建南气田水平井分压合采工艺技术探讨

建南飞三储层为海相碳酸盐岩气藏,属低压、低孔、低渗裂缝-孔隙气藏,不进行大规模的措施改造,无法获得工业气流;且采取措施后,单井的自然产量仍然偏低。气井的多层合采是今后建南气田开采作业的主要工作方向,JX-2井作为第一口以套管射孔方式完井的水平井,多层分压合采工艺技术在该井进行首次应用,针对不同的储层发育特点采用相适应的酸压改造工艺及入井液体系,同时应用分层压裂合层开采一体化完井管柱以保证施工的顺利进行。现场应用表明:气井分压合采工艺技术对于提高气田整体开发水平和经济效益具有重要的作用,对低压低产多层系气田开采具有一定技术借鉴或指导作用。     

Y241型封隔器分压管柱及在长庆气田的应用

介绍了一种气井分层改造合层开采管柱及工艺,该工艺按设计1次射开气井2段或3段气层,1次下入分层改造合层开采管柱,通过封隔器封隔及井下喷砂滑套的开启实现自下而上逐层改造,分层改造完成后合层排液生产。该工艺在长庆气田共应用238口井,施工成功率达99.2%。现场应用表明,该工艺具有分层改造可靠、施工简单、作业及排液速度快、储层伤害低等特点,对国内外低压、低渗、低产、多层系气田的有效开发具有借鉴作用。     

高温高压高酸性气井完井管柱优化设计

近年来,随着天然气勘探开发工作的快速推进,高温高压油气井、深井超深井、含腐蚀性介质气井越来越多,完井管柱优化设计及作业难度越来越大,安全环保的要求也越来越高。已完井投产的气井中有相当比例都存在由各方面原因引起的生产套管压力异常升高现象,具有一定的安全生产隐患,因此对该类气井开展完井管柱优化设计研究具有重要的现实意义。通过总结高温高压高酸性气井完井现场实践经验,深入探讨了封隔器管柱力学分析要点及结构设计方法;提出了高温高压高酸性气井完井管柱设计的原则--安全第一、有利于发挥气井产能、延长气井寿命、经济可行,明确了优化设计阶段需重点考虑的7项因素;形成了一套基于第四强度理论的不同工况条件下完井管柱三轴应力强度校核方法,以及高温高压高酸性气井封隔器完井管柱设计方法。该套设计方法应用于四川盆地龙岗气田某井,取得了较好的效果。     

长庆气井分层压裂合层开采工艺技术研究

长庆气田上下古多套含气层系，为了充分动用多个含气层段、提高单井产量，开展了气井分层压裂合层开采技术攻关。本文综述了长庆气井分层压裂合层开采一体化完井管柱的可行性及必要性，通过各种机械封隔工艺优化分析对比，提出了Y241可洗井封隔器分层改造合层开采一体化完井管柱（可满足三层）。经过100多口井现场应用表明，该技术分层改造可靠、施工简单、作业及排液速度快，对储层伤害低，降低了气田开发成本，对低压低产多层系气田开采具有一定技术借鉴或指导作用。     

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长庆气田储层非均质性强，气层薄而多，单层产能较低，开采难度大，降低成本是气田经济有效开发的必由之路。文章介绍了长庆气田气井多层分压合采工艺技术，提出了探井、开发评价井及开发井的分压合采工艺。现场应用表明：气井分压合采工艺技术对于开发长庆多层系气藏，提高气田整体开发水平和经济效益具有重要的作用。     

元坝气田超深酸性气藏石油工程技术实践与展望

位于四川盆地的元坝气田是我国目前已开发的埋藏最深的大型海相碳酸盐岩酸性气田,其上二叠统长兴组生物礁气藏具有超深、高含硫化氢、中低孔渗、储层厚度较薄等特征,气藏经济评价结果认为只有水平井才能降低总体开发投资进而有效开发该气藏。目前,全球开发该类超深高酸性气藏的石油工程技术实践较少,面临着超深水平井安全优快钻完井、测录井、井下作业、安全环保等一系列石油工程技术难题。为此,中石化西南石油工程有限公司以工程地质一体化为手段,基于成功开发普光气田的经验,通过针对性技术攻关和7年潜心实践,形成了超深高酸性气藏水平井钻井提速提效关键技术、超深水平井测录井关键技术、超深高酸性气藏井下作业核心技术和超深高酸性气藏安全环保技术等18项核心技术成果,在元坝气田一、二期产能建设中应用近40口井,全部建成商业气井,实现了34×108 m3净化气产能建设目标。所形成的超深酸性气藏石油工程系列技术对于国内外类似气藏的勘探开发具有借鉴作用。     

K344气井不动管柱分压合采工艺技术

针对苏里格气田"低渗、低压、低丰度"的特点,对苏里格气田苏10区块的储层地质条件分析,得出苏10区块储层具备分层压裂条件,并开发应用了K344气井不动管柱分压合采工艺技术。现场试验表明,该技术可实现一趟管柱分多层压裂施工,以及压裂后合层开采,且工艺施工方法简便、成功率高、安全可靠,在苏里格气田苏10区块现场推广应用204口井,见到了较好的应用效果。     

分层改造合层(分层)开采完井工具及其现场应用

针对川渝地区储层具有埋藏深、高温、高压、高含H2 S以及多产层的特点 ,开发出了分层改造合层 (或分层 )开采完井工具 ,形成了一套成熟的分层压裂 (酸化 )、合层 (或分层 )开采工艺技术。通过现场应用表明 ,该工具不仅分层准确、性能稳定可靠、操作简单、易于控制 ,而且可以缩短试油及完井周期 ,提高单井产量 ,减少钻井数 ,降低开发与生产成本 ,提高了气藏的采气速度和开发效益。     

致密砂岩气藏多层压裂改造多层产能测试评价研究

鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界盒8、山1层为典型的致密砂岩储层,普遍具有低孔、低渗、低压、低丰度的特征,分压合采是实现该气田气井经济有效开发的关键技术手段。对多层压裂合层开采分层产能的影响因素进行敏感性分析,建立了一套基于生产动态资料的致密砂岩气藏直井多层压裂改造效果评价方法,分析了影响产能的主控因素。采用Stehfest数值反演算法,结合气井层间压力差异以及不同生产工作制度,评价多层合采的合理性及层间倒灌产生条件,为致密砂岩气藏直井多层压裂开发科学决策提供了依据。     

疏松砂岩气田分层采气的选井原则

生产实践证明,3层或3层以上分层采气工艺技术应用于柴达木盆地涩北气田疏松砂岩气藏开发效果好,可推广应用。但如何选井一直是开发生产中亟待解决的问题,这在一定程度上限制了该项工艺技术的推广。为此,从总结涩北气田合层采气井的开发生产特征入手,分析了分层采气增产机理,在此基础上,提出了针对该气田分层采气的选井原则,即：①多层合采气井层间跨度要低于极限层间跨度;②多层合采气井层数不能多于6层;③多层合采气井层间渗透率级差不能大于4。这些选井原则对涩北气田实现分层采气高效生产具有一定现场指导意义。     

超深油气储集层改造技术进展与发展方向

通过对超深层油气储集层改造技术发展历史的系统总结,阐述了国内外超深层油气储集层改造技术的新进展.超深层缝网改造机理研究更加深入,改造液材料性能指标进一步提升,超深直井精细分层、超深大斜度井/水平井分段多簇改造技术日趋成熟.结合国内超深油气储集层的勘探开发趋势,论述了超深油气储集层改造的生产需求及技术难点,包括:①地质工...     

普光“三高”气田安全钻井技术

普光气田是我国迄今为止发现的最大的酸性整装气田,具有井深超深和高含硫、高压、高产特性,且地质环境异常复杂。为了安全、高效开发该气田,进行了持续的技术攻关。在综合考虑地质、井控、固井质量、开发寿命及钻井成本等诸多因素的基础上,优化了井身结构设计;通过研究形成了高抗挤、耐腐蚀、适用于高压气井的管材优选技术;针对超深、多套压力系统和复杂层位共存于同一裸眼段内,钻井液安全密度窗口窄,易发生喷漏同存,以及“三高”气田井控风险大的情况,高标准地配备了井控装备和防喷工具,制定和采取了一系列有针对性的井控特别管理措施;针对裸眼段长、温差大、安全密度窗口窄、间隙小、压稳与防漏矛盾突出、防气窜难度大、顶替效果差等固井难题,采用了分段压稳设计,优选了水泥浆体系,优化了浆柱结构,形成了一套适合超深“三高”气田的综合固井工艺技术。普光气田通过综合应用“三高”气田安全钻井技术,实现了安全钻井,提高了钻井速度,保证了固井质量,确保了气井长期安全生产。      

高压深井压裂液加重技术研究进展

随着世界石油工业形势的日趋严峻，各类高压、超深或致密油气藏亟待改造，由于完井装备和地面设备的限制，这些储层的压裂措施受到挑战。常规压裂液的密度较低，施工时井口压力较高，无法保证施工安全和措施效果，甚至利用目前的技术与装备根本无法进行施工作业。为了解决以上难题，提出了加重液体的思路，即通过采用盐类加重压裂液的方式使液柱压力增加，从而降低井口施工压力。目前国内外油田已开发了4种性能良好的高密度压裂液体系，密度可调且耐温范围广，降压幅度普遍在20％以上，甚至可以达到39％，现场应用取得了成功．     

超深井注水泥塞技术

近几年,超深井逐年增多,由于井下落物、井斜超标、封隔高压层等原因,超深井注水泥塞也在增加。文章分析了超深井注水泥塞存在井下高温对水泥浆性能要求高;井下高压气层使水泥塞质量不好保证;井眼小、注灰量少,易混浆;井深替浆量大,准确计量困难等技术难点。针对以上问题进行研究,并根据川东北和塔里木注超深井水泥塞的现场实践经验,从做好水泥塞设计、水泥浆化验与损害试验、现场施工控制等方面介绍了注超深井水泥塞的技术对策,以川东北超深井YB3井(井深7450m)和塔里木超深井YQ6井(井深7510m)为例介绍了注超深水泥塞施工的技术措施与实施效果,并提出了注超深井水泥塞的建议,为今后超深井注水泥塞施工提供重要的借鉴作用。     

超深裂缝性砂岩气藏增产地质工程一体化关键技术与实践

为解决超深裂缝性气藏增产难题,研究发展了以地质力学为枢纽的地质工程一体化增产关键技术体系,形成从井位优选—井型、井轨迹优化—改造方案精细设计的多维度超深储层增产工作流程.结果 表明:超深储层具有高温高压高应力条件,裂缝发育且非均质性强,增产机理异于中—浅储层,激活天然裂缝是超深裂缝性气藏改造提产的关键;地质工程一体化增...     

元坝气田超深酸性气藏完井投产关键技术

元坝气田是中石化继普光气田后在四川盆地发现的又一个千亿立方米级储量的大型气田,也是国内目前埋藏最深的海相碳酸盐岩酸性气藏。其主力储层上二叠统长兴组具有超深、高温、高含硫、富含CO_2、气水关系复杂等特征,完井作业面临的工程地质条件复杂,井型及完井方式多样,作业难度大。为此,中石化西南石油工程有限公司通过攻关研究及实践,形成了完井试气及地面控制、深度酸压改造、元坝超深小井眼井筒处理、微牙痕上扣及气密封检测、安全管控等一系列完井投产关键配套技术,攻克了气田开发过程中的管柱防腐、储层深度酸化压裂、高产测试、安全管控等世界级完井投产工程技术难题,成功应用近40口井,为该气田34×10~8 m~3天然气产能建设目标的完成提供了重要的技术支撑。     

酸性气田长井段射孔配套技术

传统电缆射孔工艺满足不了高含硫化氢和二氧化碳、气层埋藏较深、气层厚度较大的高酸性气田现场井控以及安全生产的需求;油管传输射孔由于射孔层段较长,一次性射孔的难度较大.针对上述难题,研究出一套满足高含硫气田投产安全生产的长井段射孔配套技术及辅助配套技术,经在气田30口井的现场应用,成功率100%.