塔里木盆地克拉苏构造带超深复杂气田井全生命周期地质工程一体化实践

克拉苏构造带天然气总资源量丰富,是塔里木盆地天然气增储上产的主力区块。受强烈造山运动的影响,克拉苏构造带地质工程条件极为复杂,呈现出"一深(垂深7000～8000m)、三高(高温130～190℃、高压116～136MPa、高地应力130～180MPa)、两低(孔隙度4%～8%、渗透率0.01～0.1mD)、两厚(巨厚砾石层5500m、巨厚盐膏层4500m)、一陡(地层倾角87°)"的特征,导致安全、效益勘探开发难度巨大。为了实现克拉苏构造带的优快钻井与改造上产,立足于实践地质工程一体化,建设多学科一体化研究团队,创新一体化工作模式,开展了超深复杂气田提速、提产、提质攻关研究。采用关键层段精准预测、个性化钻头设计、油基钻井液体系研发等手段相结合的方法,实现了全井段安全快速钻井;根据甜点预测、裂缝评价与分类,建立了基于天然裂缝可压裂性的改造提产优选策略;结合地层特点、流体性质、工况条件等因素进行系统屏障设计,确保了井筒质量。经过地质工程一体化实践的不断发展完善,超深井钻井周期从"十二五"期间的336天降至2017年的277天,单井平均增产4～5倍、井完整性完好率不断提升,为克拉苏超深复杂气田井安全效益开发提供了有力的技术保障。     

迪那3区块致密砂岩气藏损害机理及储层保护技术

迪那3区块致密砂岩气藏属于典型的低孔、特低渗碎屑岩储层,初始含水饱和度低,非均质性严重,裂缝发育,黏土矿物含量较高,该区块原用钾聚磺体系对迪那区块气藏造成一定的伤害,储层保护效果亟待提高。在分析迪那2及迪那3区块致密砂岩气藏特征及损害机理的基础上,确定钾聚磺体系损害气藏机理为水敏、应力敏感、漏失、毛管力效应及相圈闭损害。通过研制可酸化防漏堵漏材料及防水锁剂,对现用的钾聚磺体系进行改进,形成了一套保护致密砂岩气藏储层的钻井完井液体系,该体系流变性良好,滤失量明显降低,渗透率恢复值大幅提高,储层保护效果明显。     

某井114.3mm油管接箍破裂原因分析

通过化学成分分析、力学性能测试、宏观和微观检验,对某井114.3mm油管接箍破裂事故进行了调查研究。结果表明:油管接箍在工厂镀铜之前就存在原始轧制裂纹,在正常使用过程中从原始裂纹位置发生了断裂。为了防止类似事故再次发生,要求对该批油管进行返修,不允许修复油管存在裂纹、发纹、折叠等缺陷。     

塔里木盆地超深井311.2mm井眼钻柱动力学特性及参数设计

当前超深井钻柱安全性评价仍采用静力学方法,无法合理描述钻柱的动态安全性。通过建立超深井钻柱的动力学模型,并利用节点迭代方法和Newmark方法对其进行离散和求解,随后在分析钻柱动力学特性的基础上,利用动态应力求得钻柱的动态安全系数。通过不同钻压、转速条件下计算钻柱的动态安全系数,较好地确定了钻柱的合理工作参数范围。以塔标1井身结构三开井眼为例,得到了塔里木盆地超深井311.2 mm井眼所用钻柱的合理工作参数。     

直连型套管螺纹接头偏心原因分析

直连型套管螺纹接头比接箍式套管的加工难度大,常见的问题是螺纹接头偏心。在现场对某油田到货的直连型套管接头台肩壁厚进行检验,发现套管接头偏心严重。对该批套管检测结果进行了统计分析,认为套管接头偏心与管端弯曲有关。通过统计分析,认为该批套管接头产品过程能力指数不足。为了从根本上解决直连型套管接头偏心问题,提出了订货补充技术条件。该技术条件不仅使油田到货验收有了技术依据,而且也对工厂质量控制具有指导作用。     

无安全压力窗口裂缝性地层五步压回法压井方法

采用常规压井方法处理无安全压力窗口裂缝性地层气侵时存在一压即漏、漏完仍喷的问题,为解决该问题,基于安全控制井筒压力并重建安全压力窗口的指导思想,提出了五步压回法压井方法。介绍了五步压回法压井的基本原理和挤压转向、平稳压回、逐步刹车、吊灌稳压和堵漏承压5个步骤,给出了压井液排量、漏失压差、井口套压和安全压力窗口等关键参数的计算方法。五步压回法压井方法自2006年开始在塔里木油田推广应用以来,控制了1 138井次溢流和38次井控险情,大大提高了压井成功率。研究结果表明,五步压回法压井方法能有效控制井筒压力,实现喷漏同存裂缝性地层的安全钻进。      

钻井液浸泡下深部泥岩强度特征试验研究

 针对钻井液作用下深部泥岩破坏的关键技术难题,通过室内试验分析钻井液浸泡下深部泥岩强度弱化规律,并从微观角度分析试样发生变化的机制。研究结果表明：(1) 钻井液浸泡下,随取芯夹角增大,岩石强度先增大后减小,岩石强度降幅高达49.5%～54.7%;随着围压增加,取芯夹角为0°和90°时岩石强度增幅较低,仅为26.4%～39.2%。(2) 泥岩弹性模量随钻井液作用时间的增加而降低,随取芯夹角的增加呈现先增大后减小的变化规律,泊松比变化规律则相反。(3) 与内摩擦角相比,泥岩黏聚力变化规律性强,0°和90°条件下黏聚力降低幅度较大,最高达67.3%;其他情况下泥岩黏聚力变化幅度不大。(4) 钻井液滤液的渗入导致泥岩内部裂缝缝尖应力强度因子增加、临界断裂韧性降低、裂缝扩展,这是泥岩强度降低的根本原因。同时,钻井液滤液改变了层理面填充物的矿物成分,降低裂缝面的摩擦因数,加剧岩石强度的降低。     

KXS203井口设备偏磨原因分析

KXS203井在钻井过程中井架底座基础非均匀下沉,套管头和防磨套严重偏磨,随后套管柱试压发生了泄漏。为了搞清该井井口设备偏磨原因,防止此类事故再次发生,对该井井口设备和钻杆磨损情况进行了研究,对井架基础下沉造成的井口偏心程度进行了分析计算,并从钻杆接头与井口设备尺寸匹配、井口偏心、防磨套及顶丝性能、钻柱旋转和起下钻、钻柱转速等方面对井口设备偏磨影响因素进行了分析。认为井口设备与井架基础下沉、钻杆接头与井口设备尺寸匹配、井口偏心、防磨套及顶丝性能、钻柱旋转和起下钻、钻柱转速等对井口设备偏磨等有关,但该井井口设备偏磨主要原因与井口偏心和防磨套失效有关。提出了防止井口设备偏磨的建议。     

965 MPa ��ǿ���׹������ƽ�ͷ����ԭ�����

 某油田在商检过程中发现1根965 MPa高强度套管外螺纹接头存在裂纹。通过对该套管进行断口分析、金相分析、力学性能检测、化学元素成分检测,认为套管化学成分和力学性能符合订货技术要求,裂纹是在工厂淬火之前就产生的轧制裂纹。由于该套管母管切定尺管时没有将母管含轧制裂纹的端头彻底切除,在随后加工外螺纹之后进行探伤检验也没有发现该带原始轧制裂纹的套管,致使该含裂纹的套管发给油田。为防止存在裂纹的套管下井,对该批套管逐根进行了探伤检查。建议工厂加强该工序质量检查,并将该工序作为驻厂监造的重点环节之一。