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     

塔里木东河油田超深水平井固井技术

塔里木东河油田的水平井平均井深为6 350 m,目的层位为石炭系.该地区地质构造复杂、裂缝发育、井底温度高、地层压力系数低、井壁易垮塌掉块.这些水平井井斜,方位变化大,水平位移长,油层固井采用水平井复合套管双级注水泥工艺,封固段长,且间隙小.针对该地区特点,选用了兰德LANDY806L系列外加剂.油层一级固井水泥浆采用具有低失水、零析水、防气窜、早强等特性的加有硅粉和微硅的抗高温水泥浆;二级固井水泥浆采用添加微硅和漂珠的防漏低密度水泥浆,同时使用配套的水平段套管漂浮技术、套管扶正措施以及先导浆、冲洗液和加重隔离液多级前置液体系等综合固井技术措施.该套固井技术在DH1-H9等多口井中的应用效果良好,固井质量优质,成功地解决了东河油田超深水平井固井技术难题.     

陆相页岩气水平井固井技术——以延长石油延安国家级陆相页岩气示范区为例

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的上三叠统延长组及下二叠统山西组具有良好的页岩气成藏条件,陕西延长石油(集团)有限责任公司采用水平井分段压裂技术对该区页岩气进行开发。针对水平井固井过程中存在的油基钻井液清洗困难、长水平段套管难以居中、固井过程中易发生漏失、水平井及分段压裂对水泥环要求高、长封固段固井附件易失效等技术难题,开展了相关技术研究,获得了解决上述问题的技术措施:1在该示范区通过采用清油型前置液多级冲洗工艺,有效地冲洗界面残留油膜,提高油基钻井液冲洗效率;2新研制的水平井专用扶正器能有效降低管柱下入摩擦阻力,保证套管的居中度;3通过提高地层承压能力、优化浆柱结构实现平衡压力固井;4优选韧性材料提高水泥环的耐冲击能力,较好地满足了页岩气水平井分段压裂工艺对水泥石性能的要求;5研制的高性能固井附件,保证了长封固段水平井施工安全。所获成果已在该示范区的4口页岩气水平井中进行了应用,固井一次成功率达100%,固井质量优良率达100%,取得了良好的固井效果。     

彭页HF-1页岩气井水平段固井技术

为了提高页岩气水平井固井质量,满足分段压裂需求,对彭水地区海相页岩气水平井固井技术进行了研究。针对彭页HF-1井固井技术难点,开展了以通井数据为基础的水平井套管下入数值模拟分析,优选了扶正器类型和扶正器安放间距, 针对该井部分井段地层漏失特性,采用"应力笼"理论开展承压堵漏作业,并优选合适的高效驱油冲洗液和隔离液及水泥浆,满足界面润湿反转和驱油要求。通过数值模拟分析,设计的弹性水泥浆弹性模量6.5~8.5 GPa,扶正器端面居中度达到67%,水平段固井质量能够满足压裂的需求。CBL测井结果表明,彭页HF-1井水平段固井优良率78.4%,质量合格,压裂过程未发现层间窜现象。该技术对海相页岩气井固井有一定的借鉴意义,但需要进一步研究其适应性。      

水平井固井工艺技术

为提高水平井固井质量,采用了较有效的工艺技术:设计了用于冲洗和防止井垮的冲洗液,应用沉降稳定性较好的水泥浆。从水泥浆的体系选择、套管的安全下入、现场固井配套施工工艺等方面采取有效措施以保证水平井固井质量。施工证明这些措施较好,满足了固井质量的要求,现场效果显著。     

中原油田水平井固井技术

根据中原油田地质特征,结合国内外水平井固井技术发展状况,从优化钻井设计、井眼清洗、套管扶正居中、液体流态、冲洗隔离液及水泥浆性能方面提出了提高水平井顶替效率和固井质量的技术措施.通过4口井的实际应用,取得了较好的固井质量.     

华北油田水平井完井固井技术

水平井技术作为转变?济增长方式、实现节约发展、安全发展、清洁发展的重要举措,钻井数量迅速上升。对华北油田水平井固井难点进行了分析,总结出一套适合华北油田水平井固井的技术措施,即保证井身质量、搞好井眼净化、提高套管居中度、缩短钻井液静止时间、优选驱油冲洗液、优化水泥浆体系、紊流顶替和套管漂浮等技术。现场应用效果良好,至2008年底共完成水平井固井70口,优质率达78.57%,为今后水平井固井施工提供了经验。     

页岩气水平井固井技术难点分析与对策

页岩气储层多为低孔低渗,需要采取压裂等增产措施沟通天然裂缝,所以对固井质量的要求很高。对页岩气水平井固井面临的套管下入与居中度、油基钻井液有效驱替和大型压裂对固井胶结质量的影响等技术难题进行深入分析,从有效通井、套管居中、套管漂浮固井技术、高效洗油冲洗液、采用弹韧性水泥浆体系等几个方面提出了提高页岩气水平井固井质量的技术对策,为今后页岩气水平井固井提供借鉴。中图分类号:文献标识码:A     

大宁—吉县地区煤层气水平井固井技术研究与应用

大宁—吉县地区煤层气资源丰富,但该地区煤层裂缝和割理发育,煤质软、机械强度低,井壁稳定性差,地层承压能力低,为保证水平井固井套管安全下入,保证煤层段固井质量及施工安全,开展了水平井固井配套技术研究。采用紧密堆积和颗粒级配技术,优选了增强材料DRB-1S及适合的减轻剂,根据该地区煤层气井固井特点,提出了水泥浆性能要求,优选了适合低温固井的降失水剂DRF-300S及与之配套的早强剂,开发了失水量小于50m L、低温下早期发展快的低密度和常规密度水泥浆配方;从提高钻井液润滑性、通井、扶正器选择及安放等方面提出了保证长水平煤层段套管安全下入的措施;通过在"V"形井造穴处注入沉砂,防止了"U"形管效应的出现。水平井固井的成功应用表明,措施选择合理,优选的水泥浆配方可以有效保证对软煤层段的良好胶结。形成的配套技术为该地区及类似地区煤层气水平井固井提供了借鉴作用,可推广应用。     

延长石油浅层大位移水平井固井技术

基于延长油田东部地区地质条件和水平井钻井状况的认知,分析了延长浅层大位移水平井的固井难点。储层温度下水泥浆体系设计困难、垂深浅套管下入摩阻大、后期分段压裂改造对固井质量要求高是其面临的突出难题。研发了低温下强度20 MPa以上的低温微膨胀水泥浆体系,结合双漂浮接箍、优化扶正器组合等降摩减阻下套管技术,井眼准备、隔离液三级冲洗紊流顶替、漂浮顶替等一系列提高顶替效率措施,确保了延长首口浅层大位移水平井七平1井的顺利施工,固井质量良好。为延长油田进一步钻大位移水平井开发浅层难动用资源提供了技术支撑。     

井楼油田超浅层大位移水平井固井技术

为了满足井楼油田超浅层大位移水平井开发技术要求,对超浅层大位移水平井固井技术进行了科研攻关,对影响固井施工安全和固井质量的因素进行了详细分析和室内试验。现场应用表明,该技术较好地解决了套管入井困难、低温水泥浆体系筛选困难、套管在水平井段不易居中、水泥浆顶替效率低等难题,确保了固井施工安全和固井质量,该超浅层大位移水平井固井技术满足了井楼油田一、二区开发的需要。     

宝浪油田H-4水平井固井技术

通过室内试验配制出了用于宝浪油田H - 4水平井固井的水泥浆体系 ,解决了水泥浆失水及沉降稳定性问题。现场施工中 ,在泥浆性能调整、扶正器的选用、冲洗液的使用及减小套管阻力等方面采取了特殊的措施 ,保证了H - 4水平井固井质量。     

四川盆地页岩气井水平井段的固井实践

页岩气藏水平井固井要求水泥环不仅要有很高的强度,还要有较好的韧性,使之能满足大型分段加砂压裂增产作业对水泥环层间密封的要求。为此,针对性地开展了增韧材料的优选和高效冲洗剂的研制,先导性试验的3口井均采用了以下主要措施：①应用自主开发的增韧材料,配制出密度达1.95 g/cm³的增韧水泥浆,实验结果表明,该水泥石抗冲击韧性超过常规水泥石20%、抗折强度提高了10%～15%、弹性模量则下降了约20%,显示出良好的增韧性能;②自主开发的油基介质下高效冲洗液,能在短时间内改变套管及井壁的润湿性,室内试验结果表明,该冲洗液对界面冲洗效果超过90%,达到了有效清除套管及井壁残留油泥、隔离油基钻井液与水泥浆的效果;③集成应用川渝地区旋流刚性扶正器、漂浮顶替等成熟固井技术实现水平井段有效顶替。纳入试验的3口井固井质量均满足了后期增产作业的技术要求,为页岩气藏水平井固井提供了技术支撑。     

膨胀水泥浆体系在苏丹1/2/4区块水平井固井中的应用

随着苏丹1／2／4区块的深入开发，为了加快开发主力油层，提高原油产量，降低钻井成本，GNPOC在此区块布置水平井开发任务。所开发的区域主要分布于Heglig，Munga，Simbir，Bamboo区块，油层所在是Zaqar和Bentiue地层。此层位具有高渗透，地层温度高，易塌、气窜等复杂问题，尤其是Heglig和Munga地区井壁坍塌严重。为此，根据地质资料、井身结构和对水平井注水泥的技术要求，科学合理设计施工工艺，优选出适合此地区固井施工的冲洗液和隔离液，特别是经过努力实践，开发出了新型膨胀水泥浆体系，此体系具有高强度、低失水、无析水、防气窜之功效。结合使用哈里伯顿CPT—Y4大功率固井车，精确计量和自动密度控制，该体系水泥浆目前已在7口水平井施工中得以应用，均为优质井。现正在被大量使用，此体系的开发，解决了该固井技术难题，创造了中国固井在海外首次水平井作业一次成功的历史记录，具有较高的经济和社会效益。     

草古1潜山水平井钻井完井技术

胜利油田草古１潜山油藏裂缝、溶洞碳酸盐岩稠油油藏,钻井、固井过程中极易发生井漏。利用水平井技术开发该油藏、可取得良好的经济效益。介绍了该地区水平 井身剖面设计、钻具组合、固井及完井工艺的情况,该区水平井设计与施工的成功,为潜山油气藏的开发提供了一种有效的方法并积累了宝贵的经验。     

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。     

冀东油田潜山小间隙水平井尾管固井技术

近年来,为了滚动开发南堡区块2号构造潜山油藏,冀东油田在南堡区块先后部署了多口重点开发水平井该地区地质条件复杂,主要表现为油、气、水层活跃,上部地层疏松、薄弱,小井眼、地温梯度高,这些因素部给固井施工带来了很大的困难与风险,使固井质量难以保证针对固井难点,探讨了优化的固井工艺和水泥浆方案,认为井眼准备和套管的居中度是提高水平井固井质量的关键技术措施。     

塔河油田深水平井固井技术

根据塔河油田深水平井井身结构及完井要求，提出了尾管＋筛管结合套管外封隔器、双级箍的管串结构及套管设计方法。针对塔河油田1、2号构造深水平井固井特点，优选出了具有低滤失、零析水、沉降稳定性好的水泥浆体系，提出了提高水平井固井质量的综合技术措施，在该地区7口深水平井的现场应用中取得了较好的应用效果。     

渤海大位移水平井固井关键技术研究及其应用

渤海地区的6口大位移水平井是在歧口17-2、秦皇岛32-6油田完成的,是国家863-820-09海底大位移井钻井技术研究项目的依托工程。该项目最大完钻井深度为4690 m,最大水平位移为3697 m,最大水垂比为2:1,最大方位扭转为68°。通过大位移水平井固井作业实践,摸索并总结出一套适用于渤海地区的大位移水平井固井作业的10项关键技术,即:通井清洁井眼、调整泥浆性能、管柱合理居中、套管弯曲校核、倒装送入尾管、优化水泥浆配方、优化前置液的性能及注入量、提高泥浆顶替效率、注替动态套管漂浮、固井仿真软件的设计和模拟。实践表明,这10项关键技术对保证大位移水平井固井作业质量起了重要的作用。该项目的成功为今后大位移水平井固井作业提供了经验。     

太阳构造页岩气水平井固井技术研究与应用

太阳-大寨区块浅层页岩气水平井埋深浅、水垂比大、上部浅层气活跃,固井施工存在套管安全下入难度大、固井后早期气窜、固井质量差、对水泥浆性能要求高等难点.通过技术攻关与集成应用形成了以井眼清洁、漂浮下套管技术、高效冲洗液、早强抗盐防气窜韧性水泥浆体系、短候凝浆柱结构、调整钻井液性能等提高此区块水平井固井质量的关键性技术措施...