四川地区气井井口隐患治理技术与应用

四川地区的气井大多是“三高”气井,地理位置偏远,缺少有力的监管,气井的腐蚀、磨损、老化严重,井口隐患多。文章总结了四川地区在气井井口隐患处理过程中所用的关键技术,在对各种技术原理的分析基础上,讨论了其在四川地区的应用效果。分析讨论认为,压井更换井口装置虽技术可靠,但工程量大,操作程序复杂,已比不上带压换阀技术的方便快捷。四川地区对气井井口隐患的治理常采用液压式堵塞、冷冻暂堵、带压钻孔等系列技术并配合非正规井口整改技术,取得了良好的效果,为其它地区累积了气井井口隐患的治理经验。     

榆林气田气井井口隐患治理技术

针对边远气探井井口存在严重安全隐患的现状,榆林气田近几年应用了多种井口臆患技术进行治理。本文对各种隐患整改技术进行了总结,形成了适应不同隐患类型的治理技术,为以后气井井口隐患治理工作提供了技术指导。     

榆林气田气井井口隐患治理技术

针对边远气探井井口存在严重安全隐患的现状，榆林气田近几年应用了多种井口隐患技术进行治理。本文对各种隐患整改技术进行了总结。形成了适应不同隐患类型的治理技术，为以后气井井口隐患治理工作提供了技术指导。     

高含硫气井安全隐患治理技术思路与实践

针对四川盆地东部地区高含硫气井在前期开发过程中因气井本身结构的不完整性和复杂的地质构造、人居环境,导致部分气井存在一定安全隐患的问题,为实现其安全隐患的科学治理、彻底根治,结合四川东部地区含硫气井的特点和完井现状,通过对完井管柱、完井套管、固井、复杂地质结构及气井本身完整性等的综合分析,形成了高含硫气井安全隐患分析及综合评估方法,对油层套管固井质量未达标、油层套管固井质量合格、产量低无经济开采价值的高含硫气井进行分类,形成各具特色的治理技术思路,并制订了产层封闭、井筒薄弱段及关键泄漏部位封堵等的永久封闭配套技术方案。通过现场实践,达到了科学治理、不留隐患的隐患治理要求,所形成的高含硫气井安全隐患治理的隐患分析方法、治理技术思路和永久封闭配套技术,对类似气井的安全隐患综合治理工作具有指导意义。     

川东北三高气井完井测试井口装置选型研究

针对川东北三高气井完井测试过程中高压、高产、高含硫对井口装置带来的安全问题,通过最高井口关井压力预测、井口流温预测、流体腐蚀分压预测,研究形成一套适合川东北河坝区块超高压、高产气井测试井口装置选型技术。该技术对取全、取准气藏测试评价资料,保证测试作业设备仪表完好,确保操作人员的健康和安全具有重要的现实意义。     

酸性气井井口装置防腐措施及选型

在酸性气井井口装置腐蚀机理研究基础上,采取加注缓蚀剂、在线监测、定期检测及腐蚀评估等防腐措施,并开展了井口装置选型研究.井口装置是控制油气生产和进行井下作业的关键设备.综合考虑井口装置所承受的最高压力、腐蚀环境、井口流温等因素,形成了一套适合于酸性气井的井口装置选型方法.     

高含硫气井关井后井口压力异常影响因素研究

高含硫气井关井后常呈现关井后井口压力上升和井口压力下降两种截然不同变化趋势。为了深入揭示高含硫气井关井后井口压力恢复异常变化的本质,通过建立开关井过程中气液两相非稳态变化模型,计算求解生产压差、水击压力、温度效应、重组分沉降和续流效应对气井关井后井口压力变化规律的影响。通过研究,揭示了高含硫气井关井后井口压力变化是受到多个因素的综合影响。关井后井口压力异常通常在小压差大产量气井发生,且井口压力异常在不同关井时期受到的影响因素略有不同。在关井初期,井口压力受到水击压力和重组分沉降的综合影响; 在关井中期,主要是重组分沉降影响; 在关井后期,则主要受到温度的影响。研究结论对于认识和指导高含硫气井实现井口测压代替井底测压开展动态监测工作提供了重要依据。     

川东北气田高压高含硫气井试气技术

针对川东北地区高压高含硫天然气深井的特点，结合早期四川油气田和目前川东北试气情况，重点介绍了目前的试气工艺技术与装备配套情况，以及部分天然气井现场应用情况及试气成果，指出：含硫天然气井试气，必须对有害气体采取全面防护技术，配套能适应井下工况的各类井下工具、井下管柱与地面设备。主要包括油套管和井下工具抗硫管材选用，防硫采气井控装置选用，地面降压分离、测试管汇的监测与计量，测试时人员的防护与安全等。     

高温高压和高含硫气井固井水泥浆设计

川东高温、高压和高含硫气井具有多压力系统且密度安全窗口窄、裂缝发育等特点,导致固井期间又漏又喷,固井后期出现窜槽、微间隙,大大增加了固井水泥浆的设计难度。介绍了“三高”气井固井水泥浆设计时应注意的问题,包括平衡压力设计、材料选择、干混监控、复核实验、组织协调以及某井水泥浆设计的教训与经验。     

利用井口压力计算气井绝对无阻流量——塔里木异常高压气井应用效果评价

针对迪那2异常高压气藏埋藏深、压力高、下井下压力计试井测试困难的实际情况,应用试油数据建立井口产能方程,并通过试井数据建立的产能方程所确定的井口无阻流量和绝对无阻流量来评价井口产能方程,统计表明迪那2气藏各井井口无阻流量与绝对无阻流量存在着很好的线性关系,应用二者的相关关系式,就可以用井口产能方程计算绝对无阻流量,为气井产能研究提供了一种新的方法。     

川东地区井喷显示特征及地质因素分析

川东地区是目前四川盆地天然气勘探开发的主战场，钻井工作量大，钻井中气侵、井涌、溢流显示频繁，特别是个别井喷事故的发生给企业带来了严重的经济损失和不良的社会影响。为此，通过对川东天然气井喷特征及其地质因素的分析，以期预防或减少井喷事故的发生。研究表明：①川东碳酸盐岩地层发生井喷的频率较高，但在1990年后井喷次数已明显减少；②所发生的主要是钻进中井内为高负压条件下的井喷，喷出的天然气中硫化氢含量高，危害性大；③绝大多数的井喷在发生前都有明显征兆。地质因素分析结果认为：①低缓、潜伏构造及部分高陡构造上异常高压裂缝系统，特别是小型网状或单裂缝系统井喷频率高；②在纵向压力剖面上，嘉二²亚段以下异常高压带井喷的频率高，地层层位上以嘉二¹亚段-嘉一段、飞仙关组、茅二段井喷为主；③多个地层压力带或复杂压力系统共存于同一裸眼井段的条件下，易喷、漏共存。     

川东三高气井固井水泥浆设计应注意的问题以及现场应用效果

川东高含硫气层具有高温、高压、压力窗口窄、高低压共存、气水同层、裂缝发育等特点,固井水泥浆设计难度大。固井期间经常又漏又喷,层内、层间窜通。水泥浆返高不够,导致固井后期出现窜槽、微间隙,形成长期窜流通道;同时高温、高压、高含硫使水泥石和套管受到腐蚀,影响水泥环的完整性及正常钻井和开发,给实施增产措施带来难以补救的困难。针对高温、高压、高含硫天然气井固井设计水泥浆时应注意的问题,对水泥性能、监控混灰、复核实验等进行了合理设计,包括平衡压力设计、材料选择、干混监控、组织协调等以及吸取XX井水泥浆设计的教训,为类似的固井作业水泥浆设计提供了有效的借鉴。图2表3参5     

APR工具在川东北高含硫超深气井测试中的应用

在川东北地区高含硫化氢气井的完井测试作业中，对APR测试时各种测试管柱的适用范围和性能特点进行了介绍，针对不同的井况及具体的试油目的，优选测试管柱结构，可大大提高测试成功率并有效缩短测试时间和成本，降低测试对储层的二次污染，从而解决川东北高含硫气井测试的难题。图6参3     

通南巴地区下三叠统硫化氢成因及分布

位于四川盆地东北部通南巴构造带上的河坝1井在下三叠统测试获得工业气流，但气样分析中发现了一定浓度的硫化氢，目前还未见到该区硫化氢成因的相关研究成果及报道。为此，对该区下三叠统硫化氢成因及分布进行了研究。通过总结归纳自然界中硫化氢的各种生成机理和特点，对比邻区高含硫化氢气藏的储层特征，认为通南巴地区气藏中的硫化氢由硫酸盐热化学还原作用（TSR）所产生。以此为硫化氢分布预测的依据和前提，进而预测该区下三叠统嘉陵江组三段、嘉一段和飞仙关组三段基本不含硫化氢；嘉二段和飞四段具备硫化氢生成的条件，特别是嘉二段在测试及试采中均发现了一定浓度的硫化氢，但飞四段硫化氢含量有限。     

四川盆地高含硫气藏地层水地化特征分析

四川盆地嘉陵江组、川东北飞仙关组部分构造储层未裸露于地表,油气保存条件好,气藏天然气产量高,但是气藏地层水却显示出水型、脱硫系数、变异系数等地化参数异常的特征,分析原因是储层的膏盐溶滤使地层水中SO42-含量高所致。     

川西前陆盆地上三叠统异常高压的分布特征及形成机制研究

川西前陆盆地上三叠统异常高压有其特有的分布规律。目前，上三叠统异常高压的成因机制归纳起来有以下几种：欠压实作用；生烃增压作用；粘土矿物脱水增压作用；构造抬升作用。不可否认，上述引起上三叠统地层增压的作用在局部范围内客观存在，但这几种成因机制难以确切地解释这种异常高压的分布特征，有些方面还存在矛盾。通过对上三叠统一侏罗系地层的沉积、成岩作用及构造断裂活动的分析认为：川西前陆盆地上三叠统地层异常高压的这种分布特征是由两种主要的地质作用所控制，一种是中侏罗世沙溪庙组的快速堆积作用；另一种是断裂构造活动的释压作用，即，地层高压是由沙溪庙组最大沉积厚度分布区(坳陷区)和断裂构造欠发育区联合控制。     

川渝地区高酸性气井完井投产技术及实践

高酸性气井完井投产在国内是空白，属一项新工艺。文章针对川渝地区高酸性气田地质现状以及高酸性介质给气井完井投产造成相当大的困难，提出了川渝地区高酸性气井完井投产的工艺技术方案。通过罗家1井现场工艺试验，提出如下建议：①川东高酸性气井完井投产工艺采用永久式封隔器Φ177.8 mm套管射孔完成，酸化工艺采用解堵酸化；②采用大管径油管完井；③选用抗硫材料，加缓蚀剂保护，采用永久封隔器完井，采取措施减少井下积液等综合防腐方法。在生产过程中应考虑加注缓蚀剂防腐，加注硫溶剂或热油循环防止硫堵或水合物形成。     

高温高压超深探井钻井技术在费尔干纳盆地的研究与应用

2009年中国石油首次在该地区成功的钻成了井深6596m的中亚地区第一口最深的超深探井,并在5800-6596m发现了重要的油气层。该井的油气层地下温度为147℃以上、压力为135Mpa,钻井使用的泥浆密度高达2.43g/cm3。该井在钻井中解决了：（1）高温、高压下,盐膏层塑性流动引起的卡钻难题;（2）压力系数为2....     

四川盆地米仓山东端-大巴山西段前缘构造建模及地震资料构造解释

以断层相关褶皱理论、构造几何学、构造运动学为指导，在分析构造样式、滑脱层系的基础上，结合地表、钻井资料建立了构造模型，进行构造精细解释，分析了构造的三维展布特征。认为：工区受力环境符合推土机模型，为递进挤压渐弱模式，构造以逆冲推覆为主；剖面上，中、下三叠统地层增厚现象是断层导致地层重复引起的，特别是三叠系嘉陵江组膏岩层是区域滑脱层，深部断层、浅部断层及其内部断层都使其地层重复增厚；以嘉四段、志留系为界，构造在纵向上可以分为上、中、下三层。     

川东南涪陵地区长兴组储层特征与形成主控因素

运用钻井岩心观察、铸体薄片观察、压汞分析等方法,结合测井、录井及地震资料,对研究区长兴组沉积相带展布与储层发育特征进行了研究。结果表明:长一期,台缘礁滩相带主要发育于涪陵兴隆场南部地区;长二期,台缘礁滩相带主要发育于兴隆场北部,台缘礁滩相和台内生屑滩相为储层发育有利的沉积相带。储层岩性主要为残余生屑白云岩、(残余海绵)细粉晶白云岩、生屑灰岩、白云质灰岩;储集空间类型以溶蚀孔隙为主,次为溶洞;储层类型为裂缝-孔隙型,属中孔-中低渗储层,综合评价为Ⅱ、Ⅲ类储层。优质储层发育受沉积相、白云石化及溶蚀作用等因素控制。图4表2参5