彭水页岩气水平井固井工艺技术

页岩气藏具有储层物性差、孔隙度低和渗透率低等特点,一般采用水平井配合后期大型分段压裂技术才能获得产能,这就对页岩气水平井固井质量提出很高的要求。为提高彭水页岩气水平井固井质量,在彭页2HF、彭页3HF、彭页4HF井,应用了SCW驱油前置液体系、SFP弹性水泥浆体系、提高套管居中度等工艺技术,为今后彭水区块提高页岩气水平井固井质量积累了经验。     

页岩气井固井技术难点分析

页岩气是我国一个新的天然气矿种,具有非常广阔的开采前景。页岩气藏属于低孔低渗气藏,其特殊的生产方式对固井质量要求非常高。但页岩气藏地质特征、钻完井方式及开发方式决定了页岩气井固井难度远远大于常规油气井。结合我国页岩气资源特点,从顶替效率、水泥环完整性和水泥浆体选择三方面分析页岩气井固井技术难点,以期对页岩气固井技术开发提供帮助。分析表明:不规则井眼条件下的水平井固井、保证水泥环长期完整性和水泥浆性能与成本的平衡问题是我国页岩气井固井作业的主要难点。建议从"水平井复杂井况下提高顶替效率技术、水泥环长期完整性评价技术、页岩气固井水泥浆体系"三方面加强技术攻关,以提高我国页岩气井勘探开发效益。参11     

南页1HF页岩气水平井固井技术

页岩气藏具有储层物性差、孔隙度和渗透率低等特点,为提高页岩气水平井固井质量,满足分段压裂要求,对南川地区页岩气水平井固井技术进行了研究。针对南页1HF井固井技术难点,开展了水平井套管下入数值模拟分析,扶正器类型优选及安放间距优化,应用了SCW驱油前置液体系、SFP弹性水泥浆体系等技术,为今后提高页岩气水平井固井质量积累了经验。     

彭水区块页岩气水平井固井技术研究与应用

为了提高页岩气水平井固井质量,满足分段压裂需求,结合彭水区块固井技术特点,对水泥浆体系和固井工艺进行了研究。针对页岩气压裂需求,研究固井技术对策,并开展数值模拟,分析了压裂过程水泥石受力状态,形成降低弹性模量和提高水泥石抗拉强度的改性要求。利用力学分析结论,优选SFP弹塑性水泥浆体系,弹性模量降低50%,抗拉强度提高50%,满足分段压裂水泥石力学性能要求。为提高顶替效率,优选弹性扶正器及安放方案,利用高效溶剂型冲洗液体系和冲洗技术,以提高固井质量。水泥浆体系和工艺技术在彭水区块4口井开展应用,目的层固井质量胶结中等达到96%以上,压裂施工过程未见层间窜现象。     

丁山区块深层页岩气水平井固井技术

丁山区块页岩层埋藏深,温度、地层压力和破裂压力高,为了满足分段压裂和长期开采的要求,需要对深层页岩气水平井固井技术进行深入研究.在分析深部页岩地层固井难点的基础上,利用数值模拟分析了分段压裂对水泥石力学性能的要求;针对高温高压的地层特点及分段压裂要求,研制开发了高强度弹性水泥浆体系,同时优化前置液,以增强前置液耐温及润湿反转能力,提高固井质量.室内评价试验表明,弹性水泥浆体系耐温140 ℃以上,最低弹性模量达4.5 GPa,水泥石渗透率0.07 mD,前置液140 ℃热滚后7 min内的冲洗效率达100%.弹性水泥浆体系及配套工艺技术在丁页2-HF井进行了现场试验,固井质量优质,其中一界面优质井段达到96%以上,满足地面压裂施工压力105 MPa对水泥环完整性的要求.应用效果表明,弹性水泥浆体系、前置液体系及配套工艺能满足丁山区块深层页岩气水平井固井要求,确保了页岩气水平井压裂改造措施的顺利实施.      

川西首口页岩气水平井固井技术

目前页岩气水平井的固井面临着套管难以下入、居中度低、顶替效率低、水泥环弹韧性差等技术难题.基于川西地区地质条件和钻井状况的认知,分析了川西首口页岩气水平井XYHF-1井的固井难点,总结了有效通井、优化扶正器安装、滑套固井技术、优选水泥浆体系等提高该并固井质量的技术措施,对固井质量进行了分析总结并认为SCW冲洗液、三级冲洗工艺、弹韧性水泥浆体系的应用是提高页岩气水平并固井质量的有效措施.图1表2参5     

威远页岩气水平井高密度防窜水泥浆固井技术

威远地区页岩气井固井存在地层压力高、水泥封固段长、顶底温差大、后期需要进行高能射孔完井和多级压裂作业等特点,这些都对水泥浆性能提出了较高的要求。针对这些问题,采用降失水剂DRF-120L、高温缓凝剂DRH-200L、高温稳定剂DRK-3S、胶乳防窜剂DRT-100L和精铁粉研究出了密度范围为2.20~2.40 g/cm3的高密度防窜水泥浆体系。研究结果表明,该水泥浆体系具有稳定性好(上下密度差为0)、流动性好、无游离液、失水量低(小于50 mL)、弹性模量低(小于7 GPa)、抗压强度适中和防窜能力强(过渡时间均小于10 min,SPN值均为1.47~1.80)等特点,其各项性能指标达到了川南地区页岩气井的固井要求。截至2015年3月底,该体系已在威远地区应用了13口井,截至2015年6月底,在已进行电测的6口井中,4口井优质,2口井合格,固井质量均较好。      

水平井固井技术

概述了世界上最长的1口水平井所采用的水泥浆体系的设计方法.英国多塞特郡南海岸BP Amoco公司的Wytch油田目前完成的17口井中均使用该水泥浆体系,无一需要二次固井(补注水泥),而且,声变测井证实所有储层部分都显示出满意的油层隔离.     

页岩气水平井固井技术研究进展

页岩气勘探开发在中国刚起步,目前中国研究多集中在地质和钻井技术,对固井技术涉及较少.为促进页岩气水平井固井技术的研究和发展,在分析总结页岩气储层特征和钻完井工艺特点的基础上,分析指出了页岩气水平井固井技术难点主要集中在油基钻井液置换及界面清洗困难、顶替效率不高、管串安全下入难度大、固井过程中的井漏、固井后早期气窜、对水泥浆和水泥石性能要求高等方面,综述了国内外油基钻井液用前置液技术、页岩气水平井固井水泥浆体系、页岩气水平井固井工艺的研究现状,探讨了目前研究存在的不足.提出了以高效井筒清洗技术、提高套管居中度技术、套管安全下入技术、水泥浆和水泥石性能设计、固井防漏技术、固井压裂一体化设计技术为核心的页岩气水平井固井技术对策.     

水平井固井水泥浆技术

本文论述了水平井固井面临的主要技术问题以及针对问题对水泥浆性能的要求。同时介绍了水平井固井水泥浆室内试验与常规试验的不同之处。总结了长庆局水平井固井水泥浆技术的研究，发展与完善情况及其所取得的成绩。     

页岩气水平井固井碰压关井阀的研制及应用

针对目前页岩气水平井固井中套管浮箍浮鞋可靠性低、关井不严、磨塞困难等问题,研制了固井碰压关井阀。其工作原理是,利用固井胶塞作为驱动部件,固井碰压时的压力作为驱动力,移动滑套永久关闭井底液流通道。室内试验及现场应用结果表明：碰压阀关闭压力为14 MPa,并可根据销钉直径来调节关闭压力;正向和反向均可承压25 MPa以上。该工具操作简便,易于安装,可靠性高,可与浮箍浮鞋配合使用,能够有效提高水平井固井作业后的井下关井成功率,降低水平井磨塞风险,防止因水泥浆倒流造成的水平段窜槽和微环隙的产生,对提高页岩气水平井固井质量具有积极的意义。     

长宁-威远页岩气示范区水平井固井技术

四川盆地长宁-威远页岩气示范区油层套管固井时,由于井眼不规则,水平段长,水泥浆与油基钻井液兼容性差,钻井液密度高、黏切大,难以实现高效顶替,而且后期大型改造易造成套管变形、环空气窜等现象。针对以上难点,通过室内与现场试验探索,形成了一套页岩气水平井固井技术,从而提高了页岩气水平井的顶替效率和体积压裂下的井筒密封性,为下一步页岩气水平井固井提供了有益的借鉴。     

页岩油气水平井压裂技术进展与展望

通过对"十三五"以来国外页岩油气储集层水平井压裂技术进展的系统总结,阐述了水平井压裂技术在页岩油气储集层多层叠置立体开发、小井距密井网布井、水平井重复压裂、施工参数优化与降低成本方面的新特征;结合中国页岩油气水平井压裂技术需求,论述了水平井压裂技术在多裂缝扩展模拟、水平井压裂设计、电驱压裂装备、可溶化系列工具、低成本入井材料与工厂化作业方面的新进展。在此基础上,结合非常规页岩油气"十四五"规划对水平井压裂改造技术的需求分析,提出了7个方面的发展建议:(1)强化地质工程一体化联合研究;(2)深化页岩储集层改造基础理论及优化设计技术研究;(3)完善大功率电驱压裂装备;(4)研发长井段水平井压裂工具及配套作业装备;(5)加强水平井柔性开窗侧钻剩余油挖潜技术攻关;(6)发展长井段水平井压裂后修井作业技术;(7)超前储备智能化压裂技术。     

水平井和侧钻水平井筛管顶部注水泥完井技术

提出了水平井和侧钻水平井筛管顶部注水泥技术,改变了常规的水平井筛管完井工艺中筛管顶部套管(尾管)不注水泥、外部环空彼此窜通的状况,为射孔开发筛管顶部过渡段油层、可靠密封过渡段水层提供了条件;研究了筛管-管外封隔器-盲板-分级箍和管外封隔器-盲板-分级箍悬挂器两套工艺,分别实现了水平井和侧钻水平井的筛管顶部注水泥固井,对20口井进行了现场试验,取得了较好的效果.     

延长油田延页平1井固井技术

为了确保延长油田延页平1井固井施工顺利及固井质量,通过静态地层承压试验、优化通并钻具结构、选用四级清油型冲洗隔离液技术,并采用特制的冲洗效果评价装置进行评价,优选固井水泥浆体系等固井技术措施,有效解决了该井固井漏失、套管安全下入及居中困难、井壁油膜清除困难和水平段固井质量难以保证等难题,最终使该井固井顺利,固井质量达到优质。该井页岩气固井技术方案的成功实施,为今后在该油田页岩气井固井提供了很好的借鉴作用。     

可钻桥塞水平井分段压裂工艺在致密低渗气田的应用

大牛地气田是典型的致密低渗气藏,使用水平井分段压裂工艺技术是开发此类气藏的有效手段,该技术的成功应用已成为目前大牛地气田高效开发的重要保障.大牛地气田主要采用裸眼预置管柱水平井分段压裂工艺,但该工艺存在裂缝起裂位置无法确认、管柱永久留在井里和无法后续改造等局限性.为了解决这些问题,在DPH-47井对可钻桥塞射孔联作水平井分段压裂工艺进行了现场试验.文中论述了该工艺的技术特点,并针对不同技术难点介绍了井下工具水力泵送、水平井钻塞和井口捕屑等3大关键配套技术.现场试验表明,该工艺时效性高,改造效果好,具有一定的推广价值.     

水平井压裂技术现状与展望

水平井具有泄油面积大、单井产量高、穿透度大、储量动用程度高、避开障碍物和环境恶劣地带等优点,在石油工业的科研和实践中成了人们关注的焦点.对于钻遇在低渗透油气藏的水平井,由于渗透率低、渗流阻力大、连通性差,产量达不到经济开发要求,必然要面临增产改造的问题.水平井水平段压裂与直井压裂改造的工作重点有所不同.为此阐述了国内外水平井技术发展概况、水平井压裂设计、水平井分段压裂工艺、水平井压裂存在的主要问题及水平井压裂技术发展趋势,为同类油藏的改造提供了参考.     

水平井免钻塞筛管顶部注水泥完井技术

采用筛管顶部注水泥完井的水平井占到胜利油田水平井总量的60%以上。该技术的主要缺点在于钻塞过程中易造成套管磨损,钻塞后内壁留有毛刺,影响后期作业效果。为解决钻塞对完井管串 的伤害,设计出集管外封隔器、分级箍、盲板功能于一身的免钻塞完井工具,开展了室内性能试验和施工工艺试验。在筛管顶部注水泥作业结束后采用下打捞矛打捞内套的方式有效避免了钻塞带来的不 利影响,减少了完井作业时间及成本。该技术在胜利油田累计施工40余口井,保障了后期酸洗及填砂作业效果,推动了水平井筛管完井技术的进一步发展。     

大牛地气田大98井区水平井开发技术政策研究

大牛地气田剩余未动用储量大部分为Ⅱ—Ⅲ类低品位储量,水平井开发将是气田产能建设的主要方式。因此,优化研究多级压裂水平井开发技术政策很重要。基于多级压裂水平井数值模拟概念模型,对单井设计、压裂缝、井网和井距进行研究,结果表明:单井水平段延伸方向应垂直于最大主应力方向,水平段位于气层中部最好,压裂缝尽量穿过含气砂体并以锯齿型分布最优,平均压裂半缝长为158 m,平均压裂缝间距为112 m,采用排状交错井网最优。结合数值模拟法、动态分析法及经济评价法,确定大98井区合理井距为1 000~1 200 m,根端距为700 m。     

长庆油田天然气水平井固井技术

根据不同区块气井的地层特点、井身结构及固井质量要求,对以往水平井固井存在的问题进行技术攻关及改进.优选性能优越的固井工具,优化水泥浆性能及施工参数,加强现场施工措施,以确保现场施工顺利,提高固井质量,满足了后期储层改造的需要.总结出一套多级压力层系、长裸眼、低压易漏、多煤层的水平井固井工艺技术,标志着长庆油田天然气水平井固井技术取得了很大的进步,为今后水平井及多分支井固井提供了有力的技术支撑.