超深高破压碳酸盐岩储层深度酸压改造技术研究与应用

针对塔河油田外围奥陶系碳酸盐岩油藏"超深、高温、高破裂压力"的特点,研究形成了"压前预处理、管柱结构优化、工作液体系优选、优化施工泵序"等酸压改造主体工艺,经现场应用,取得了良好的效果,初步解决了超深井、高破压酸盐岩储层深度酸压改造的难题。     

塔河油田外围超深碳酸盐岩储层深度酸压改造技术研究与应用

根据塔河油田外围碳酸盐岩储层超深、高温和高压的特点,针对塔河油田油井完井后大多无自然产能、需要通过深度酸压改造技术建产的实际情况,研发了深度酸压改造技术并在油田现场取得了较好的增油效果。该技术解决了塔河油田外围区块超深井碳酸盐岩储层深度酸压改造的难题。     

深度酸压改造技术在塔河油田有效应用

针对塔河油田十二区、托甫台、于奇地区储层埋藏深超深、破裂压力高的特点,西北分公司科研人员今年在压前预处理、加重压裂液、施工管柱优配、工艺参数优化等方面进行了深化研究,初步形成了超深、高破裂压力碳酸盐岩储层深度酸压改造技术。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏深度改造技术研究与应用

针对塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏埋藏深、地层破裂压力高、主体区块部分井裂缝发育、酸液滤失量大、人工裂缝延伸距离短及难以实现深度改造的技术难题,开展了攻关研究和现场实践。通过酸化预处理、压裂前射孔、优化管柱结构、酸压工作液加重等技术,可有效降低施工压力20～30MPa,针对缝洞型油藏不同储层类型形成了相应的深度酸压工艺;将单一储层改造工艺有机结合,形成了清洁转向酸与常规酸复合、冻胶酸携砂压裂等复合酸压工艺;针对碳酸盐岩储层加砂压裂难点,通过小型压裂测试、前置液段塞工艺、注砂程序优化等手段成功实现了对该类储层的加砂压裂改造,TK241井一次性加砂量为82.7t,支撑剂质量浓度最高达630kg/m3;2005年9月至2010年6月,现场试验并推广应用56井次,累积增产原油量达64.068×104t。     

高含硫气层酸压改造技术及其应用

元坝地区的气藏埋藏深,温度高,且含酸性腐蚀气体。针对元坝区块储层酸压改造技术难点,进行了大量室内实验研究以及现场试验,形成了“胶凝酸＋闭合酸压”、“震荡酸压”、“超正压射孔酸压测试联作”、“酸压测试管柱结构优化及施工参数科学设计”、“加重酸压”以及复合助排等工艺技术。在元坝区块进行了现场试验,取得了增产68．9倍的良好经济效果,实现了对高温、高含硫储层酸压改造的重大突破。     

顺北油气田超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术

顺北油气田碳酸盐岩储层具有超深、高温和高破裂压力等特点,酸压改造时存在酸蚀裂缝短、导流能力递减快等问题,为此,提出了应用深穿透酸压技术对超深碳酸盐岩储层进行改造的技术思路,并进行了技术攻关研究。合成了酸用稠化剂、高温缓蚀剂,研制了抗高温清洁酸,并进行了酸液非均匀刻蚀导流能力试验,分析了在闭合应力为20～90 MPa时仅注入清洁酸、仅注入胶凝酸和先注入清洁酸再注入胶凝酸3种注酸方式下裂缝的导流能力;同时,研究了酸液非均匀驱替流动机理,优化了非均匀刻蚀酸压工艺参数。研究发现,采用“清洁酸+胶凝酸”组合注入模式,不仅酸蚀裂缝导流能力有较大幅度提高,有效缝长也增加近1倍。超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术在顺北油气田进行了5井次现场试验,酸压施工成功率及有效率均达到100%,酸压后平均日产油107.7 m3,平均酸蚀缝长133.20 m,取得了明显的储层改造效果。研究认为,顺北油气田超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术可极大改善超深碳酸盐岩酸压效果,可为国内类似储层的酸压改造提供借鉴。      

裂缝监测技术在塔河油田的应用

塔里木盆地塔河油田奥陶系油藏80%以上的井直接完井后无自然产能或自然产能低,需要通过酸压改造沟通缝洞储集体后才能建产。但塔河油田储集体分布非均质性极强,且分布方向与地应力方向并不完全一致。酸压设计规模主要参考地震资料预测储集体离井筒的距离,通过地面检波器接收地层破裂时的微地震波信号来监测酸压裂缝方向、酸压裂缝长度、裂缝产状,改造地层现今主应力方向,为酸压改造效果评价,进一步优化酸压设计提供依据。现场实践证明,塔河油田酸压裂缝监测技术基本克服了井深的不利条件,成功监测了超深井大型酸化压裂时裂缝走向、裂缝长度及产状,基本满足了超深井储层改造监测要求。     

元坝区块高破裂压力深层低腐蚀性加重酸应用研究

加重酸化是国内外针对深井、超深井高破裂储层改造一种有效预处理措施,但由于加重酸液腐蚀性强,远超过使用安全的要求限制了其推广应用.针对元坝区块部分异常高破裂压力深层采用现有的装备和常规工艺难以实施改造作业的现状,通过酸液类型优选、酸浓度优化,缓蚀机理分析和加重剂、缓蚀剂等优选和配方优化,分别优选出了适合于该区块砂岩和碳酸盐岩高破裂深层低腐蚀性加重酸液体系,并在现场应用取得明显效果.     

塔里木盆地塔中地区奥陶系超埋深碳酸盐岩凝析气田水平井储层分段酸压改造应用实践及认识

水平井裸眼分段酸压工艺是实现塔中超埋深、高温高压碳酸盐岩凝析气田规模、高效开发的主要技术手段。经过几年来的探索与实践,塔里木盆地塔中Ⅰ号气田形成了一套针对不同储层类型、较好适应塔中超埋深碳酸盐岩储层高温、高压、高含硫特点的长裸眼水平井分段酸压改造综合配套技术。现场应用取得较好效果。介绍了国产全通径裸眼分段完井工具的结构、性能、工作原理、技术特点,改造前综合研究—精细分段设计技术、国产全通径管柱长裸眼水平井分段技术、超埋深碳酸盐岩储层酸压改造液体技术、超埋深碳酸盐岩储层酸压改造工艺等水平井裸眼分段酸压改造综合配套技术的应用实践和取得的效果。     

喷砂射孔降破技术在超深海相碳酸盐岩的应用

川西气田雷口坡组海相碳酸盐岩储层具有超深、低渗、高应力等特征,面临异常高破裂压力、储层压开难度大、常规降破措施效果差的难题。针对以上难题,开展了高温高围压射孔打靶试验,明确了射孔孔眼穿深不足是降破效果有限的重要原因;引入喷砂射孔降破技术,通过工艺优化,优选20/40目石英砂为磨料,确定了喷砂参数(喷砂质量浓度100 kg/m3、喷嘴直径5 mm、喷射排量1.8～2.0 m3/min、喷砂时间25～50 min),采用了基液、冻胶、清水液体组合携砂。现场试验表明,常规降破措施无法压开的井,在喷砂射孔后,成功实现了酸压改造。喷砂射孔降破技术具有显著的降破效果,可为同类超深、高破裂压力储层改造提供借鉴。     

苏里格53区块水平井综合提速技术

苏里格气田53区块属于低压、低渗区块,油藏埋藏深、油层薄、单井产量低,利用水平井开发技术是提高该区块单井产能及采收率的有效方法.长城钻探工程有限公司在该区块的钻井过程中,通过实施井深结构的优化,钻井液体系优化,钻井参数的优选与优配,钻具组合的合理选择,钻头型号优选的一系列综合提速技术措施,在水平井优快钻井方面取得了显著...     

锦150块低渗油藏精细注水技术研究与实践

锦150块中生界油层属于典型的低渗油藏,由于投产初期采用天然能量开采,导致地层压力下降快,产量递减幅度较大。为提高区块开发效果,对区块注水开发的可行性进行了研究,并对储层进行了系统评价,确定在该块实施精细注水技术。通过实施油层全程保护、防膨、优选水源、控制注水强度、完善高压注水系统等精细注水工艺技术,使得区块开发方式更加合理,综合开发效果明显改善,同时提高了区块储层的动用程度和最终采收率。     

缅甸D区块Y-1井高压防气窜固井技术

Y-1井是缅甸D区块最深的一口探井,固井时存在高压油气层、地层漏失与垮塌严重、压力窗口窄等难题,可借鉴的邻井资料有限。为确保达到良好的固井质量,通过颗粒级配和优选添加剂等措施筛选出具有良好沉降稳定性的高密度防气窜水泥浆体系,并通过停机试验等方法全面评价了水泥浆性能,确保其能够适应井下各种工况条件。现场作业中,采取先导钻井液技术提高顶替效率,采取井口压力控制以防止漏失的发生,采用封隔式悬挂器、井口憋回压等措施增强防气窜效果。该井现场施工顺利,测井结果显示固井质量良好,达到测试等后期完井作业要求。Y-1井固井作业的成功,为该区块的油气勘探工作打下良好基础。     

海上高温高压天然气水平井临时隔离储层悬空水泥塞技术

南海西部高温高压水平井采取悬空水泥塞临时隔离高温高压储层。水泥塞质量要求高,处于大井斜高温高压井段,水泥塞底部距小井眼储层水平段斜深仅150 m、垂深仅40 m左右。注水泥塞作业对井底的波动压力大,水泥浆防窜和防漏矛盾突出。在高密度油基钻井液环境下注水泥塞,泥饼清洗困难,影响胶结质量。水泥浆用量少,易混浆和被钻井液污染。因此,通过提前转化钻井液、优化注水泥塞管柱结构、提高水泥塞支撑能力、优化前置液、水泥浆和水泥浆附加量、提高顶替效率工艺、优化替浆量精确设计及计量工艺、创新水泥塞管柱内壁清洁新工艺等方面的研究,形成海上高温高压天然气水平井储层临时封井悬空水泥塞技术。该技术在中国南海西部海域莺琼盆地7口高温高压水平开发井中应用,一次注水泥塞成功率为100%,为高温高压大斜度井段、高密度油基钻井液环境以及小井眼复杂工况下悬空水泥塞质量的提升提供了技术参考。     

缅甸D区块井壁稳定性周期浅析

缅甸D区块属于山前高陡构造,地质情况极为复杂。在已完钻井中遇到了严重漏失、井壁坍塌、地层高压且钻遇多套压力系统等问题,给钻井作业带来了很大的挑战。文章结合已钻井的具体情况,对采集到的岩屑、岩心进行了室内实验分析,并利用岩石力学相关理论,对泥页岩吸水量随时间变化以及岩石强度在钻井液浸泡下的变化规律进行了分析,建立了渗流压力和附加应力场模型,得出了井壁稳定性周期的估算值,为今后该地区钻井作业过程中优化钻井设计和安全钻井提供了理论依据。     

工程地质因素对钻井提速的影响

川西新场构造须家河组气藏埋藏深、高温、高压,岩石致密,工程地质特征复杂,平均机械钻速低,钻井复杂情况多,钻井工程难度大。通过岩石力学性质、储层敏感性、地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力等研究,认为影响钻井提速的主要工程地质因素包括：地层岩性复杂,砂泥岩频繁互层;主力产层埋藏深,岩石致密,岩石强度大,硬度大,塑性大,可钻性差,导致机械钻速低;异常高压,纵向多压力系统,安全钻井液密度窗口狭窄,井壁稳定性差,常规井身结构难以解决,储层敏感性强。通过优选钻井工艺、新型井身结构、高效钻头、新型钻井液等对策,提高了机械钻速,并对同类气藏高效钻井具有一定的借鉴意义。     

��ԭ�����Ķ���ѹ��������ֱ�������꾮ʵ��

中原油田文东地区属于典型的盐间高压油气藏，油气层埋藏深，上部大直径井眼井段长。因而，如何提高大井眼钻井速度，是文东高压油气井钻井的重要课题。经过大量的实践，提出了解决这一问题的途径。从优选喷嘴组合，喷嘴类型和水力参数，增大双喷嘴直径差，配备大功率泥浆泵，降低钻井液水眼粘度等几个方面入手，以多种途径提高泵压和钻头水马力，从而提高了水力破岩能力。同时，优选钻头类型，总结出适合文东高压油气区快速钻进的三套钻头系列，从而充分发挥了钻头的工作效率，并使用合适的钻具组合及钻井参数，在满足井身质量的前提下，大幅度地提高了钻井速度，有效地降低了钻井成本。     

永7块高油气比油藏开发配套技术

分析了永7块自喷和人工举升两个开发阶段的开发特征，针对油井脱气的情况，提出应从管柱优化，套压控制与管理．驱动方式和地层、井筒、地面的协调4个方面采取相关配套措施，通过实施注水开发和选用不同的油嘴、热洗管柱的优化、套压的优化控制、套管气的回收．有效解决了计量波动大、清防蜡、检泵周期短等问题，实现了永7块的高产稳产，提高了经济效益。     

渤南油田高温低渗油藏调剖剂的选择与应用

根据渤南油田五区沙三91-2层地层的压力、温度、渗透性等地层条件选择了调剖剂体系,选择出酸系调剖剂、铁系调剖剂和硅系调剖剂.这三体系调剖剂具有近井增注、远井调剖的双重性能,特别适合高压力指数注水井的调剖.这些调剖剂已在渤南油田五区高温低渗油藏整体调剖中得到应用,取得了良好的控水稳油效果.     

大榭石化全厂高瓦、低瓦、氢气系统管控优化攻关

大榭石化通过对高瓦、低瓦、氢气系统失衡问题及流程等全面细致的综合梳理,结合全厂高瓦、低瓦、氢气系统的实际生产运行情况,通过技术改造和装置优化调整等措施,有效解决氢气大量富余、高瓦富余制约催化裂解装置加工负荷提升、低瓦无序排放等问题,取得了较高的综合效益。在同类企业全厂综合性高瓦、低瓦、氢气系统的优化管控和回收利用工作中具有一定的推广意义。