阿姆河右岸A区井身结构优化研究与应用

土库曼斯坦阿姆河右岸项目是中石油在海外最大的天然气合作项目。该区块地质条件复杂,压力异常,含有高压巨厚盐膏层,钻井事故频发,钻井周期长,钻井成功率77%。文章针对阿姆河右岸主力开发区A区存在的钻井难点问题,通过分析地层特点和地层压力分布规律,结合前期钻井工程实践,综合考虑各种因素,对该地 区的井身结构进行了研究,本着复杂盐膏层专封,储层专打的设计理念,提出了井身结构优化设计方案。优化后的井身结构系列在该地区进行了推广应用,钻井成功率100%,大幅提高了钻井速度,缩短了钻井周期,取得了良好的应用效果。     

土库曼斯坦阿姆河右岸区块礁滩体地震地质综合识别方法

土库曼斯坦阿姆河盆地含气储层以碳酸盐岩礁滩体为主,由于其上部发育的巨厚膏盐地层对地震信号的屏蔽作用,导致阿姆河右岸区块礁滩体存在不易识别和难以预测的难题。通过开展地震地质综合识别技术研究,形成一套包含正演模型辅助解释、古地貌恢复和地层厚度识别、非连续性地震属性提取、波阻抗反演以及等时地层切片等技术的地震地质评价方法。综合多种方法的研究成果进行互相印证和补充,明确研究区膏盐层下部礁滩体圈闭的形成条件和空间展布特征。在此基础上,对阿姆河右岸区块礁滩体的发育特征与展布范围进行预测与评价。该研究成果有助于阿姆河右岸区块钻探目标的识别与优选,使得研究区探井、评价井成功率保持在90%以上。     

土库曼斯坦阿姆河右岸B区块钻井关键技术

为了解决土库曼斯坦阿姆河右岸B区块钻井中因井喷、井漏以及卡钻事故造成大量井眼报废的钻井难题,在分析已钻井发生的事故案例的基础上,深入研究"次生高压气藏"、高压盐水层和高压气层对钻井安全的影响,跟踪研究新钻井出现的问题,通过11口井的钻井实践,形成了由井身结构设计、钻井液体系、井控装置配套和以"液量稳定"控压钻井方法为核心的钻井工艺等组成的阿姆河右岸B区块钻井关键技术。在B区块现场应用后,钻井成功率由原来的18.46%提高到100%。实践表明,该钻井关键技术能够保证土库曼斯坦阿姆河右岸B区块钻井施工的顺利进行,也可为其他类似区块安全钻井提供了借鉴。      

阿姆河右岸高温、高压、高含硫气田DST测试管柱优化设计

土库曼斯坦阿姆河右岸高温、高压、高含硫气田的地质结构复杂,具有高压力、低渗透的特点,且天然气中普遍含有H2S、CO2等腐蚀性气体,在测试作业过程中发生过井下测试管柱不密封、油管腐蚀损坏、压力泄露等问题,从而影响施工进度和人员、设备的安全。针对此类问题,从工艺和安全角度出发,本着简单实用的原则,通过对现用的4种DST管柱结构的应用特点及工艺进行分析,优化出一套适用于该区块的DST测试管柱(即射孔—测试—酸化—测试—挤压井管柱),其结构为:TCP管串+RTTS封隔器+安全接头+RD循环阀+RD安全循环阀+OMNI多功能循环阀(不带球)+校深短节+采油树。如果测试后直接投产,则可使用永久式插管封隔器来代替RTTS封隔器,即转换为射孔—酸化—测试—完井管柱。该优化后的管柱设计方案已经成功应用于5口井的测试作业,对指导高温、高压、高含硫井的测试施工设计,有效预防安全质量事故的发生,确保取全、取准地层数据和资料提供了技术支撑。     

孟加拉国Titas气田高产井测试技术

针对井内管柱安全性和密封性、高产气井地面放喷风险等难题,根据孟加拉国Titas气田测试工具现场试验情况及其高产气井测试特点,统计分析近年孟加拉国测试工艺特点及地层测试资料,研制现场测试工具试验设备,优化DST测试工具及井下管柱结构,改进测试制度及地面放喷流程等,形成孟加拉国Titas气田高产井测试技术。现场采用APR测试管柱,用RDS阀、RD阀、LPR-N阀取代OMNI阀、伸缩接头及RD取样器;采用"一开一关"工作制度;地面采用"立式+卧式"地面流程放喷燃烧方式。自2016年至2017年,共完成孟加拉Titas气田4口井13井次测试施工,测试工艺一次成功率达100%,测试卡片合格率100%,取得了良好经济效益。此项针对孟加拉国Titas气田的高产井测试技术降低了井内管柱安全风险,提高了工艺成功率,为孟加拉油气田及其它海外市场积累了测试成功经验。     

高压高产气井的完井测试工艺

针对塔里木油田高压高产气井克拉 2井的实际情况 ,设计了 4种比较典型的测试管柱 ,对各测试管柱的适用性及优缺点作了简要的说明。同时为保证高压高产气井地面计量的准确、可靠 ,采用了较为先进的地面流程及计算机数据采集系统。经该井 15层次测试施工 ,成功率达 10 0 %     

土库曼斯坦阿姆河右岸井漏现状及治理对策

阿姆河右岸盐下气田地质复杂, 钻井难度高、 风险大。前苏联和土库曼斯坦在该区块钻井事故频繁、钻探成功率极低。２ ０ ０ ８年以来, 川庆钻探土库曼斯坦分公司在阿姆河右岸已完钻３ ６口井, 钻井成功率１ ０ ０ ％, 取得了巨大成功。但仍然出现了不少复杂, 其中以井漏复杂尤为严重。根据阿姆河右岸实钻情况, 对井漏和堵漏进行综合分析认为： 储层裂缝发育、 压力系数低（ Ａ区） 和部分井使用密度偏高是引起井漏的主要原因。影响钻井工程进度的主要井漏因素是大裂缝 ～洞穴恶性井漏和长段低压高含硫孔隙性漏失, 针对性地采用隔离液 －固化类堵漏剂堵漏和低密度钻井液强钻 －承压堵漏是对付该区块复杂井漏的有效措施。     

土库曼斯坦钻井技术风险分析

土库曼斯坦钻井难度高、风险大.仅在阿姆河右岸区块,前苏联和土库曼斯坦钻探成功率极低,大部分井未钻到目的层.其中有30%左右井工程报废,0%左右井地质报废.文章结合一年来的钻井实践,分析认为土库曼斯坦钻井过程中存在以下风险:井控、垮塌卡钻、地层出盐水、膏盐层复杂、硫化氢、井斜、卡套管等风险和构造可比性差造成的其它风险.认清阿姆河右岸和尤拉屯区块钻井的复杂性和风险,并采取相应的预防措施,是该地区钻井成败的关键.     

阿姆河右岸天然气勘探开发项目

阿姆河右岸天然气勘探开发项目是中土两国在能源领域合作的重大项目,也是中国石油迄今为止最大规模的境外天然气勘探开发合作项目。阿姆河右岸区块位于土库曼斯坦东部,面积约1.43×104 km2,合同区分为A、B两个区块(其中A区块983 km2,B区块13331 km2),合同期限为35年。根据中     

阿姆河复杂气藏射孔、酸化、测试联作技术

针对阿姆河高温、高含硫复杂碳酸盐岩气藏A区低压井和B区高压井在作业过程中压井困难、井控风险高、储层二次伤害问题突出、资料录取困难等难题,开展了射孔、酸化、测试联作工艺研究。通过工具优选、工艺优化和现场试验,形成了两套适用于高温、高含硫和不同产量条件下的射孔、酸化、测试联作工艺,即适用于A区储层的低压井三联作工艺管柱(OMNI阀+LPR-N阀+RD阀)和适用于B区储层的高压井三联作工艺管柱(OMNI阀+RDS阀+RD阀)。该联作工艺在阿姆河复杂酸性气藏高、低压储层中共应用41口井,成功率100%,地质资料取全取准率100%,其中20余口井酸化后测试产量超过100×104m3/d,单层射孔、酸化、测试作业时间平均缩短15 d以上,大幅度降低了作业成本、缩短作业周期的同时,大大降低了复杂碳酸盐岩气藏完井作业期间的井控风险,该研究为类似气藏的完井配套工艺提供了技术借鉴。     

阿姆河右岸B区气田水处理技术对比分析

为了解决阿姆河右岸B区天然气处理厂气田水处理能力不能满足上游气田生产的瓶颈问题,保证项目快速建产和投资回收,中国石油阿姆河天然气勘探开发公司牵头组织精干技术力量,联合科研、建设单位,开展相关工程技术领域科研攻关,初步形成了适合阿姆河右岸B区的橇装式"氧化除H2S+油浮选"气田水处理工艺和固定式"气提除H2S+气浮选"气田水处理工艺,投产使用后运行良好,有效地解决了阿姆河右岸B区气田水处理问题,并根据规划逐步在阿姆河气田推广应用,同时结合实际生产情况优化应用、改良性能,进一步完善由水处理技术和管理经验形成的地面水处理系统,为天然气生产服务,提高阿姆河气田生产效益。     

阿姆河右岸区块构造演化与成藏条件

前苏联针对土库曼斯坦阿姆河右岸区块做了大量工作,但所取得的地质认识尚不深入,尤其在区域构造演化史、圈闭及断裂形成机制与成藏关系等方面的认识较少,加上该区地质条件复杂,导致钻井勘探成功率低。针对上述问题,利用平衡剖面法和层拉平等技术,结合区域构造解释成果对区块的构造发展史进行了重新厘定;通过古构造的恢复明确了区域构造演化模式和碳酸盐岩沉积构造背景的差异;分析了古隆起对碳酸盐岩礁滩相储层的控制作用。进而分析了阿姆河右岸区块油气成藏条件,初步明确了该区的油气成藏模式。     

油气井地面测试流程设计优化研究

当油气田在不断勘探开发过程中,不断出现新的油气藏的类型。而针对不同的油气藏需要不同的油气井测试技术。在高温高压或者含有硫化氢等酸性气体井的时候应用油气井测试技术的时候,其地面测试流程设计需要优化。本文从井下测试管柱优化选型和地面测试流程设计优化两个方面来描述。     

雅达瓦兰油田“四高”油气井完井测试工艺技术

雅达瓦兰油田Fahliyan层属于高温、高压、高产、高含硫化氢的"四高"油藏,完井测试过程存在测试工具选择难、测试管柱受力复杂、地面测试流程要求高、测试风险系数大等技术难题。针对该类型油藏,优选127mm APR测试工具、防硫气密封油管、防硫井口装置、地面测试流程及高温防硫密封圈,优化射孔测试管柱,形成了射孔测试酸化联作、地面测试及安全监测与控制的油气井测试工艺技术。利用该技术在雅达A井试油,获得日产原油1 020. 0 m3、日产天然气12. 0×104m3,并取得了完整的地层参数。后期在该油田Sarvak层和Fahliyan层开展23层次测试,综合成功率达到96%。该技术可为提高海外类似"四高"油藏的试油速度和试油效果提供有力技术支撑。     

阿姆河右岸A区气藏成藏过程分析

阿姆河右岸A区是中(国)-土(库曼斯坦)阿姆河右岸项目的勘探区之一。通过论述区内储盖组合、烃源岩特征、构造演化史和已发现的气藏特征,总结了其天然气的成藏过程。分析结果表明,A区具有早期聚集成藏,晚期改造,并由东南往西北再分配的成藏特征,区内西北地区的构造高部位是油气聚集的最有利区域,而东南翼部位是岩性油气藏有利勘探区。这些认识对阿姆河右岸区块进一步的勘探开发部署具有一定指导意义。     

阿姆河右岸区块碳酸盐岩岩性气藏勘探实践——以麦捷让构造区为例

土库曼斯坦阿姆河右岸区块过去的勘探工作以寻找构造圈闭为主,钻井成功率较低,其主要原因是未重视岩性圈闭在油气成藏过程中的重要作用。为此,以麦捷让构造区为例,通过对老井勘探情况的深入分析,提出了在该区广泛存在的构造斜坡带上寻找岩性油气藏的勘探理念;结合该区新采集的三维地震资料,利用三维地震属性分析技术、随机地震反演技术及叠前弹性反演流体检测技术,在构造斜坡带成功预测了一批碳酸盐岩岩性圈闭,并圈定出了气藏的分布范围,探井均获得成功,打开了该区的勘探局面。麦捷让构造区岩性气藏的勘探实践,可为阿姆河右岸区块其他类似构造带的勘探提供新的思路和方法。     

长宁-威远区块页岩气井地面测试流程优化影响因素分析

长宁-威远区块作为国家页岩气开发示范区,其勘探开发工作快速推进,预计到2020年天然气产量将达到100×10~8m~3/d。为了适应示范区高效、低成本的建设需要,各项钻完井技术不断优化完善。示范区页岩气地面测试技术作为钻完井技术组成之一,除了具备常规井地面测试作业功能外,还需满足试采、井口高压除砂、压裂砂堵应急处理和钻磨桥塞地面压力控制流程等多项作业。地面测试流程优化十分必要,但影响地面测试流程优化的因素也较多。文章作者从长宁-威远区页岩气气藏特征、地理环境、工厂化拉链式作业模式、作业功能需求等方面分析对地面测试试流程优化的影响,并提出了下一步地面测试流程优化的建议。     

致密砂岩气井压裂测试排液一体化工艺技术

针对山西某区块传统压裂测试效率低、资源配置不合理问题,在常规测试工艺基础上,结合该区块致密砂岩气的开发方式,设计出适合于本区块的压裂测试排液一体化管柱,形成了致密砂岩气井压裂测试排液一体化工艺技术。管柱采用RTTS封隔器进行油套管封隔;压裂时通过油管注入压裂液;压裂放喷后不动管柱直接连续气举生产。在本区块共应用9井次,井口最高施工压力57 MPa,未出现管柱串漏现象,施工成功率100%。该工艺操作简便、安全性高,为致密砂岩气井的增产挖潜提供了技术支撑。     

加蓬G4-188区块测试工艺技术研究及应用

加蓬G4-188区块测试井多为大斜度定向井,压力系数高,油藏类型及地层渗流情况复杂。准确评价地层及安全环保成为测试技术的关键。通过对本区块多口探井测试技术的研究及现场实际应用,测试技术得到了不断地发展和完善,逐步优化了测试施工参数及地面测试流程,探索并形成了一套适合于本区块特定地质条件和井筒状况的测试技术。     

河坝1井完井测试-试采一体化工艺技术

河坝1井是中国石化西南油气分公司在河坝区块的第一口勘探转开发井,属典型的高压、高产、含硫气井。文章针对完井及测试中面临的井口压力异常高、地面流程刺蚀严重、含H2S、CO2腐蚀性气体、油层套管抗内压低等难点进行了完井方案优选,采用＂三封隔器＂完井方案完井;通过地面控制技术优化、井下管柱优选,设计出了地面采用双套三级节流测试流程、井内采用单SB-3、DB永久式双封隔器的三封隔器带井下安全阀的完井管柱,形成了一套高压、高产、含硫气井勘探开发的完井及测试工艺技术。为今后在河坝区块的完井测试提供了宝贵的经验。