随钻声波测井在大位移井固井评价中的应用——以东海平湖油气田为例

固井质量的好坏是直接影响油气开发效果的主要因素。大位移(大斜度)井和水平井固井质量的评价更对测井带来了极大的挑战。平湖油气田ZX1井是东海第一口大位移井,最大井斜达77.8°,水平位移达5.4 km,由于爬行器受限,无法进行电缆固井质量测量。通过多方调研和技术可行性论证,在国内首次采用斯伦贝谢最新的随钻声波测井仪(Sonic Scope 475)对ZX1井进行了固井质量的测量和评价,取得了良好的应用效果。     

米桑油田大斜度井钻杆传输测井技术

米桑油田井斜大于60度的大斜度井及水平井测井电缆无法下放、随钻测井（LWD）成本高昂且测井数据处理后解释可靠度低的问题。针对上述测井作业难点，为提升测井作业时效降低测井成本，米桑油田应用了钻杆输测井技术（PCL,Pipe Conveyed Logging）。相比于电缆测井和随钻测井，PCL在提高作业时效、强化井控能力和降低作业成本方面具有明显优势。PCL技术目前已成功应用于米桑油田大斜度井及水平井测井，并形成了一套PCL现场作业关键技术，实现了降本增效，为米桑油田大斜度井测井作业提供了有力的技术支持。     

埕海油田大斜度井超短尾管固井技术

埕海油田大斜度井技术套管下不到底而漏封水层,采用尾管补救固井时存在超短尾管串在大斜度井段悬重轻、丢手和判断丢手是否成功困难、水层活跃易窜流、尾管串居中度差及顶替效率低等问题,为此进行了大斜度井超短尾管固井技术研究。在封隔式尾管悬挂器下部增加牵制短节,增大尾管串悬重;使用膨胀防窜水泥浆体系,以防止地层水窜流;应用PVI软件模拟优化扶正器加装位置,提高尾管串居中度;优化固井浆柱结构及流变性能,以提高顶替效率。综合上述措施,形成了大斜度井超短尾管固井技术。该技术在埕海油田2口大斜度井进行了现场试验,试验中牵制短节反向牵引明显,尾管串丢手顺利,丢手判断明显,油水层封隔良好,后期开采获得了稳定高产油流。研究表明,大斜度井超短尾管固井技术可以解决埕海油田大斜度井超短尾管固井难题,也可为其他类似复杂情况的固井提供技术参考。      

免钻塞分级注水泥完井管柱

内管法免钻塞固井技术存在注水泥排量受限制,达不到紊流所需的顶替排量,固井质量不理想等问题;无内管不钻塞半程注水泥技术虽然解决了原钻塞的工序问题,但由于它采用缩径台阶,给采油作业带来了麻烦,尤其是影响了大直径工具的使用。为此,研制了一种免钻塞分级注水泥完井管柱。它在注水泥管柱中采用带定位机构的堵塞器来代替原完井管柱中的盲板,省去了钻塞工序。免钻塞分级注水泥完井管柱已在胜利油田、车排子油田应用30余口水平井,平均完井周期比原来缩短1 d,施工成功率100%。大通径完井给后续作业施工带来了极大的便利,减少了不必要的作业次数,降低了成本。     

大斜度井气举完井管柱研究及应用

大斜度井受井身轨迹限制,常规气举管柱不能满足大斜度井完井及钢丝作业要求,为此,开展了大斜度井配套气举完井管柱研究。该完井管柱在满足气举功能的前提下,对常规气举完井配套工具进行改进,以保证完井管柱顺利下井。冀东南堡油田1-3人工岛应用该气举完井管柱表明,工具下井成功率达到100%,并实现了油井的快速排液卸荷启动,大大缩短了油井启动时间。该气举完井管柱具备多项功能,可实现热洗保护油层和不压井作业。     

渤海油田某区块深部衰竭油藏储层保护配套技术

随着老油田的深入开采,储层段压力亏空严重,如何做好大压差储层段的油气层保护已经成为老油田后期调整开发成功的关键。渤海油田某区块衰竭开采产量递减快,存在油井层间干扰严重,注水井纵向吸水不均,地层层间压力系数差异大等问题。在调整井作业中,通过生产井测试认识以及新钻井随钻测压等技术,通过储层保护技术研究,针对性的给出钻井液、固井、完井等一系列关键配套技术,并在8口井应用后获得巨大效果。     

大斜度长裸眼定向井钻井完井技术

介绍了临盘油田商25-斜172大斜度长裸眼双靶点定向井各井段施工技术，胺盐聚合物钻井完井液的技术要点及固井作业技术措施，探讨了大斜度长裸眼定向井井身轨迹控制，钻具组合优选，压差卡钻处理，岩屑携带及固井作业等问题，并有针对性地提出了相应技术措施。     

川东地区深井及大斜度井固井实践

本文针对深井，大斜度井的固井特点，提出了深井、大斜度井固井下套管作业前的准备工作和下套管技术要求，同时论述了如何有效提高深井，大斜度井固井质量的技术措施，通过在川东地区深井，大斜度井固井作业中的推广应用，解决了川东地区深井，大斜度井的固井难题，取得了明显的经济，技术效益。     

Φ139.7mm筛管顶部注水泥免钻塞固井完井技术

为解决常规Φ139.7mm筛管顶部注水泥固井时钻塞时间长、易卡钻、易损坏套管和筛管、影响后期作业管柱下入等问题,依据筛管顶部注水泥固井完井技术要求,在现有Φ177.8mm免钻塞固井工具的基础上,通过设计增加球座、上封隔胶筒和可移动密封机构,优化剪钉压力级差,研制了Φ139.7mm免钻塞固井工具,形成了Φ139.7mm免钻塞固井完井配套技术。该技术在3口井进行了现场试验,结果表明,Φ139.7mm免钻塞固井工具可实现下套管钻井液循环、上封隔胶筒辅助固井、碰压后解除打捞时的活塞效应,打捞力减小200kN以上,且作业时间可缩短约30%。研究结果表明,Φ139.7mm免钻塞固井完井技术减少了钻水泥塞等程序,避免了作业风险,可满足各类油藏及中深井、深井、大直径井眼筛管顶部注水泥完井技术需求。     

四级分支井钻完井技术在曹妃甸11-1油田的应用北大核心CSCD

渤海曹妃甸11-1油田综合含水率高、原油采出程度低、平台槽口少,该油田剩余油挖潜亟需采用四级分支井钻完井技术。结合曹妃甸11-1油田地质油藏特征及开发要求,深入分析井眼重入难度大、侧钻窗口质量和钻井液性能要求高、下尾管“盲找”困难、水平段固井质量难以保障、井眼清洗质量要求高、完井工具下入难度大等分支井钻完井技术实施难点,形成了主井眼/分支井眼重入技术、套管侧钻开窗技术、聚合物钻井液技术、下尾管固井技术、配套完井防砂管柱优化设计等四级分支井钻完井技术。该技术已在曹妃甸11-1油田3口分支井取得成功应用,日增产油200 m^3,控水增产效果良好,可有效解决老井低产、剩余油挖潜难题,为渤海油田中后期调整提供了新的思路。     

固井水泥胶结声波测井声学机理探讨

当固井质量测井解释结果与实际情况不一致时,常引起油气田施工单位与设计部门的较多争议。针对这一问题,利用声波在两介质分界面上的能量分配及声耦合理论,建立了界面胶结模型,对目前固井质量评价方法进行了声学机理研究。结果表明：水泥环的声阻抗值与水泥胶结测井声波值成反比;声波变密度测井图上,地层波能量强弱与固井质量的关系必须结合地层岩性及其声阻抗来解释分析,例如当地层岩性为泥岩或石灰岩时,地层波强有可能表示的是第二界面胶结质量差。该方法为固井质量的精细评价提供了理论参考。     

随钻刮壁技术研究

钻井中的刮壁作业是为了清除套管壁上的杂物,保证后续固井过程中尾管悬挂器的有效坐挂。常规的刮壁作业需要起钻、更换钻具,然后对特定井段或技术套管段进行刮壁。当刮壁作业完成后,需再次起下钻、更换钻具,进行后续作业。针对常规刮壁技术存在的作业工艺流程复杂,时效损失严重,无法满足钻完井提效技术要求的弊端,提出随钻刮壁技术,实现钻井、刮壁一体化作业。介绍了随钻刮壁工具的结构及工作原理,并进行力学分析。     

复杂超深井KS1井四开尾管固井技术

为解决高温高压超深井KS1井存在的溢漏同存、岩盐层缩径、盐水层高压、顶替效率低、固井窜槽等固井难题,该井四开固井采用了特殊的固井工艺流程,先采用底部尾管悬挂固井工艺,再进行五开钻进、五开尾管固井、五开中完作业(钻塞、刮壁、电测等工序)后再下铣锥对四开铣喇叭口及回接筒进行修整,最后进行四开回接套管固井工艺。为了确保四开尾管固井作业顺利,根据钻井复杂情况,充分分析了固井作业存在的难点,从通井技术、下套管技术、水泥浆体系、固井排量、固井施工工艺等方面制定了详细的技术措施。固井质量测井解释表明,高压盐水层、漏失层、敏感地层均得到了有效封固,实现了“穿鞋戴帽”的目标,为后续油气开发、井筒完整性等创造了有利条件。该井的固井成功为今后类似复杂岩盐层固井作业提供了经验。     

保护煤储层的煤层气井固井技术

国内的煤层气井主要采用注水泥射孔方式完井,研究固井设计和施工的一些关键问题对于避免潜在的生产作业和开采效益风险具有重要意义。简要回顾了国内煤层气井固井施工和研究状况,分析了煤层气井固井的质量要求和保护储层需求,结合室内和现场试验提出了适用于煤层气井固井的水泥浆性能和施工设计方法。研究认为煤层气井固井中最重要的封隔要求是对煤储层顶板的封隔,首要的作业安全问题是防止漏失。综合考虑固井作业和保护储层需要认为:适宜的水泥浆密度范围为1.20~1.60 g/cm3,并应采用黏稠水泥浆在0.5~0.8 m/s的低返速下固井施工。现场应用的固井质量合格率达到100%,证明该研究结论适用于煤层气井固井。     

井筒无钻井液固井技术

空气钻井完井后需要转化好钻井液才能下套管进行固井作业。转化钻井液不仅浪费材料，还会带来诸如井壁稳定、防漏、套管挤毁、环空封固质量差等一系列技术问题。通过优化水泥浆性能，采用正、反注水泥工艺，实现了空气钻井后不转化钻井液直接下套管进行固井作业，既保证了施工安全和质量，还缩短了完井周期。现场进行了9口井的实际应用，最大井深3000 m，固井一次成功率100%，固井合格率100%。     

低密度水泥浆固井质量评价方法探讨

随着低密度水泥浆固井技术的广泛应用,现有固井质量评价标准已经不能满足要求,因此有必要在充分研究各影响因素的基础上对现有固井质量评价方法进行修正。通过分析井下声场,建立了套管井井下声场模型,结合各因素对水泥石声学特性的影响及固井质量评价标准的制订依据,提出了固井质量评价标准改进方法,并给出了改进条件下固井质量评价标准的操作步骤。通过对比改进条件下与常规条件下的测井响应差异,得到改进后的固井质量测井评价指标。拟合了不同密度下声幅幅值的函数方程,且各方程相关系数均大于0.93。对比拟合方程线性系数发现,微硅低密度水泥浆体系的拟合系数大于漂珠微硅复合低密度水泥浆体系,拟合系数最小的为粉煤灰低密度水泥浆体系;候凝达48 h时,声幅上限各系数分别为20.74,19.15和18.82,声幅下限各系数分别为20.85,14.81和12.96。各低密度水泥浆体系的固井质量评价指标均随密度增大而减小,且具有很强的线性相关性,改进后的评价标准能根据水泥浆种类及其密度值准确地计算出评价指标,该方法对固井质量评价标准的改进具有很强的指导意义。      

三级固井技术在塔里木油田超深水平井中的应用

塔里木轮南侏罗三叠系油藏经多年开发后,压力降低,成为低压渗透层,压力系数1.15～1.18,钻井液密度超过1.2 g/cm3就会出现渗漏.完井技术套管裸眼段长,套管串与井壁间环空间隙小,循环阻力大,水泥浆密度高(平均在1.85～1.90 g/cm3),液柱压力大,固井施工泵压高,致使水泥浆在低压渗透的储集层段漏失,从而影响了固井质量,污染了油层,给完井后井下作业造成极大的难度.因此决定在国内率先采用三级固井技术试验并获得成功.     

中原油田完井井漏的处理技术

中原油田区块构造断层多，层间压力系数差别大，加上多年开采造成产层亏空，钻进和完井过程中．极易发生严重井漏。采用“外引内接”堵漏新技术，再配合相应的固井措施，使下套管完发生井漏的井．在建立循环、固井施工和水泥封固质量上均获得成功。该技术措施为：在易漏区块钻井和完井作业前应进行预堵漏，提高地层的抗破能力．避免在完井作业井段发生漏失；下完油层套管后，必须坚持小排量将井眼内的老浆全部循环出．待原浆的分子结构力经过循环和地面搅拌破坏后．逐渐增大循环排量，避免产生过大的循环压力；在固井作业中，采取环空减压、优化配方等措施．预防井漏。应用表明，“外引内接”堵漏新技术，有效的控制了完井过程中的井漏。     

长源距变密度测井

用长源距全波列测井资料回放的变密度图及从套管波首波提取的声幅曲线对套管井进行固井质量检查取得了比较理想的效果。实测资料说明该方法较怕幅和普通变密度测井能更准确地鉴定水泥环两个界面的胶结质量。提出了明确的鉴定标准并建议加长普通变密度测井仪的源距到７ｆｔ，尽量采用这种长源距离密度测井检查固井质量。     

变径自锁复合固井胶塞的研制与应用

针对常规固井胶塞不能满足套管滑套工具串内径多次变化的特殊需求,研制了适应114.3 mm(4in)套管滑套固井配套工具的变径自锁复合胶塞。胶塞大、小胶碗采用分体式结构设计,按"大-小-小-小-小-大"顺序排列,采用同轴不同径的胶碗结构实现对套管刮削,同时设计了卡钉装置,具有自锁功能。室内试验结果表明,胶塞可以顺利通过模拟滑套短节,且无明显磨损,大、小胶碗未发生重叠与干涉。套管滑套固井胶塞现场试验13井次,试验成功率100%,说明该胶塞能满足套管滑套固井、完井现场施工需求。