威远页岩气井套管变形失效检测及对策

页岩气井在现场作业过程中,因生产套管变形失效经常会出现钻具无法入井或下入遇阻,若没有严格的监控处理措施,可能导致井下复杂。为确保安全开发,开展了页岩气水平井生产套管变形复杂监控的技术研究。通过采取铅印打印和管柱通径验通并提取实物资料进行对比分析,获得套管变形复杂的位置和井段数据。现场实例表明,该方法可以实现对套管变形位置和特征的确认,套管完整性研究满足了威远页岩气井的安全生产需求,对类似页岩气开发井井筒完整性研究提供了有益的借鉴。     

页岩气井储层体积改造方法研究

页岩气体积改造是利用水力压裂技术产生复杂的裂缝网络,最大限度的增加裂缝壁面与储层基质的接触面积。本文根据前期微地震监测结果,研究储层压裂改造施工工艺参数匹配性,通过研究实践进行了增加粉陶用量、暂堵转向技术、连续加砂施工工艺和技术参数的调整试验,有效地提高了页岩的压裂缝长,增强了改造体积。通过几口井的实例分析证明,页岩气井压裂体积改造在实践中已取得了较好的效果。     

页岩气水平井水力压裂技术

中国的页岩气资源量非常丰富,但页岩气的开发起步比较晚,目前还处于最初阶段。本文详细的介绍了页岩气压裂改造机理,以及目前页岩气开发中常用水平井压裂工艺的原理和主要做法,包括水平井复合桥塞多段分簇压裂技术、连续油管水力喷射分段压裂技术、水平井多井同步体积压裂技术,通过对各种工艺详细分析,在页岩气开发上又取得了一些新的认识。     

页岩气水平井套损检测技术——多臂井径及磁测厚组合测井

多臂井径及磁测厚组合检测技术是套管损伤判别的有效手段之一,它不仅能够反映套损发生的具体位置,又能反映套损类型及程度。页岩气勘探开发均采用大型压裂技术,压裂过程中对套管、油管产生了不同程度伤害,运用多臂井径及磁测厚组合技术对页岩气井进行套损检测,可全面了解该井的套管压后损伤,为产气井的重复压裂等措施提供有力依据。     

非常规能源页岩气开采技术研究

文章分析了目前世界页岩气的储量,描述了国内外页岩气开采的技术水平.分析了页岩气的成藏条件和开发特征.开采页岩气主要采用水平井技术,包括超短半径水平井技术和定向羽状水平井技术,也可以采用注气开采法.分析了固井完井技术和储层改造技术,新型完并技术如聚能射孔和多级完井技术逐渐兴起.储层改造主要采用压裂技术,包括水力喷射分段压裂技术、加拿大封隔器能源服务公司的StackFrac技术、贝克休斯的裸眼封隔器组合分段压裂技术,最后对页岩气的开发提出了自己的建议.     

139.7mm套管套变井分层压裂工具应用

中原油田主力油气藏区块开发进入中后期,井况逐年变差。套管缩颈、错断、变形井越来越多。经过修复后的套管通径,一般能够达到106mm-110mm。但是仍存在无法下入常规封隔器进行分层压裂改造的问题。为此研制了Y221-105、Y341-105封隔器及井下辅助压裂工具,组合成分压管柱,能够顺利通过修复后套管,实现油气层隔离,完成分层压裂改造的目的。     

三维弯曲井眼中压裂套管轴向载荷分析

大规模的压裂改造会导致套管处于复杂的受力状态中,严重时会出现变形、弯曲、断裂等问题。考虑井眼轨迹、套管结构、压裂施工要求,考虑套管浮容重、管内流体压力、流体摩擦阻力以及温度载荷作用,建立套管轴向载荷力学模型。计算套管所受轴向力,分析其抗拉强度,以合理选择压裂参数,预防套管损坏。以油田某井压裂施工为例,根据建立的轴向载荷力学模型,计算得三维弯曲井眼中套管的最大轴向载荷在井口位置约为2191.648k N;井口套管抗拉强度安全系数最低,约为1.408,基本满足压裂施工要求。     

一种利用生产动态数据推算页岩气井地层压力的方法

页岩气藏为致密的非均一性气藏,采用水平井水力压裂工艺进行开发,气藏具有"一井一藏"的特点,改造后的地层压力主要受到地质条件及压裂改造效果影响。评价页岩气井生产后的压裂对评价气井产能的重要意义,目前获取地层压力的方式为静压测试和压力恢复试井外推。由于页岩气井达到拟稳态需要较长的关井时间,同时存在压力恢复试井周期长、测试费用高的困难。为解决以上问题,通过对气井压力递减特征分析,利用生产动态数据判断气井流动阶段,并利用流动物质平衡方程计算气井任意时刻的地层压力。实例证明,在页岩气井应用该方法计算页岩气田地层压力具有可行性。     

体积压裂在超低渗油藏的开发应用

针对超低渗油藏,因其储层致密、渗透率超低,决定了采用常规压裂形成单一裂缝的增产改造措施难以实现其商业开采价值,所以必须探索研究新型的压裂改造技术。借鉴国外页岩气体积压裂技术的成功利用,国内提出了体积压裂改造超低渗油藏的设想,并在陇东油田进行了试验和应用。实践证明,超低渗油藏经体积压裂后,形成复杂缝网、增大改造体积,不仅初期产量高,而且更有利于长期稳产,取得较好的效果。     

新型页岩气井压裂技术及其应用研究

随着天然气开发应用越来越广泛,页岩气矿藏逐渐进入油气开采企业的视野,新型页岩气井压裂技术在天然气开采生产工艺中将发挥积极的作用,本文系统分析了页岩气矿藏储层的赋存状态,成藏模式,依据岩层裂缝形成的构造机理,提出了压裂技术的观点,分别以直井、水平井在生过程中的压裂改造工艺为基础,归纳了相关的施工技术。     

涪陵区块湖相页岩储层新型体积压裂工艺研究及现场应用

涪陵区块湖相页岩储层厚度大、分布面积广、资源量大。但湖相页岩气储层非均质性强，页岩泥质含量高，页岩闭合压力高，破裂压力高、延伸压力高、施工压力高，压裂难度大，传统压裂技术难以形成复杂裂缝。通过以涪陵区块湖相页岩气井TY1-HF井的岩石力学、矿物成分及地应力特征为基础，研究形成了“超密切割+均衡延伸+穿层扩体+暂堵转向+高强加砂”的湖相页岩储层体积压裂新工艺，现场试验取得了较好的效果。TY1-HF井储层的改造成功为以后国内湖相页岩水平井实施大型分段压裂改造积累了技术及现场施工经验。     

四川威远页岩气优化钻井模式浅析

威远页岩气区块旨在开发志留系龙马溪组页岩气藏,目前根据威204井直井完钻后,龙马溪组测井评价结果认为该井优质页岩井段为3486.8~3537.4m,厚度大约为50.6m,地层倾角1度左右,最大主应力方向为东-西向。为了保证水平井钻探成功,根据页岩气水平井钻探经验,特别是威204井压裂效果,现阶段威远区块其余平台基本按照水平巷道选择在优质页岩下部,方位与最小主应力方向、裂缝方向成一定的夹角,地质目标箱体确定在威204井(直眼)对应的井段,平台井基本是三至六口不等的丛式井组成,要达到钻遇储层和顺利完成地质导向目标钻进的要求,定向钻进的难度和挑战是存在的,根据不同的地层岩性变化,轨迹的控制方式不同,前中后期都存在防碰绕障风险,这就更加说明威远页岩气区块定向钻井工艺技术研究的必要性。     

页岩气井体积压裂簇间距优化设计

水平井分段多簇体积压裂是页岩气开发的必要手段,由于缝网间应力干扰作用,簇间距的设计对于复杂缝网的形成尤为重要。以美国一口页岩气水平井为例,以累计产气量最大为目标,利用数值模拟方法获取一定压裂段数和簇数页岩气井簇间距的最优值,为页岩气井体积压裂簇间距优化设计提供了借鉴,结果表明:缝间应力干扰作用下,簇间距过小不利于页岩气生产;页岩气井累计产气量会随着簇间距增加不断增加,当簇间距增加到一定程度时,累计产气量不再增加,因此可以优选簇间距的最优值。     

页岩气固井技术应用及分析

对页岩气水平井固井面临的套管下入与居中度、油基钻井液有效驱替和大型压裂对固井胶结质量的影响等技术难题进行深入分析,从有效通井、套管居中、套管漂浮固井技术、高效清油冲洗液,固井水泥浆优化等几个方面提高固井质量,从而满足后期开采需要。     

水力波及缝网压裂技术在沁水盆地南部3#煤层的应用研究

山西沁水盆地南部3#煤层经常规压裂改造后,常常存在见气时间长、产量低、递减速度快等问题,针对此问题,文章借鉴页岩气缝网压裂技术,优选压裂施工井位,优化压裂工艺设计方案,对沁水盆地南部5口煤层气井实施水力波及缝网压裂,并采用微破裂四维向量扫描影像技术进行全过程压裂裂缝监测。结果表明:水力波及缝网压裂技术能有效扩大裂缝波及范围,增加煤岩储层改造体积,区域性改善煤层渗流环境,显著缩短见气时间、提高单井产量,平均见气时间减至14 d,单井平均产气量达到948 m3/d,明显优于邻近常规煤层气压裂井见气时间和平均产气量,而且大幅度降低了单井压裂作业周期,达到了较理想效果。     

页岩气水平井固井技术难点分析与对策

页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点——大部分产气页岩分布范围广、厚度大,且普遍含气,使得页岩气井能够长期地稳定产气,包括页岩气在内的非常规能源越来越受到重视。本文针对页岩气固井技术难点:水泥石力学性能难以满足要求,第二界面封固质量差,水平段套管居中度差,影响顶替效率。通过实验,研究出采用SP-1/SP-2水泥浆体系,适用于经常面临交变应力的场合和频繁大规模压裂的页岩气井,研究开发了SCW型洗油冲洗液,并对冲洗液的洗油效果进行了评价,通过优选合适的扶正器,并借助漂浮接箍提高套管井内居中度,有助于套管顺利下入。最后通过现场应用证明了本文研究成果切实有效,可以做相关推广。     

小套管固井技术在吐哈油田套损井中的应用

吐哈油田分公司丘陵油田地层复杂,并且普遍采用高压注水、压裂、酸化等增产措施进行开采,导致套管变形较严重,并且部分套损井变形点较多、变形段较长,严重影响了油田的开发。吐哈油田采用小套管悬挂固井技术成功解决了对深井长变段、多点变形无法修复的难题,现场应用较好,为油田套损井治理探索出一套新工艺。     

小套管固井技术在吐哈油田套损井中应用

吐哈油田分公司丘陵油田地层复杂,并且普遍采用高压注水、压裂、酸化等增产措施进行开采,导致套管变形较严重,并且部分套损井变形点较多、变形段较长,严重影响了油田的开发。吐哈油田采用小套管悬挂固井技术成功解决了对深井长变段、多点变形无法修复的难题,现场应用较好,为油田套损井治理探索出一套新工艺。     

广域电磁法在黄202井区深层页岩水平井压裂监测中的应用

在页岩气的开发中,压裂技术和压裂效果监测是主要的技术难点,页岩气井实施压裂改造措施后,需要有效的监测方法来确定压裂作业效果。近几年,广域电磁法作为一种新的监测手段成功应用到页岩气压裂现场,应用实例表明,广域电磁法能充分监控压裂效果、了解裂缝形态,可实时调整压裂方案,研究段与段之间的干扰,助力于解决储层改造的问题,提高单井产量,对压裂工艺具有指导意义。     

页岩气井卡埋连续油管割捞一体处理技术研究及应用

随着国内页岩气勘探开发的深入,中石油、中石化等相继加大了页岩气的投入,钻井改造井数大幅增加。目前页岩气井改造通常采用泵送可钻桥塞、可溶桥塞或大通径桥塞实现套管分段加砂压裂,而由于压后排液过程中出砂、可溶桥塞残留物等滞留造成井筒堵塞,需要采用连续油管进行通井、冲砂解堵等作业。一旦作业控制不当极易出现沉砂卡埋连续油管的复杂情况,若为长段卡埋无法解卡,只能进行大修处理,而常规大修需套铣、切割、打捞分步实施,作业周期长、成本高。因此针对卡埋连续油管,通过优化处理工艺,研制了割捞一体化工具,在W204H7-3井成功打捞出卡埋2″连续油管480.38 m、W204H2-6井打捞出卡埋连续油管135.3 m,恢复了井筒地层通道,对类似页岩气井的处理具有借鉴意义。