新场气田J3P气藏和压裂工艺

新场气田Ｊ３Ｐ气藏属近致密砂岩储层,所建成的自然产能开发井多为中、低产井,且有约４０％的井达不到工业产能标准,从而使气藏开发形不成高效益。针对Ｊ３Ｐ气藏地质特性、储层动态特性、储层损害状况、压裂液评选层标准,开展了加砂压裂工艺技术研究和实施压裂工艺措施,进行加砂压裂效果分析,取得显著的增产效果和经济效益,并改变了四川地区砂岩油、气储怪加砂压裂整体效益不佳的局面。     

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近几年来，川西蓬莱镇组浅层气藏滚动勘探开发已形成规模。以蓬莱镇（Ｊ３ｐ）为主要目的层的井已达１５０余口。油气层保护技术有了很大的发展，取得了显著的经济效益和社会效益。油气层保护技术是一项系统工程，它涉及到钻井、完井、井下多种作业的多项环节。通过对蓬莱镇组浅层气藏地质特征和施工井资料分析，从完井方式、钻井工艺和钻井液体系及配方、钻井液性能、浸泡时间等多方面探讨如何更好地保护油气层、防止油气层伤害，提出了油气层段钻井施工中必须严格控制的几项重要指标及评定质量等级标准。     

气藏水平井钻井液密度附加值研究

针对气藏特别是高产气藏水平井钻井过程中钻井液密度附加值是否需要提高的问题,在分析研究了气体侵入井筒后井底压力降低情况和钻井液密度变化对侵入井筒气体上升速度的影响后,从储层类型、井的类别、井型、井深等多方面探讨了气藏水平井钻井液密度附加值的确定方法和影响因素。结果表明,气藏过平衡钻井过程中是否会发生井喷主要取决于对地层压力的预测准确与否,而不在于钻井液密度附加值的大小,因此没有必要在气藏钻水平井就增大钻井液密度附加值;对于深井、超深井,钻井液密度的增加会引起气体上升速度的加快,反而缩短井控反应时间,因此钻井液密度附加值的确定应综合考虑储层类型、井的类别、井型、井深等多方面的因素。     

适合鄯善油田J2S储层保护的钻井完井液

从鄯善油田Ｊ２Ｓ储层特性出发，评价了该油田实际使用的原有钻井液对储层的损害。通过分析这种钻井液中固相粒子大小，分布与储层孔喉大小，分布的配伍性，利用屏蔽暂堵技术将这种钻井液改造为适合鄯善油田Ｊ２Ｓ储层保护的钻井完井液。     

气体钻井高效开发致密砂岩气藏

致密砂岩气是一类非常重要的非常规油气资源，但该类气藏岩石致密、孔喉细小、孔渗低、黏土矿物改造作用强、强亲水并且原始水饱和度低。钻井完井过程中该类气藏易受损害并难以解除，主要的储层损害类型包括固相堵塞、与液相侵入相关的敏感性损害和水锁损害、应力敏感性损害，其中液相损害的影响要大于固相侵入堵塞。采用常规的过平衡和欠平衡钻井技术由于严重的储层损害而普遍效率低，难以形成对该类气藏的有效勘探开发。理论和现场试验均表明，气体钻井技术是一种高效开发致密砂岩气藏的钻井技术，它不仅从根本上避免了钻井液钻井中由固、液相侵入引起的储层损害，有效保护了储层；还极大地提高了钻速，减少了钻井事故，缩短了建井周期。     

大牛地气田盒1气藏水平井开发工程技术与实践

针对大牛地盒1气藏水平井钻井周期较长、单井产量低且不能长期稳产的工程技术难点,开展了水平井钻采工程技术研究。对已钻水平井井身结构、钻井液、压裂施工参数及工艺和排水采气工艺进行分析发现,井身结构、压裂施工参数和泡沫性能是制约开发的主要因素,针对性地对φ152.4 mm井眼、多级管外封隔器分段压裂和泡排试验进行了研究,形成了以φ152.4 mm井眼三开井身结构、复合钻井和防塌钻井液为主的优快钻井技术,钻井周期缩短7.79%;建立了适合盒1气藏储层特征的水平井压裂工艺技术,施工成功率98.5%,压后平均单井无阻流量是直井的4.9倍;建立了临界携液模型,试验了速度管排水采气技术,生产时率提高了8.49%。应用结果表明,φ152.4 mm井眼和复合钻井可实现钻井提速,多级管外封隔器分段压裂是盒1气藏建产的有效方式,泡沫排水采气技术可确保气田稳产。      

低渗气藏开发的关键性技术与发展趋势

为了经济高效地开发低渗透气藏，对液相滞留、应力敏感性、水相自吸入等低渗气藏储层的主要伤害类型进行了分析，认为目前低渗气藏开发的主要关键性技术包括：①低渗气藏储层综合表征技术的应用（气藏地质和气藏工程）；②低渗气藏钻井技术（水平井、大斜度井技术和气体欠平衡钻井技术）；③低渗气层压裂改造技术。然后探讨了低渗气藏开发技术的发展趋势，提出需要加强发展的5个方面：加强基础理论研究；加强低渗透储层精细描述和储层预测；井间动态监测技术；低渗透气层改造技术；复杂结构井提高低渗气藏采收率技术。     

柴达木盆地涩北气田安全钻井技术探讨

青海油田柴达木盆地涩北气田是由多个层状水藏叠加而成,多年来其特有的地质特点给钻探工作带来了很大难度,多次发生井漏、井喷、卡钻等事故。文中对涩北气田的地质构造、储层特性及气藏特征进行分析,总结钻井施工经验和新技术应用,介绍涩北气田的钻井井控、钻井液技术及施工措施,对涩北气田的钻探工作有一定的指导意义。     

先进工艺技术在白马庙蓬莱镇组低渗气藏开发中的应用

白马庙蓬莱镇组气藏开发实践表明，精细储层描述、精选开发层位井位是气藏开发的基础，新技术、新工艺和正确的开发技术政策是气藏有效开发的保障。应用高分辨率层序地层学原理建立储层等时地层格架，利用测井、测试、地震相干数据对储层砂体展布和沉积微相进行描述和标定，建立高产富集区模式；应用多井约束、逐井外推的方法优选开发层位和井位；采用多层合采、水平井、分支井、大斜度井、加砂压裂等提高单井产能，利用欠平衡钻井、空气钻井、射孔压裂联作降低储层污染，确保低渗气藏的高效开发。     

准噶尔盆地金龙4井欠平衡油基钻井液技术研究

金龙4井为准噶尔盆地中拐-五八区的一口重点探井，其主要储层为二叠系的佳木河组，佳木河组地层由碎屑岩和火山岩-火山碎屑岩组成，储层孔隙度和渗透率总体偏低、非均质性强，局部渗透率较高井段对气藏产能贡献大。因此，钻井过程中及时发现和保护高渗透储层是该井油气层保护的重点。通过对佳木河组储层进行敏感性评价实验，认为该井储层的损害类型是水锁、水敏及偏强酸敏。确定采用欠平衡钻井和油基钻井液技术保护储层。在储层三压力剖面预测的基础上，依据金龙4井邻井试油数据和气液两相流力学模型，计算出井底欠压值为4～6MPa。通过实验优选出最佳的油基钻井液配方，其性能完全满足欠平衡钻井和保护油层的要求。并对金龙4井采用欠平衡钻井和油基钻井液技术的应用情况进行总结，为今后该地区采用这种技术提供参考依据。     

新场气田J_(3p)气藏加砂压裂工艺

新场气田J3p气藏属近致密砂岩储层,所建成的自然产能开发井多为中、低产井,且有约40％的井达不到工业产能标准,从而使气藏开发形不成高效益。针对J3p气藏地质特性、储层动态特性、储层损害状况、压裂液评井选层标准,开展了加砂压裂工艺技术研究和实施压裂工艺措施,进行加砂压裂效果分析,取得显著的增产效果和经济效益,并改变了四川地区砂岩油、气储层加砂压裂整体效益不佳的局面。     

提升川南地区深层页岩气储层压裂缝网改造效果的全生命周期对策

为了实现深层页岩气的规模高效开发,以四川盆地川南地区泸州—渝西区块上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层页岩气储层为研究对象,系统分析了涵盖井位部署、钻完井、排采生产阶段的页岩气井全生命周期中影响页岩气储层压裂缝网改造效果的地质和工程因素,进而提出了有针对性的技术对策及下一步的技术发展方向。研究结果表明:①应力状态和断裂体系是影响缝网扩展程度的首要因素,不等时靶体及其钻遇率是形成复杂缝网的先决条件,发育的天然弱面区带是诱导裂缝延伸的重要介质,优质页岩储层厚度是衡量资源纵向上能动性的地质依据;②液体携砂效率与密簇是提升水力裂缝复杂程度的工艺保障,精细分段射孔工艺是实现储层横向上充分动用的技术核心,一体化压裂方案设计是避免井下复杂情况产生、实现储层得到最大限度改造的创新流程,合理的焖井与排采制度是保证气井长期高位稳产的必要措施;③提升深层页岩气井压裂缝网改造效果的全生命周期对策的内涵包括确定适宜的储层纵横向动用模式以实现对优质储层的充分改造、有效识别断层与弱面以减少井下复杂情况的产生、优化簇间距和砂液体系以保证水力裂缝网络规模达到最大化、通过制订合理的生产制度以保证气井最大估算最终开采量(EUR)的获取;④开展长水平段气井精细压裂方案设计、持续优化砂液体系、簇间距与施工强度、研究多层立体压裂技术是深层页岩气储层缝网压裂技术下一步的发展方向。     

大牛地气田保护储层钻井液技术

大牛地气田为低孔低渗砂岩气藏,自产能力低,如不采取全面系统的油气层保护技术,完井后气层基本无自然产能,压裂改造后,单井产气量也普遍较低.通过对储层特征和钻井过程中造成地层伤害的主要因素进行研究,探索出了一套针对大牛地气田的钻井液保护技术,主要包括:屏暂暂堵技术、钾铵基钻井液、两性离子钻井液、聚醚多元醇钻井液、改性天然高分子钻井液等.保护气层钻井液技术的应用,提高了机械钻速和井身质量,减少了钻井液对气层的浸泡时间,解决了井壁失稳、气层伤害问题,提高了气产量.其中,屏蔽暂堵技术对于裂缝性气层具有较好的保护能力;钾铵基钻井液对基质渗透率损害非常小,适合于裂缝不发育的开发井施工,在裂缝发育的区块应结合屏蔽暂堵技术对气层进行全面的保护;聚醚多元醇和改性天然高分子钻井液可以进一步推广应用.     

四川盆地页岩气水平井分段压裂技术系列国产化研究及应用

随着四川盆地页岩气勘探开发的持续深入,实施水平井分段压裂改造已成为页岩气这种非常规气藏有效开发的必要手段。针对四川长宁—威远国家级页岩气示范区水平井储层特点,结合套管固井完井方式,通过开展自主攻关与现场试验,在页岩气水平井压裂改造方面逐步形成了一套完整的技术系列,包括:新型复合桥塞分段工具、高效降阻滑溜水体系、优化分段设计技术、体积压裂工艺、连续油管钻磨技术、连续混配、连续供砂、连续作业技术、返排液重复利用技术等,从而实现了页岩气水平井储层改造的最优化体积和效果。应用结果表明:自主研发的页岩气水平井复合桥塞优化分段、滑溜水体积压裂工艺及工程配套技术,能够有效提高工程时效和增加井口产能,为页岩气水平井规模效益开发提供了技术保障,为下一步四川盆地页岩气工厂化压裂的实施提供了技术支撑。     

气井储层水锁效应解除措施应用

低渗气藏的通道较窄，渗流阻力较大，液、固界面和液、气界面的表面张力较大。这使得气井在生产过程中，由于地层水或外来流体（尤其是钻井液、压井液、酸化液和压裂液等）未排干净，致使气井储层气相相对渗透率下降，从而造成储层水锁，严重地影响气井产能的发挥。储层气相相对渗透率取决于孔隙介质中的含水饱和度和在水存在的情况下气体的分相流动特点，因此通过降低近井地带储层含水饱和度，改变气体的分相流动特性可以解除水锁效应。室内评价实验及现场试验表明，使用由表面活性剂和低毛细管力酸液复配而成的气井解堵剂解除了气井储层的水锁效应，提高了产层气相渗透率，使气井的产气量得到明显提高。     

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低渗储气藏通常具有低孔、低渗、低压、强水锁等特性，减少外来液体侵入储层，加快压裂液返排，提高压裂液返排率，将直接影响压后的单井产量。文章针对鄂北塔巴庙地区上古生界气藏石盒子组盒1段和山西组山1段，在充分认识储层地质特征的基础上，对N₂增能水基压裂液进行了大量的室内研究，尽可能降低由于压裂液侵入储气层而造成的伤害。同时，通过现场实施表明，该压裂液配方体系能较好地满足压裂工艺及储层的物性，提高了压后压裂液返排率，取得较好的单井产量。     

大港千米桥潜山凝析油气藏酸压技术探索与实

文章针对大港千米桥潜山凝析油气藏储层埋藏深、井底温度高、气藏压力低、储层物性及孔洞缝发育状况变化大、主体区块层多井段长等地质特点。在综合考虑酸液缓速、高温缓蚀、降阻、降滤、溶蚀刻蚀能力、利于返排保护产层及措施成本等因素的基础上，开展了酸液体系选择、酸液配方、酸压作用机理等室内研究。给出了适用于千米桥潜山凝析气藏各类储层的酸压工艺方法、酸液配方、施工参数及酸压配套技术，通过现场实施，在板深7井奥陶系潜山取得了高产油气流。在千米桥潜山勘探中取得了战略性突破，初步形成了适合于千米桥古潜山特点的酸压工艺技术，完善了潜山类油气藏开采工艺配套技术，为整个气藏的高效开发做出了有益探索。     

东海某气井低渗储层特征评价及污染因素分析

东海深部地层低渗透油气资源储量巨大,受制于储层本身物性和钻完井施工影响,部分气井储层保护效果不理想。以东海某气井低渗储层岩心资料为基础,开展润湿性、非线性渗流、核磁共振、钻井液损害储层室内评价实验,揭示了低渗储层基本特征及渗流规律,评价了该类储层的可动用性。结合钻完井施工情况,进一步分析了导致该气井低渗储层污染的影响因素。研究表明,该气井低渗储层岩石亲水,孔喉细小,发生水锁后不易解除。低压力梯度下存在明显的非线性渗流特征。10 ×10?3 μm2以下储层可动流体百分数低于57.86%,属于三类储层,动用难度大。相比浸泡时间,钻井压差损害更大,压差应尽可能控制在3.5 MPa以内。     

杨税务潜山高温油气藏勘探突破的关键井筒技术

杨税务潜山是冀中坳陷重点勘探区域,具有良好的勘探前景。AT1x井是该区域的一口风险探井,完钻井深5 496 m,储层温度超过180 ℃,钻遇地层岩性复杂,井筒作业面临钻井提速难、井壁防塌难、储层评价难、储层改造难等一系列问题。为此针对高温潜山油藏勘探开发的关键井筒技术进行了攻关:在电镜扫描发现裂缝的基础上,在KCl复合盐钻井液中加入聚胺抑制剂和纳米防塌封堵剂,钻井液封堵能力提高,平均井径扩大率小于10%;优选出PDC钻头及其配套提速工具,平均机械钻速由可对比井的1.94 m/h提高到4.11 m/h;采用常规+成像+偶极声波远探测的一体化配套测井技术系列,实现了由井筒到井旁缝洞体精细刻画,为储层评价及压裂选层提供了依据;研发了“深度沟通裂缝和储层体积改造”相结合的高温裂缝型碳酸盐岩储层体积酸压改造技术。AT1井酸压后试油日产气41×104 m3、日产油71 m3,实现了冀中北部深潜山勘探的新突破。上述技术有效解决了冀中坳陷杨税务潜山开发井筒难题,也为高温深井裂缝性油藏开发提供了可选择的技术。     

苏里格东区致密砂岩气藏压裂技术研究

苏里格东区气田上古砂岩气藏属于致密砂岩气藏,通过对该气田砂岩气藏压裂技术的研究及现场应用效果的分析,形成致密砂岩气藏储层改造的压裂技术,对苏里格东区及整个苏里格气田、乃至其它致密砂岩气藏的开发也具有指导意义。通过对苏里格气田东区上古砂岩气藏储层地质特征分析的基础上,提出了满足该区储层改造的压裂工艺,认为低伤害压裂液技术、多层分层压裂技术、水平井压裂技术是苏里格气田东区储层改造的主要技术。剖析了储层改造的压裂难点,认为储层易伤害、纵向多薄层发育、压裂液返排困难是该区储层改造的主要难点,并针对压裂难点提出了针对性措施,而这些针对措施也正是苏里格东区目前实施应用的关键技术。分析了东区实施的压裂关键技术及现场实施效果,形成了适合东区储层改造的压裂设计优化技术、直井定向井多层分层压裂技术、水平井多段分层压裂技术、低伤害压裂液技术、压裂液快速返排技术等综合技术。