高温高压气井完井管柱设计方法

针对莺琼盆地高温高压地质环境对完井管柱选材、套管柱适用性设计等方面带来的一系列的技术问题,开展了高温高压气井完井管柱选材及基于服役寿命的套管柱适用性设计研究。在常规气井基础上,考虑了高温下材料强度降低的补偿设计,拉力余量法的套管柱设计,腐蚀缺陷套管剩余强度设计和环空带压对生产套管强度的影响,并结合目标井进行了实例分析。     

巴喀致密砂岩气藏气井完井管柱设计与应用

致密砂岩气藏作为一种非常规气藏,储层具有岩性致密、低孔低渗、自然产能低等特征,如何有效开发这类气藏,是石油工程人员普遍关注的问题。本文以吐哈盆地台北凹陷柯柯亚构造带巴喀油田下侏罗统三工河及八道湾组致密砂岩气藏的开发为例,研究设计了具有气举排液、测试、生产为一体的完井管柱,对气藏的高效开发具有重要的研究意义。     

气井完井参数对裂缝性火山岩气藏产能的影响

火山岩气藏开发有其特殊性。完井是影响气井产能的关键因素,完井参数对产能的影响与油井不同。根据气井渗流规律,三种主要完井方式下不同完井参数对火山岩气藏气井产能的影响规律各异,气井产能受到各种原因综合影响。     

元坝超深高含硫气藏水平井完井管柱优化(40)

元坝气田的作业工况和井下条件复杂,投产风险大,气田主体开发采用水平井和大斜度井衬管完井方式,管柱设计难度加大.综合分析气田实际生产现况,进行油管组合和完井管柱的优化设计、材质优选及完井工具优选,设计采用Φ88.9 mm+ Φ73 mm组合油管、国产4c+ 4d类完并管材及718 +725材质的完井工具,以满足元坝气田的抗腐蚀性能和降本增效的要求.     

莺歌海盆地莺歌海组二段泥岩盖层封闭性综合评价

通过实测莺歌海盆地莺歌海组二段泥岩盖层的排替压力,建立了盖层排替压力与声波时差的线性关系,进而提出了利用声波时差及地震速度资料求取排替压力的方法。接着,利用测井声波时差和地震速度资料,按等效深度法确定莺歌海组二段下部泥岩盖层的超压分布。综合考虑盖层累计厚度、排替压力、剩余压力、气藏内部压力、断裂对盖层破坏程度和天然气本身性质(比如流动黏度),提出了盖层封闭能力综合评价指数,并据此对莺歌海组二段泥岩盖层综合封闭能力进行评价。结果表明:莺歌海组二段泥岩盖层封闭能力强的地区分布在乐东区大部、临高区南部及东方区东部到一号断裂之间的地区,一号断裂南段、东方区东部和北部地区则为盖层封闭能力较强的地区,研究区边部由于地层上倾出露地表,盖层封闭能力逐渐减弱。莺歌海组二段泥岩盖层封闭能力中等及以上地区可作为天然气的有效盖层;由现有气藏分布可知,莺歌海组二段泥岩盖层封盖能力良好,中深层的天然气保存条件优越。     

消除厚度调谐影响的高阻抗储层孔隙度预测方法 ——以莺歌海盆地乐东10区为例

莺歌海盆地乐东区深层主要发育高阻抗储层,在地震资料上储层顶面表现出明显的波峰型亮点特征。随着储层孔隙度增大,储层阻抗逐渐降低,地震波峰逐渐减弱,这一特征与地层减薄引起的变化规律一致。受资料频带限制,在利用常规波阻抗反演进行孔隙度预测时,薄层位置阻抗反演结果不能反映其调谐真实的阻抗值,储层孔隙度预测精度不高。针对这一问题,在区域岩石物理分析的基础上,提出消除厚度调谐影响的高阻抗储层孔隙度预测新方法。实际应用表明,新方法能有效去除厚度干扰,孔隙度预测准确率明显提高,利用新方法预测的储层孔隙度展布特征更加符合沉积规律。     

海洋高温高压气井固井防气窜水泥浆研究

性能优良的水泥浆是保证固井质量的关键因素,水泥环空气体窜槽对油气田开发将造成非常严重的后果,一旦气窜发生,即使花费大量的人物力进行挤水泥,也难于修复到未气窜的封固状态,因此,优选有效的防气窜添加剂,研制性能良好的防窜水泥浆就显得十分重要。中根据海洋高温高压气井的特点,提出了一套综合适用于高温高压固井的防气窜水泥浆设计的方法。设计出了密度2.40g/cm^3,适合循环温度为125℃和163℃的海洋高温高压气井固井的高密防窜水泥浆体系。     

高温高压高产超深凝析气井地面工艺流程系统

柯深101井是一口高温、高压、高产、超深凝析气井,井深6850m,地层温度148.9℃,地层压力高达121.14MPa,最高日产气213619m3/d,油126.75 t/d.地面工艺流程系统涉及多门学科,技术难度大.针对其异常高温高压含蜡特点,提出了"一用一备"的地面流程方式,实行远程控制,数据采集与生产管理.解决了流程复杂的问题,降低了管理风险和难度.实践证明:该井地面工艺流程是安全可靠和可行的.对超深、超高压油气井的勘探开发具有重要意义.     

莺歌海盆地超高温高压探井作业模式探索

南海莺歌海盆地超高温高压探井压力窗口极窄,作业风险高,易出现井漏、溢流、井涌、卡钻等问题。在盆地B区,勘探三号半潜式钻井平台自2017年以来先后成功实施了9口超高温高压井。介绍了他们由高温高压井向超高温高压井跨越之后,探索形成的适用于超高温高压井目的层段的技术与作业模式,对海上超高温高压井作业具有一定的借鉴意义。     

巴什托高压低渗油藏完井工艺研究及应用

巴什托石炭系巴楚组油藏油层中部压力系数为1.97,属超高压地层。其渗透率分布范围为(0.01～1000)×10-3μm2,峰值区间为(1～10)×10-3μm2,平均值12.89×10-3μm2,为低渗油藏。在低渗透率条件下,射孔能量释放空间小,射孔压力不能够得到快速扩散,管柱震动大,封隔器易失封。通过对BK9井射孔工艺及完井管柱进行优化,确保了试油一次成功,为同类高压低渗油藏的完井工艺提供了技术依据。     

莺歌海盆地中新统黄流组一段重力流沉积特征

为揭示莺歌海盆地中新统黄一段的有利储集相,运用沉积学及层序地层学的理论和方法,基于岩心、钻测井、分析化验及三维地震资料对区内重力流沉积特征、演化规律及主控因素开展了综合分析,认为重力流沉积影响因素主要为地形、相对海平面升降、物源及构造运动等,重力流沉积可进一步识别出水道、朵叶、堤岸/溢流及泥质沉积单元.结果表明:黄一段可划分为3个三级层序(SQ1-SQ3),自下而上总体呈相对海平面上升的退积特征;各层序具明显的"二分"特征,下部发育水道、堤岸/溢流及朵叶,上部多发育泥质沉积;水道以砂岩为主,堤岸/溢流为细砂-粉砂岩,朵叶为砂泥互层;陆架区重力流的发育主要受地形控制;此外,相对海平面升降、物源及构造运动等因素也起着重要作用;海底扇中扇分支水道和朵叶为有利的储集相,复合水道及堤岸/溢流沉积为潜在的储集类型.     

川西气田气井管柱选材研究

川西须家河组气藏气井管柱存在严重的腐蚀问题,通过室内模拟试验和现场试验及腐蚀软件分析,研究了气井的腐蚀机理,气井腐蚀主要以CO2腐蚀为主。研究表明13Cr材质管柱在川西须家河组气藏生产条件下具有良好的防腐效果。     

莺歌海盆地海口A区储层特征与天然气低丰度影响因素

针对莺歌海盆地海口A区虽然具有较为良好的油气成藏条件,但预探结果显示为低丰度气藏的问题,采用储层孔渗实验、扫描电镜镜下观察、黏土矿物质量分数测定和储层孔隙度恢复等方法,分析海口A区储层特征,结合埋藏史分析成岩演化特征,根据天然气成藏条件分析天然气低丰度影响因素.结果表明:海口A区三亚组储层主要为分选差、磨圆差的粉砂岩,具有中低孔、低渗特点,现今处于中成岩B期,孔隙以粒间溶蚀孔、铸模孔和粒内溶蚀孔为主;储层在黄流组沉积末期已致密,后因酸性水进入,孔隙度增加;储层天然气主要来源于三亚组,充注期为2Ma左右,成藏期储层致密是导致该区天然气低丰度的主要原因.该结论为在莺歌海盆地寻找优质储层、改善开发效果提供参考.     

高温高压油藏丢手分层卡堵水工艺管柱的研究及应用

介绍一种卡堵水技术,主要针对深井、高温、高压的油井特点,通过采取丢手堵水方式、胶筒保护、优选耐高温高压材料等措施,有效的延长了封隔器封堵寿命,减少了换封作业次数,提高了封堵成功率,大幅度减少了堵水作业工作量。通过13口井的现场试验表明,该机械丢手封堵工艺管柱能够满足深井、高温、高压油井的封堵需要。     

莺歌海凹陷梅山组海底扇的沉积特征及控制因素

莺歌海盆地的莺歌海凹陷是富生烃凹陷,在其东方区黄流组海底扇的勘探已发现大气田,应进一步往深层探索梅山组海底扇.基于东方区的钻井资料和三维地震资料,以经典层序地层学为指导,分析东方区梅山组海底扇的物源特征、外部形态特征、内部期次划分、控制因素及勘探潜力.综合考虑坡折带、区域海平面变化及充足的物源供应等因素对海底扇的控制,...     

三高气井管柱损伤研究现状

目前国内"高温、高压、高产"气井主要存在油套管强度降低、油管损坏、油管冲蚀等一系列安全问题。三高井内各种杆管柱处于复杂变形和运动状态,外载荷成为影响其力学行为的主要因素之一。国内外关于管柱力学、动力学、冲蚀等方面的研究成果卓著,但在解释油管柱的瞬态动力学、油管柱疲劳等方面仍显不足。在管柱力学分析的基础上进行冲蚀分析和振动分析应该是三高气井管柱损伤理论的研究趋势。     

高温高压气井测试中合理生产压差的确定方法

高温高压气井测试中合理生产压差的确定需要综合考虑使气流能够在井筒中携液、返排侵入地层中的泥浆固相颗粒、避免井壁出砂、满足测试工具性能要求等;地层不出砂压差计算还涉及到井壁岩石的强度计算、气流流速计算等。综合这些计算结果所确定的生产压差可以确保测试过程的安全及测试结果的可靠性。     

随钻测压技术在高温高压大斜度气井中的应用

在高温高压大斜度及水平井中快速得到地层压力和流度,以便于及时决策评价储层一直困扰着人们。一般电缆地层测试由于井斜太大难以实现,DST测试成本太高而且时间又太长,难以发挥最优化的经济效益。随钻测压技术的出现为这种情况提供了可能。本文提出了一个案例研究,既在中国南海一口井斜54度,井温高达160℃的高温井中,用随钻地层测压工具（FPWD）获取了地层压力和流度,为现场及时决策及储层评价提供了依据。     

莺琼盆地某高温高压气田井壁稳定性技术研究

莺琼盆地某气田为典型的高温高压气田,地质构造复杂,面临严重的井壁失稳。基于岩石力学开展了钻前井壁失稳风险预测及ECD影响因素敏感性分析。A井钻前压力预测显示81/2″及57/8″井段压力窗口极窄,仅为0.40 g/cm~3左右。ECD影响因素敏感性分析结果显示,泵排量及动切力均对ECD影响明显,塑性黏度对ECD影响很小。为避免井漏,应保证81/2″、57/8″井段泵排量分别低于2.40、1.54 m~3/min,钻井液动切力分别低于22、15 Pa。