塔里木盆地顺北区块裸眼防漏固井技术

塔里木盆地顺北区块地质条件复杂,储层埋藏深（大于7 500 m）,二叠系火成岩漏失严重,志留系承压能力低,上奥陶统发育辉绿岩侵入体,坍塌应力高。优化井身结构后将193.7 mm套管直下至侵入体顶,固井面临套管下入深（7 000 m）、固井漏失风险大的技术难题。通过优化浆柱结构、扶正器设计,在低密度水泥浆中加入温敏记忆堵漏材料,提高水泥浆堵漏能力,优化防漏固井工艺,井口反挤低密度水泥浆等措施,有效保障了长裸眼固井质量。顺北区块长裸眼双级固井实施5口井,固井质量均达到良好及以上。     

宝浪油田宝北区块固井技术研究与应用

宝浪油田宝北区块固井施工中存在上部井段井眼不规则而导致顶替效率低，下部井段地层高压流体比较活跃．易窜槽等技术难点，通过采取提高套管居中度、优化隔离波及冲洗液性能、应用两凝水泥浆体系等技术措施，较好地解决了该区块固井存在的问题，提高了固井质量。     

顺北鹰1井?444.5 mm长裸眼固井技术

顺北鹰1井二开采用?444.5 mm钻头钻至井深5 395.00 m中完,需下入?339.7 mm技术套管固井。固井施工存在套管悬重大、裸眼段长、二叠系火成岩易漏失层发育和超深大尺寸分级注水泥器下入难度大等技术难题,造成下套管过程中易发生阻卡和注水泥时易发生返性漏失等井下故障。因此,针对顺北鹰1井的特殊工况,通过校核载荷配套下套管工具、优化通井措施、设计套管下放速度和调整钻井液性能,确保套管顺利下入;通过设计适用于超深井的大尺寸分级注水泥器和固井施工流体排量、采用非连续式分级注水泥工艺和复合低密度防漏水泥浆,防止注水泥过程发生漏失,保证固井质量。顺北鹰1井二开固井采取上述技术措施,?339.7 mm套管顺利下至设计井深,注水泥过程中只出现轻微漏失,易漏失层位固井质量中等,实现了有效封固。顺北鹰1井?444.5 mm长裸眼段顺利封固,为顺北油气田大尺寸长裸眼固井积累了成功经验,其固井技术措施可为国内深井超深井大尺寸长裸眼固井提供借鉴。      

精细动态控压固井技术在顺南区块的应用研究

塔中顺南区块存在油气活跃、后效严重、压力窗口窄、井深、井底温度高、地层承压能力低等固井技术难点。为了解决顺南区块固井作业存在的问题,开展了精细动态控压固井技术现场实践,顺利完成了该区固井作业。该技术通过有效控制井口、井底压力,防止井漏、溢流的发生,在保证施工安全的同时提高了固井质量。目前已在顺南6井、顺南7井成功应用,效果显著。该技术对压力敏感性地层固井有推广应用前景。      

顺北油气田低压易漏层泡沫水泥浆固井技术

顺北油气田二叠系裂缝发育,地层承压能力低,固井漏失风险大。针对该问题,优选了抗高温抗盐的蛋白质发泡剂和高聚物稳泡剂,二者加量分别为2%～4%和0.4%～0.8%时,泡沫可在120℃下保持稳定;研制了密度1.10～1.30 kg/L可调的防漏泡沫水泥浆体系,其流动性好,120℃下API滤失量小于50 mL,泡沫水泥石密度差小于0.03 kg/L,密度1.10 kg/L泡沫水泥浆形成的水泥石在低温常压下养护72 h的抗压强度可达7.2 MPa,泡沫水泥浆综合性能优良;研究形成了基于井深、温度和压力的环空分段充气设计方法,充气量根据井深、水泥浆密度和注水泥浆排量实时调整,以保证环空泡沫水泥浆密度上下均匀。基于上述研究成果,形成了顺北油气田低压易漏层泡沫水泥浆固井技术,并在该油气田2口井封固存在低压易漏层的二叠系时进行了应用,泡沫水泥浆均成功返至地面,固井质量优良。该技术为顺北油气田低压易漏层安全高质量固井提供了技术途径,也可为其他区块裂缝性地层防漏固井提供了借鉴。     

塔里木盆地顺北区块超深井火成岩钻井液技术

针对塔里木盆地顺北区块火成岩地层钻进中存在的井壁失稳严重、恶性漏失风险高、长裸眼漏塌同存、摩阻高和掉块卡钻等钻井技术难点,开展了钻井液体系配方优化研究。根据包被抑制剂对钻井液性能的影响试验、不同降滤失剂作用效果试验、复合封堵剂屏蔽封堵试验和复合润滑剂配比和降摩阻试验结果,研制了强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液。室内试验表明,火成岩岩样在该钻井液中的滚动回收率和线性膨胀率分别为96.07%和1.87%,钻井液能够抗5% NaCl和2% CaSO4污染。该钻井液在顺北1-3井火成岩地层钻进中进行了现场试验,其二叠系火成岩地层平均井径扩大率仅为12.88%,复杂时效比顺北1-1H井缩短了37.9 d;二叠系火成岩井段未发生漏失;辉绿岩地层平均井径扩大率比顺北1井降低了15.7百分点。室内研究与现场试验表明,强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液技术解决了顺北区块超深井火成岩钻井技术难点,可以在该区块进行推广。      

提高塔北地区深井固井质量对策与建议

综合分析了近几年地矿部石油海洋地质系统在塔北地区固井作业中存在的主要问题，并从井身结构设计、新型低密度水泥和防气窜水泥体系的研究、水泥浆试验方法的改善、固井工具质量的保证及固井工程的组织管理等方面提出了对策与建议。     

主曲率法预测顺北区块二叠系井漏研究

在石油钻井施工过程中若钻遇岩层构造裂缝,往往会导致不同程度的钻井液漏失。由于地层裂缝发育的非均质性特点,钻井施工现场尚无有效方法对裂缝发育情况进行预判,需在钻井井漏发生以后再采取堵漏措施,不仅造成了施工成本的增加还造成了钻井周期的延长。为此,提出一种用主曲率法预测因裂缝导致井漏的方法,将岩层视为一个几何实体,采用趋势面方法建立区域岩层构造模型,运用微分几何中的主曲率法来刻画岩层弯曲变形程度,以实钻井情况作为约束条件确定井漏的主曲率范围,从而以主曲率场的分布特征来指示构造裂缝发育区带,达到预测井漏的目的。该方法在西北油田顺北区块钻井现场进行了应用,结果表明主曲率法能有效预测井漏并指导钻井现场进行安全、高效地施工。     

顺北二叠系低压易漏井固井质量影响因素探讨

顺北油田二叠系地层孔隙裂缝发育,漏失压力低,完钻井固井漏失率为82%,井口反挤补救固井54.5%,导致固井质量不理想;为此,以该区域已施工井为参考依据,分别以地层承压能力识别方法、套管居中度评价方法、冲洗液紊流冲洗效果评价及井筒浆体匹配性计算为研究对象,系统分析了区域固井质量的内因。研究成果表明,二叠系地层漏失压力为62~67 MPa;在井径扩大率小于10%、井斜角低于0.3°时,扶正器间距可为55 m,而井眼质量较差时建议间距为22 m;前置液黏度偏高、隔离液与领浆性能参数不匹配导致前置液滞留井内,以及水泥浆提前返出井口,固井质量不理想。该研究成果为低压易漏地层漏失压降计算、扶正器安放间距设计及井筒浆体性能优化提供了系统研究的新思路,为解决该类固井难题提供了关键技术措施。      

探讨机器学习方法预测作业前固井质量

固井质量是固井施工作业的评价指标,其好坏对油田的开发和生产至关重要。固井作业前,如果能够准确预测固井质量的好坏,就能提前优化固井设计施工方案,提高固井质量。近几年,机器学习技术为石油钻井工程的智能预测提供一种新思路和新方法。本文通过研究渤海海域某些区块固井设计施工的历史数据,探讨利用机器学习方法预测固井质量,进而优化作业前固井设计施工方案。     

提高苏丹6区固井质量的柔性水泥浆固井技术

苏丹6区位于苏丹共和国西南部,该区244.5 mm套管固井水泥封固井段包括主力产层,采用常规水泥浆体系固井后,电测水泥环胶结质量均不理想。完钻后,套管试压过程中产生的套管变形,以及继续钻井过程中钻柱和钻头对套管的撞击作用对井壁与套管间水泥环的破坏加大了对固井界面胶结的不良影响,甚至造成水泥环层间封隔失效。为此,在244.5 mm套管固井中引入了一套新的柔性水泥浆体系。该水泥浆体系中混有2%的膨胀剂和2%~3%的增韧剂。膨胀剂中的有效组分在水泥水化过程中促进水泥晶体的晶型变化和体积增加,以补偿水泥水合硬化时产生的体积内收缩,从而有效地消除了水泥石固结过程中产生的微间隙,增韧剂显著提高了水泥石的韧性和抗冲击性,实现了苏丹6区244.5 mm中间套管环空的良好封固,提高了界面的胶结质量。     

长庆胡尖山油田固井工艺技术

胡尖山区块A8井区是长庆油田原油增产的主要区块.该区块主力油层长6层属欠压实易漏地层,地层复杂,而且裸眼段长,油层多、油层段长,水层活跃、油水同层,井眼质量差、井径扩大率大,因此开发井、预探井在钻井、固井中多次发生严重漏失,影响了钻井速度及固井质量.通过综合分析固井中存在的问题及难点,对固井工具、水泥浆体系、现场施工进行一系列研究及改进,通过3口井施工,固井质量达到了要求,基本解决了长6层固井中存在的难点,形成了一套切实可行的解决易漏长裸眼、低压多油层固井工艺技术.现场应用表明:根据平衡压力固井原则,优选前置液、水泥浆体系,优化现场施工参数,精细现场施工措施,确保了注水泥、候凝过程不发生漏失;采用三凝水泥浆体系封固长裸眼、多油层、易漏失、水层活跃地层,行之有效,固井质量好;粘滞性前置液(CND)性能优越,完全满足塞流顶替的要求,提高了长裸眼顶替效率;通过加入复合早强稳定剂GQD,优化改进了漂珠低密度、超低密度水泥浆性能;触变性、快凝水泥浆性能优越,完全满足了并达到固井要求,确保了固井质量.     

固井质量影响因素分析

本文分析了影响固井质量的主要因素及关键环节。     

基于交叉偶极子声波和固井质量测井评价压裂缝方法

对压裂缝高度的评价一直是评价储层压裂效果的核心,由于受制于海上施工时间及放射性污染等因素,传统的井温测井、同位素测井等评价方法无法在海上油田应用。在评价固井水泥窜层风险基础上,过套管交叉偶极子声波和声波水泥胶结(SBT)固井质量测井技术相互结合,可以准确地评价海上致密储层压裂缝高度,从而定量对压裂施工效果进行指导和评估。通过多口井实际应用,该技术方法效果较好,值得推广应用。     

固井质量测井评价技术研究

通过对平均能量法分析研究和标准化处理,提出反映第Ⅱ界面胶结情况的胶结指数,从而使第Ⅱ界面的胶结质量评价定量化;并综合利用伽马密度测井、变密度测井和自然伽马测井,制定出固井第Ⅱ界面解释评价标准使固井质量评价精度大大提高。     

顺北区块超深小井眼水平井优快钻井技术

顺北区块超深小井眼水平井钻井过程中,钻遇易漏易塌的层位多、摩阻扭矩大、φ120.6 mm井眼轨迹控制困难,导致机械钻速低、钻井周期长,为此进行了优快钻井技术研究。通过分析钻井、测井、测试等资料,建立了地层三压力剖面,并据此确定必封点,将六级井身结构优化为四级井身结构;针对易漏易塌地层的特点,通过室内试验,制定了防漏防塌技术措施;通过分析大角度螺杆的造斜率和采用双增式轨道,降低了小井眼段轨迹控制难度;通过降低定向井段长度、钻具和井壁的接触面积和采用混油钻井液,降低了摩阻扭矩;试验应用“扭力冲击器+PDC钻头”钻井工艺,提高了机械钻速。通过研究和试验形成了顺北区块超深小井眼水平井优快钻井技术,并在5口井进行了现场应用,与采用六级井身结构的X1井相比,机械钻速提高了29.36%,钻井周期缩短了93 d。研究与应用表明,超深小井眼水平井优快钻井技术能满足顺北区块超深小井眼水平井安全高效的钻井需求,为该区块碳酸盐岩海相油气藏的高效开发提供了工程技术保障。      

提高固井质量的方法与技术

钻井完井过程中,完井固井质量的好坏直接影响到油井的开发效率和成本。本文从提高前置液性能、提高固井液性能和泥饼与水泥浆整体固化胶结三个方面综述了提高固井质量的方法与技术。     

顺北油气田奥陶系破碎性地层油基钻井液技术

针对顺北多口超深井采用水基钻井液钻遇奥陶系地层时井壁失稳和井漏并存的技术难题,通过井壁失稳机理分析,设计合成了具有三头双尾结构的Gemini型高温乳化稳定剂和支化型流型调节剂,采用微胶囊化处理方法研制了一种可在156℃以上的温度下激发后膨胀5.37倍以上的温度敏感型膨胀性堵漏材料,开发了一种抗高温强封堵低黏高切油基钻井液体系。室内评价结果表明,该体系抗温不小于180℃,所形成的油包水乳化液滴尺寸为1.2～26.9 μm,具有较宽的粒径分布,高温高压滤失量为2.4 mL ;塑性黏度不大于40 mPa·s,动塑比为0.31～0.40 Pa/mPa·s,与传统油基钻井液相比,塑性黏度降低10%～15%,动切力提高15%～25%,表现出优异的低黏高切特性和微裂缝的匹配性封堵能力。该体系在顺北Y井进行了现场应用,破碎性地层平均井径扩大率仅为7.77%,钻井过程中除出现一次短暂的放空性漏失外,未见其他明显漏失,避免了奥陶系破碎性地层井壁失稳,减少了裂缝性储层段油基钻井液损耗,助力了亚洲陆上最深定向井纪录的创造和顺北油气资源的提速、提效开发。      

胶凝酸对顺北区块奥陶系碳酸盐岩力学特性的影响

从宏观和微观角度研究了压裂现场所用胶凝酸对塔河油田顺北区块奥陶系碳酸盐岩力学特性的影响,从而为目标区块的碳酸盐岩储集层油藏的高效开发提供依据。通过开展胶凝酸处理碳酸盐岩岩样后的微观组构及其力学特性的影响试验结果可知：顺北区块奥陶系碳酸盐岩具高碳酸盐矿物、低石英、少杂质的矿物组分特征;静态酸岩反应后微观矿物晶间距明显增大,矿物中方解石含量由93%减至88%,仍属于高脆性可压裂储集层;不同酸液的静态酸岩反应及其单轴压缩试验可知最佳反应时间为30 min,各物理参数和力学指标劣化效应显著;胶凝酸处理30 min后岩样的密度和纵波速度明显减小,其抗拉抗剪强度明显弱化;胶凝酸作为反应酸液,对碳酸盐岩岩样产生宏观结构的酸蚀和微观孔隙裂隙的损伤,其物理参数和力学指标等均产生了劣化效应,故胶凝酸对碳酸盐岩储集层压裂改造和裂缝扩展具有重要意义。     

低密度水泥固井质量评价方法的改进

为了防止低压易漏地层发生固井液漏失并有效保护油气层,固井过程中经常采用低密度水泥浆体系。由于低密度水泥浆体系中密度减轻剂的使用,其水泥环的声阻抗值较之常规密度水泥环的声阻抗存在差异,若采用常规密度水泥的固井质量评价标准来评价低密度水泥浆体系的固井质量,则其真实可靠性存在问题。为此,进行了3种常用低密度水泥浆体系的水泥石抗压强度与声阻抗实验,分别测定了水泥石养护时间24 h和48 h的抗压强度和声阻抗值。结果表明,不同类型不同密度的低密度水泥石24 h和48 h条件下的抗压强度与声阻抗具有良好的线性关系,由此得出了考虑第一界面胶结良好时,基于抗压强度的低密度水泥浆体系套管波声幅值计算公式,进而提出了基于低密度水泥石抗压强度的低密度固井质量评价的改进方法,为全面改进低密度水泥浆体系固井质量评价标准奠定了基础。