崖13—1气田进入充气调试阶段并已向香港试送气

崖１３—１气田进入充气调试阶段并已向香港试送气今年９月２８日，目前我国最大的海上气田─—崖１３—１气田打开了第一口气并，气田逐步投入试运转阶段．崖１３—１气田是美国阿科（中国）有限公司在１９８３年７月发现的．它位于海南省三亚市以南约１００ｋｍ的海域．...     

我国南海的气田开发正在加紧进行

1985年9月28日,中国海洋石油总公司和美国阿科公司及圣太菲矿业(亚洲)有限公司,在北京签署了崖13—1气田的开发生产补充协议和销售合同。崖13—1气田位于海南岛三亚港以南约100km(崖东南盆地西部),为北西向短轴背斜,水深约90m。气田是1983年8月完钻的崖13—1—1井发现的,井深3822.19m。作业者是美国阿科公司。该井经钻杆测试5个层,有两个层获高产气流。油嘴12.7mm,日产气54万m~3,绝对无阻流量最高达600万m~3。第二口井位于崖13—1—1井以东2.6km,井深4295.6m,测试5个层,有3个层产气,证实崖13—1构造是资源     

南海崖13—1气田海底输气管道铺设成功

我国海上目前最大的天然气田——南海崖13—1气田的海底输气管道于1994年11月铺设成功。据悉,该气田的海底输气管道是世界上已开发的海上天然气田的第二长海底输气管道。 南海崖13—1气田位于南海莺歌海盆地,是美国阿科中国有限公司1983年7月在合作合同区块内勘探发现的。现已探明,其天然气储量达1 000亿m~3。该气田共有两条输气管道:一条从气田至香港,长788 km,内径711.2 mm;一条从气田至海南省三亚市,长92 km,内径为355.6 mm.铺管作业由世界著名的意大利能源工程公司和欧洲海洋工程公司总承包,1993年     

崖城13-1气田高温低压大位移井钻完井工艺

为满足气田开发的需要,从2009年12月到2010年10月中海石油（中国）湛江分公司进行了崖城13-1气田4口调整井的钻完井作业,实施这批调整井存在以下技术难点：①井深大、水平位移大、裸眼段长;②井底温度高;③储层孔隙压力低;④地质情况较复杂;⑤海上模块钻机甲板面积狭小。为此,基于4口大位移调整井的实际钻完井作业情况,结合相关理论研究和软件计算,深入分析和总结了崖城13-1气田高温低压大位移井钻完井的技术特点与经验教训,主要研究与应用成果包括：井身结构设计、井眼轨迹控制、井眼稳定及井眼清洁、钻井液体系优选、高温低压作业措施、防磨降阻技术方案、下套管作业、钻头优选选及连续油管诱喷等钻完井工艺。结论认为：该套钻完井工艺具有坚实的理论基础,经过现场作业的检验并取得了良好的应用效果,是国内外开发高温低压油气田中的一个成功案例,对后续类似油气田的开发具有借鉴意义。     

我国南海海底输气管线铺设成功

我国最大的海上天然气气田──南海崖13－1气田开发工程的海底输气管线已经铺设成功，据悉，这也是目前世界上开发海洋天然气的接长度排序居第二的输气管线。崖13－l气田位于南海莺歌海盆地，是美国阿科中国有限公司于1983年7月在合作合同区块内勘探发现的。现已探明天然气储量达1000亿m3，开发工程建设完成后，每年可生产天然气34．5亿m3。该气田共两条输气管线：一条输至香港，长778km，内径为28英寸（700mm）；一条输至海南省三亚市，长92km，内径为14英寸（350m）。铺管作业由世界著名的意大利能源工程公司和海洋工程公司总承包，于1993…     

崖城—香港管道施工开始

崖13—1气田至香港长达707 km的海底输气管道已于1993年12月1日开始铺设。这是用一艘铺管船且在一个铺管季节中铺设的最长的一条海底管道。 崖13—1气田位于我国海南岛三亚市西南约90 km的海上。阿科中国公司代表其合作伙伴中国海洋石油总公司和圣太菲国际公司为崖13—1工程开发项目的作业者,正在进行管道     

CB5-2井钻井液技术

根据长北气田整体开发方案的要求,采用双分支水平井开采方式,在一个井眼中钻2个分支各为2000m的双分支井。CB5—2井是长北区块的一口开发井,主要钻井目的是开发山西2气层,设计该井最低产量能达到80×104m3／d,试产（井口压力为13MPa）产量为110×104m3／d,投产后产量为120×104m3／d。主要介绍用于CCB5—2井斜井段的强抑制性双钾盐聚合物钻井液和用于水平段的无固相低伤害暂堵钻井液。该井在二开大井斜段很好地解决了刘家沟组地层的严重漏失和煤层稳定问题;三开水平段所使用的无固相低伤害暂堵钻井液性能稳定、密度低、失水低、润滑防卡性能良好、暂堵效果显著,能有效地保护储层。     

广东加紧培养天然气工业人材

1983年我国和阿科公司合作勘探,发现了莺歌海崖13-1气田,该气田面积55km~2,估计储量900亿 m~3。另外在珠江口盆地已钻获的高产油井中也有大量伴生气。为了能长期、稳定、可靠地向广东省供应天然气,1985年9月28日我国与阿科公司签订了合同。合同规定,自1989年7月1日开始供气,1992年供气量达到32.5亿 m~3/y,稳定供气20年。国务院作出决定,从海南岛铺设一条1050km 的输气管线到深圳,沿途可供32个市、县天然气,这对改善     

崖城 １３‐１ 气田高温低压大位移井钻完井工艺

为满足气田开发的需要 ,从 ２００９ 年 １２ 月到 ２０１０ 年 １０ 月中海石油（中国）湛江分公司进行了崖城 １３‐１ 气田 ４ 口调整井的钻完井作业 ,实施这批调整井存在以下技术难点 ：① 井深大 、水平位移大 、裸眼段长 ;② 井底温度高 ;③ 储层孔隙压力低 ;④ 地质情况较复杂 ;⑤ 海上模块钻机甲板面积狭小 。 为此 ,基于 ４ 口大位移调整井的实际钻完井作业情况 ,结合相关理论研究和软件计算 ,深入分析和总结了崖城 １３‐１ 气田高温低压大位移井钻完井的技术特点与经验教训 ,主要研究与应用成果包括 ：井身结构设计 、井眼轨迹控制 、井眼稳定及井眼清洁 、钻井液体系优选 、高温低压作业措施 、防磨降阻技术方案 、下套管作业 、钻头优选选及连续油管诱喷等钻完井工艺 。 结论认为 ：该套钻完井工艺具有坚实的理论基础 ,经过现场作业的检验并取得了良好的应用效果 ,是国内外开发高温低压油气田中的一个成功案例 ,对后续类似油气田的开发具有借鉴意义 。     

涪陵焦页18-10HF井水平段高性能水基钻井液技术

焦页18-10HF井是中石化在涪陵页岩气田部署的一口开发井,完钻井深4560 m,水平段长度1378 m。该工区三开井段页岩脆性矿物含量高,微纳米级孔隙裂缝和层理发育,一直使用油基钻井液应对井下复杂情况。针对龙马溪五峰组页岩裂缝发育等特性,通过核心处理剂端胺基聚醚抑制页岩表面水化,植物油酰胺极压减摩剂有效润滑减阻,纳米封堵封固,构建了JHGWY-1高性能水基钻井液,页岩滚动回收率大于98%,极压润滑系数0.16,钻井液封堵泥饼承压超过10MPa,满足龙马溪五峰组页岩微裂缝发育、脆弱胶结面对封堵封固及水平段润滑减阻要求。该体系首次在涪陵工区的焦页18-10HF井三开井段代替油基钻井液,在设计垂厚10 m、实钻8~10 m的五峰组中顺利穿行,起下钻畅通,钻完井顺利。该体系表现出良好的流变性、低滤失量和稳定页岩井壁能力,完井作业顺利,满足了该井三开钻完井工程需要。      

信息

我国最大的海上天然气田——崖13—1气田通往香港的海底输气管道707 km主干段已于1994年5月5日铺设完成,比原计划提前了1个月。气田至海南岛和珠江口至香港两段管道将分别于5月底和8月初开始铺设。 崖13—1气田1983年由中美合作勘探发现,气田面积50 km~2,探明储量达1000亿m~3,为目前我国最大的海上天然气田,开发投资达12亿多美元。按计划,这个气田将于1996年建成     

苏里格气田水平井快速钻井技术

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧,属于大型陆相砂岩岩性圈闭气藏,是我国迄今为止已发现的开发难度最大的低渗透率、低压力、低丰度的“三低”大型气田。气田开发模式历经直井、定向井再到水平井,但钻井周期长、建井综合成本高一直严重制约着该气田的经济有效开发。为此,中国石油长庆油田公司针对如何提高钻井速度、降低钻井成本等一系列难题,开展了多年的探索、攻关与实践,最终形成了以井身结构优化、PDC钻头个性化设计、井眼轨迹优化与控制,以及钻井液体系优化［斜井段应用复合盐钻井液、水平段应用无土相暂堵钻（完）井液］等为核心的水平井快速钻井配套技术。2010年至今,该技术已经在该气田240余口水平井上规模推广应用,平均钻井周期由以前的90.2 d缩短至67.1 d,平均砂层钻遇率达到了81%,取得了显著的技术经济效益,成为苏里格气田经济有效开发的主体技术之一。     

强封堵高润滑油基钻井液技术及其应用

针对ZJ气田沙溪庙组砂泥岩互层、泥质层理发育及局部见少量微孔缝导致井壁失稳、阻卡频繁等问题，室内通过优选封堵剂、优化乳化剂等关键处理剂研究形成油基钻井液配方，并对其进行评价。结果表明：该钻井液具有良好流变性、高润滑、强抑制、强封堵以及较强的抗岩屑污染能力，满足现场施工要求。同时，该油基钻井液在ZJ202H井二开井段使用，实钻钻井液性能稳定，滤失量低，钻进中井壁稳定性较好，起下钻摩阻低，机械钻速较高。油基钻井液在ZJ202H井的成功应用，为ZJ气田沙溪庙组长水平井安全钻进提供了有力的技术支撑。     

科钻一井先导孔钻井液技术

科钻一井一开井段采用了钠膨润土 -高粘 CMC钻井液体系 ,二开取心井段采用了 L BM - H低固相钻井液体系 ,三开扩孔井段采用聚合物低固相钻井液体系 ,并配合其它处理剂 ,保证了 2 0 0 0 m先导孔钻井取心的安全。对该井先导孔各井段的钻井液维护处理技术措施进行了详细的介绍 ,并对钻井液成本进行了综合分析。     

长北气田CB3-3双分支水平井钻井液技术

CB3-3是榆林长北气田的一口双分支水平井,该井第二条分支水平段安全钻达2 300m,创长北气田水平段最长纪录.新型的KCl聚合物钻井液体系和无土低固相低伤害钻完井液体系分别在该井斜井段、水平段进行了应用及评价.实验结果表明,新型的KCl聚合物钻井液抑制性强、润滑防卡性能好、携砂能力强,能够保证有效快速钻进,能够确保分支井二开裸眼井段的稳定性;无土低固相低伤害钻完井液体系具有稳定性良好、密度低、失水低、润滑防卡性能优良、能有效生物降解等特点,具有对储层的低伤害性,是一种新型高效的钻完井液体系.     

崖城13-1-A12Sah高温超低压大位移井钻井液技术及应用

崖城13-1-A12Sah是中国南海西部崖城13-1气田的一口开窗侧钻水平井,该井具有高温、超低压、位移大、井斜大等特点,为防止钻井液大量漏失威胁钻井作业安全并有效地进行储层保护,项目组将天然岩心送到M-I SWACO实验研究中心进行了实验分析和研究,确定了与该井相配套的VERSACLEAN油基钻井液体系.室内研究和现场应用分析结果均证明,该体系具有良好的高温稳定性、润滑性及封堵性等,钻井作业过程中成功地克服了两次台风的不利影响,储层保护效果明显,投产后产量超过ODP配产要求.A12Sah井的成功完成对在高温超低压地层实施类似大位移水平井的钻井液体系优选具有一定指导和借鉴意义.     

印尼厘茂油田INJ-02B井密闭取心复杂情况处理与分析

INJ-02B井是印尼厘茂油田第一口取心井,设计井深1500 m,取心段长90 m。对比电测发现,取心段上部的井壁出现坍塌和缩径,导致下取心钻具失效。取心钻进过程钻遇极松软地层,岩心强度不够,无法成岩,造成堵心。同时由于松软地层钻速较快,地面无法判断是否已经堵心,进而导致磨心。经现场分析,在井径不规则井段,下入牙轮钻头划眼,确保井径规则,下钻至井底时采取转盘高速旋转以破碎大块岩屑,同时打高黏钻井液将大块岩屑携带出井筒,确保井底清洁。再通过分析取心钻时,采用适合于松散地层的低钻压、低转数和低排量的钻进参数来提高岩心的成岩率,从而降低堵心和磨心的风险。由于现场及时采取了以上技术措施,确保了该井取心的整体收获率为90.37%。该技术适用于印尼厘茂油田井塌井和松软地层的密闭取心的施工。     

国内页岩气长水平井JY2-5HF井钻井液技术

JY2-5HF井是中石化在重庆涪陵页岩气田部署的一口开发评价井,完钻井深5965 m,水平段长3065 m。该井二开中下部钻遇地层主要为泥页岩井段,存在井壁垮塌、卡钻、漏失等潜在风险,使用多元协同防塌水基钻井液（BT-200钻井液）钻井,主要处理剂有抑制剂BT-200、K-HPAN、KCl、井壁稳定剂、乳化沥青、非渗透处理剂、聚合醇、多功能固体润滑剂和QS-2。水平段要求钻井液除了具有较强的化学及物理防塌能力,还须具有良好的润滑及悬浮性能,采用了油水比为90:10的油基钻井液,水相为26% CaCl₂水溶液,破乳电压控制在900 V以上。现场实践表明,该套钻井液较好地满足了井下和钻井工程的需要;页岩气井长水平段钻进较适宜采用旋转导向和油基钻井液;压裂后测出的地层压力系数普遍比钻进时高0.1~0.2,建议设计钻井液密度时减去。      

电测井技术及其应用——由于小尺度颗粒变化导致用双侧向测井曲线过低估计赤底统含气砂岩电阻率

在北荷兰国的几个Roliegend气田上，在用水基泥浆(WBM)钻的井中计算出的含气饱和度，系统地显得比用油基泥浆打的井中算得的含气饱和度要低。在这类气田中的其中一个气田上，出现过一口研究这一现象的合适井，当时正好两口侧钻井钻得靠在一起，一口为WBM井，一口为OBM井。在WBM井眼中采用双侧向(已采用标准井眼和侵入校     

自由水钻井液体系在大斜度井段中的优化与应用

东海某气田φ311.15 mm井段主要使用低自由水钻井液体系,总体作业顺利,但是由于地层存在大量的泥岩和砂泥岩互层,导致前期钻井作业过程中存在一定的起下钻遇阻和憋扭矩问题。后期该气田钻井更多地采取了大斜度井方式开发,由于井斜角大、裸眼段长,井壁稳定和井眼清洁问题更加突出。依据泥岩地层失稳机理,通过在低自由水钻井液体系中引入氯化钠,降低体系的活度和增强体系的抑制性,减少了滤液侵入和地层泥岩膨胀。现场应用结果显示,在加入氯化钠后,优化后的低自由水钻井液体系性能更加稳定,现场钻进过程中钻井液性能变化较小,井壁稳定,实现了直接起下钻,提高了起下钻效率,很好地解决了东海大斜度井泥岩段的钻进问题,缩短了钻井工期,提高了钻井时效,为东海类似井型和岩性地层的钻井提供了良好的技术支持。