川东北含硫气藏试气技术进展及存在问题

分析川东北海相含酸性介质气藏在试气工程上所面临的技术难题,通过总结中石化西南油气分公司近年来在川东北含硫气井试气方面科研攻关成果和实践经验,获得了一套川东北含硫气田试气技术成果。川东北海相气藏具有超深高温高压及含H2S、CO2的特征,针对高温、高压、含酸性介质及埋藏深的特点,开展含硫气井安全控制、含硫深井超深井试气管柱、高压含硫气井封堵等技术研究与应用,取得较好效果。同时,提出目前川东北含硫气井存在的工程技术难点和下步发展方向。     

APR测试管柱常见问题及技术对策

川东北地区气藏埋藏深,且具有高温、高压、高含硫的特点,测试难度很大。针对川东北地区深层含硫气井APR测试过程中出现的各种复杂情况进行分析,找出APR测试过程中的存在的问题,如工具失效、管柱结构设计、管柱变形等,并针对性的从优化工具组合、管柱结构合理设计等方面来尽量减小APR测试过程中的危害因素,避免出现井下复杂情况,以期达到安全、快速、准确的对川东北地区高温、高压、高含硫的超深井进行测试评价。     

高含硫气藏水平井测试工艺应用实践

川东北高含硫气藏水平井,具有埋藏深、储层压力高、腐蚀分压高、地层易漏失等特点,储层测试评价存在下漏上喷、卡埋管柱等风险。针对川东北高含硫气藏完井测试施工特点,深入开展测试工艺及工具优选、管柱结构优化设计,并对替浆、放喷油嘴控制及压井等主要工序的施工工艺参数研究,形成了高含硫气藏水平井测试工艺技术体系,并在河嘉203H井获得成功应用。     

川东北高压高产气井完井测试工艺优化研究

针对川东北高压高产气井测试面临的问题,以整个测试作业安全、高效完成为出发点,对川东北高压高产气井测试工艺优化技术开展深入研究,研究内容包括测试方式、井口装置、地面流程设备、测试管柱的选型和优化,形成了一套适合川东北高压高产气井安全、优快、经济的完井测试配套技术.研究成果在川东北高压高产气并测试作业中的推广应用结果表明:测试成功率从77％提高到100％,有效提高了高压高产地层测试工程的设计和施工的科学性和准确性,为川东北地区三高气井测试作业的安全、高效提供了技术保障.     

旋转导向钻井技术在HJ203H井的应用

HJ203H井是中国石化西南油气分公司在川东北地区部署的第一口水平井.川东北地区地层存在地层倾角大、地层压力高、可钻性差、易井漏、硫化氢含量高等特点,钻井施工难度较大.介绍了旋转导向钻井技术及其在HJ203H井的现场应用.旋转导向技术在该井的成功应用,为钻转导向技术在该区块的进一步推广奠定了良好的基础;同时,为在该区块进行高难度、大位移水平井施工提供一条技术思路,为川东北地区超深气藏的开发提供借鉴.应用钻转导向技术钻出的井眼轨迹圆滑,增加了水平段的延伸能力,提高了水平井的单井产量,旋转导向技术在该井的成功应用创造了良好的经济效益和社会效益.     

油层套管保护技术在元坝投产气井中的应用

元坝气田是迄今为止国内埋藏最深的海相酸性气田,井型主要采用超深水平井和大斜度定向井。在投产测试前期,扫塞、通井、刮管等井筒作业极易磨损油层套管,为后续投产作业带来严重安全隐患。通过对钻具材质规格的优选,非旋转套管保护器的使用,泥浆体系的低磨阻优化,形成了针对元坝高含硫超深投产气井的油层套管保护技术。该技术的实施对油层套保护效果显著,为该区块高含硫化氢海相井的安全投产提供了又一技术保障措施。     

川西须二含CO2气藏油井管选择与防腐技术

针对川西深层须二气藏高温、高压、含CO2腐蚀介质等问题,通过勘探阶段的经验教训,分析认为:含水量、温度、CO2分压、Cl-含量、腐蚀产物膜等是川西须二气藏腐蚀的影响因素;针对气井不同产能选择不同的材质及防腐技术,并采取措施有效防止了酸化过程中的腐蚀问题,保证了气井生产管柱的完整性。实践证明:油井管材质的选择与防腐技术的应用,有效地解决了目前川西须二气藏的腐蚀问题,以及气藏材质选择与防腐技术中安全性和经济性的矛盾。     

嘉陵江组巨厚膏盐层封固技术

川东北地区海相嘉陵江组地层具有埋藏深、普遍存有大段膏盐层等特点,并且含高压水层和气层或气水同层,在钻井过程中发生缩卡事故、井壁失稳垮塌,甚至出现盐岩的塑性流动、挤毁套管等复杂情况,给钻井和固井施工带来了严重的难题。在分析巨厚盐膏层的特点和对固井工程产生的危害的基础上,着重论述盐膏层固井的工艺难点和措施,通过使用优良的盐水水泥浆体系、合理的井身结构和高抗挤毁厚壁套管等措施,满足了川东北地区固井规范技术要求,取得了良好的现场应用效果。     

川东北含硫气井测试流程中的水合物预测及防治

川东北含硫气藏勘探开发过程中,测试过程中水合物形成预测与防治的问题是目前急需解决的问题;通过与现场实践相结合的研究方法,采用容易计算机编程且可靠性较高的分子热力学模型法进行计算分析,分析得到了压力、组分等对水合物温度的影响关系,尤其是硫化氢的存在对天然气水合物形成的影响,为含硫气藏水合物的防治提供了借鉴;结合河坝1井的实际情况进行了水套炉型号的优选。实践证明利用此方法预测的水合物生成温度及预防方法准确、可靠。     

川西大尺寸套管长封固段固井技术

西南石油局,通过近40年的勘探开发,发现了川西的新场、孝泉、合兴场气田,该气田是由浅层高压蓬莱镇组气藏、中深层高压、超高压沙溪庙组气藏和深层高压须家河气藏组成,是中国五大气田之一.由于地质构造复杂,气藏以致密或超致密介屑砂岩为载体,以不规则的微裂缝为运移通道.川西地区深井的技术套管下深超过3000m,由于气井固井要求水泥浆返至地面,造成采用单级注水泥施工的水泥浆用量大,要封固高压、超高压蓬莱镇和沙溪庙组气藏,固井质量很难保证.通过对近几年深井技术套管固井质量的分析,总结出其固井难点,提出提高固井质量的技术方法.     

掘进突水并伴随高浓度H_2S及CH_4气体涌出灾害治理

煤矿巷道掘进在施工探水钻孔时突遇高浓度硫化氢和瓦斯随水强烈喷出,施工被迫停止并临时封闭迎头。经分析,硫化氢和瓦斯系川东田雷口坡气藏组中的天然气[1],经裂隙和须家河砂岩含水层导通而发生灾害。通过长抽长压通风、隔离排水及3%~5%碳酸钠溶液水幕喷雾等综合治理措施,硫化氢浓度成功降低到6×10-6以下的安全标准,同时运用全断面帷幕注浆,巷道掘进顺利通过400 m的含硫化氢和瓦斯的含水层,为类似灾害治理提供了可借鉴的经验。     

川东北地区超深井钻井液技术初探

河坝1井是2000年中石化南方勘探公司在川东北地区通南巴构造部署的一口超深探井,设计井深6100m,钻井液密度2.12g/cm3,实际完钻井深6130m,钻井液密度高达2.39g/cm3.本井并身结构复杂,大井眼施工周期长,陆相地层泥页岩垮塌掉块严重;海相地层盐膏层易污染钻井液;全井发生多次井漏;超高密度钻井液流变性难调整、酸性气体污染钻井液严重等特点.分析了川东北地区通南巴构造复杂地层的特点及钻井液技术难点,介绍了钻井液施工技术.该钻井液技术的实施为顺利完井奠定了坚实的基础,为今后在该地区施工同类型的井提供了钻井液参考依据,同时也提出了在该地区施工中钻井液技术需解决的问题.     

顺南区块目的层安全钻井技术

顺南区块以奥陶系为主要目的层,岩性为海相碳酸盐岩,溶蚀孔、缝、洞发育,区块高含硫化氢,地层温度高、压力高、气层安全密度窗口窄、易发生井涌和井漏,溢流监测难度大。为解决问题,该区块采用了高温气层固井施工工艺、高压气井溢流监测、精细控压钻井技术等新工艺及新技术。应用情况表明系列新技术可以解决该区块目的层施工中存在的问题,对今后该区块勘探开发有较好的指导意义。     

排液采气技术在中原油田的应用

稳产和提高采收率,这是气田开发工作者不断追求的目标,除了对气藏工程、气井及气藏动态的深入研究分析和正确认识外,采气工艺技术是一项必不可少的手段.中原油田由于气藏类型多,气井存在的问题也复杂,这就对采气工艺的适应性提出了更高的要求.通过对中原油田气田开发动态特征及气井存在的主要问题的分析,论述了排液采气技术在中原油田的具体应用情况,并提出了一些建议.     

海上凝析气田生产管柱优化设计

渤海某凝析气田为近年发现的大气田,具有超深井、超高温、高含硫化氢和二氧化碳等特点,面临着储层埋深深、高温、高腐蚀、注采转换以及投产时间紧等一系列困难。在国内外、海上陆地气井管柱结构的基础上,对油管和井下工具进行了优选,综合分析圈闭压力、回接尾管防腐材质情况、管柱伸缩等确定了生产封隔器下深于回接点以下,并通过油管加扶正器的方法解决生产封隔器以上管柱的螺旋屈曲问题。成功设计了一套适合海上凝析气田的生产管柱,为后期海上凝析气田管柱设计提供借鉴和参考意见。     

迪北致密气藏大位移钻完井研究与实践

塔里木盆地库车北部构造带迪北气藏，受目的层致密、构造复杂及强非均质性等因素影响，虽已发现二十余年，试验了目的层氮气钻井、油基钻井液钻井、定向钻井及完井规模改造等提产技术措施，已钻数十口井的单井产量差异极大，至今仍未建成规模油气资源产能。针对迪北气藏目的层致密及强非均质性、侏罗系发育大段含煤地层的钻探难点，对比已钻井在目的层采用氮气或液基钻井液的产能情况及工艺优缺点，分析已钻井产能差异原因，提出在区域开展大位移近水平井钻完井提产试验的方案并上钻DT2井。实钻表明，迪北气藏侏罗系阳霞组含煤地层具备定向条件，含煤地层段没有因采用定向钻井较大程度影响井壁稳定及其它钻完节作业环节；迪北致密气藏目的层大位移井虽在工具及工艺、优质储层随钻导向等方面仍存在部分问题，但为突破该气藏数十年的制约“瓶颈”提供了一条新的途径。     

顺北1-4H井超深小井眼短半径水平井钻井技术

顺北油田位于塔里木盆地中西部,为奥陶系碳酸盐岩裂缝-洞穴型油藏,平均埋深超过7300m,具有超深、超高压、超高温的特点。顺北1-4H井完钻井深8049.50m,为顺北油田典型的超深小井眼短半径水平井。超深小井眼短半径水平井施工存在工具失效概率高、钻具安全系数低、轨迹控制难等系列问题。结合顺北1-4H井施工情况详细阐述了井眼轨迹设计及优化、钻井工具校核及优选、关键钻井液技术,对超深小井眼短半径水平井钻井作业具有较高借鉴意义。     

顺北区块超深120mm小井眼定向技术难点及对策

分析顺北井区5口定向水平井施工过程,存在超深井高温难题,120mm小井眼定向井造斜轨迹、工具选用、钻井液性能的难点。对比了不同厂家螺杆和定向仪器在现场的应用效果,结合相关理论,优化钻井参数,形成了超深水平井轨迹控制技术,总结了超深水平井钻井液技术方案。顺北1-4H井完钻斜深8049.5m,顺北1-5H完钻垂深7576m,创国内定向井斜深和垂深记录,安全、高效完成了施工任务,为同类型的定向井施工提供了较好的施工经验。     

应用油气藏规模序列法预测四川盆地的天然气资源

本文应用油气藏规模序列法对四川盆地终极天然气资源量进行预测。结果显示,四川盆地天然气存在236个气藏,总天然气资源量期望值为57718×108 m3;待发现气藏110个,待发现气藏地质资源量40392×108 m3,占总天然气资源量69.98%。其中,1000×108 m3以上待发现气藏17个,500～1000×108 m3待发现气藏13个,100～500×108 m3待发现气藏15个。待发现天然气资源主要分布与以下重点勘探领域:环开江-梁平陆棚区二三叠系礁滩储层和川西陆相须家河组深层超深层领域;川东北、川中等地区以须家河组为重点的中浅层领域;龙门山和米苍-大巴山山前带领域;川东、川南和川北地区嘉陵江组鲕滩领域及震旦系灯影组顶面、中上奥陶统、中石炭统顶面、二叠系阳新统顶面和雷口坡组顶面五套大型不整合领域。     

低压低产气井气举排液跟踪评价与优化——以塔中Ⅰ号气田为例

塔里木盆地的塔中I号气田,其主力区块为高-特高含凝析油的碳酸盐岩凝析气藏。该气藏具有地层压力下降快、产液量低的特点。跟踪分析了气举排液采气技术在该气藏应用的3个发展阶段:低顶部阀布阀气举技术、油管穿孔气举技术和深顶部阀布阀气举技术,并总结了取得的经验和成功做法。