按一套层系,以整体动用Ⅰ、Ⅱ类储层为主”,采用“不均匀井网形式、水平井与直井组合、稀井高产、高密低稀、高渗开采低渗”的滚动部署方式综合储层构造特征、火山机构地震反射特征、地震储层预测、地震属性分析和储层发育特征等预测成果,优选有利部位,分两批共优化部署开发评价井和开发井10口,区块平均井网密度达到0.64口/km2。钻探与测试结果表明,以优化方案所布的井均取得较好的开发效果。     

随钻地质与地球化学分析在四川威远页岩气开发中的应用

四川威远是国家级长宁—威远页岩气开发示范工程的重点开发地区,页岩气目的层为下志留统龙马溪组优质页岩发育层段。页岩气水平井钻进过程中,传统的地质录井及随钻测井方法难以对优质页岩气储层进行实时有效的分析与评价,降低了优质储层的钻遇率,增加了钻井施工的风险。通过研究区水平井随钻过程中大量岩屑样品的地质与地球化学录井分析,结合相应取心井分析资料,建立了水平井储层地质评价方法,应用TOC辅助地层界面卡取,应用TOC、吸附气含量、气测全烃参数评价储层含气性,再结合储层脆性矿物含量进行有利页岩气开发层段评级和优选;同时建立了水平井地质导向辅助方法,通过TOC、Ca含量、气测全烃等关键参数的相对区间变化,指导工程人员进行水平井着陆入靶调整和水平井窗体控制。现场应用表明,该套技术方法提高了威远地区页岩气水平井开发效率,同时可为同类页岩气储层的有效开发提供技术参考。