川东北河坝构造低压易漏地层固井技术研究

川东北河坝构造陆相地层属于漏层多、漏层位置不确定、地层承压能力低的复杂地层,其固井难度大。为了提高固井质量,经优化设计与现场实践,采用了双凝双密度固井技术。将该固井技术应用于HB1—1D井、HF203井、HJ203H井均取得了良好的效果,在一定程度上解决了川东北河坝构造陆相地层的固井难题,为后续钻井施工作业提供了良好的井筒条件。     

四川盆地元坝气田年底将全面投产

<正>经过4年时间的建设,超深、高含硫气田——元坝气田将于2015年底全面建成投产,届时年产天然气量将达34×10~8m~3。截至2015年9月,位于四川省的我国首个超深、高含硫气田——元坝气田投产以来.共生产原料气11.3×10~8m~3。目前二期工程顺利推进,将使该气田在年底全面投产,年净化气产能达到34×10~8m~3。这是我国在自主创新方面取得的又一项重大成果,表明     

四川盆地元坝气田发现与理论技术

针对四川盆地元坝超深层大气田勘探开发难点,研究超深层生物礁优质储集层发育与成藏富集机理,创立超深层地震勘探、钻完井及测试等技术。通过对晚二叠世等斜缓坡—镶边台地动态沉积演化过程及区域沉积格架的恢复,建立四川盆地元坝地区二叠系长兴组早滩晚礁、多期叠置、成排成带的沉积模式,揭示早期暴露溶蚀、浅埋白云石化形成基质孔隙、液态烃深埋裂解超压造缝的储集层发育机理,提出孔缝耦合控制超深层优质储集层发育的认识。通过油源对比,提出深水陆棚相吴家坪组—大隆组是四川盆地北部地区二叠系主力烃源岩,建立超深层弱变形区三微输导、近源富集、持续保存的成藏模式。运用孔缝双元结构模型的孔隙结构参数进行地震反演,落实元坝气田高产富集带面积98.5 km~2。创建特种井身结构、发展非常规井身结构,解决多压力系统复杂地层封隔难题,研发出整体式耐高压FF级采气井口及地面安全联动装置。     

四川盆地元坝气田超深水平井井身结构优化与应用技术

四川盆地元坝气田具有超深、高含硫、高压特性,地质环境异常复杂。为此,在充分总结前期探井和开发评价井经验教训的基础上,从完井方式入手,综合考虑地层3个压力剖面、必封点、邻井井下复杂情况、完井方案及钻井成本等因素,采用自中间向两边推导的井身结构设计方法,优化确定出了元坝气田超深水平井的5层套管层序的井身结构。生产套管封隔器坐封位置以上采用高抗硫材质,封隔器坐封位置以下采用国产高镍基抗蚀合金套管,既满足了高含硫气田的长期安全生产,又减少了镍基合金套管的使用量,降低了开发成本。该井身结构在实际生产应用中,有利于气体钻井安全、高效、连续施工,将高压、易塌的陆相地层和海相地层分开,用厚壁套管封固膏盐层,将低压的上二叠统长兴组与其上部的海相高压地层分开,大幅度减少了复杂故障处理时间,有效保护了储层;同时,新完成的超深开发水平井与先期4口开发评价水平井相比,平均钻井周期减少130.3 d,大幅度提高了钻井技术经济指标。     

高温酸性气藏油层套管选材探析——以四川盆地元坝气田为例

四川盆地川东北地区元坝气田钻井完钻井深度都大于7 000 m,其主力二叠系上统气藏高温且含H₂S和CO₂,气井的油层套管选材困难。通过Corrosion Analyzer软件模拟,初步明确了该气藏的腐蚀规律,即温度小于60 ℃条件下主要以电化学腐蚀为主,大于110 ℃表现为电化学腐蚀与点蚀共同作用;井筒pH值较低,从井底到井口模拟的pH值均小于3;在井筒压力范围内,压力的变化对电化学腐蚀的影响不大。通过对国内外相似气藏的油层套管选用情况,以及110SS和镍基合金套管腐蚀室内实验结果的分析,结合行业标准对酸性介质气藏油层套管材质选择的有关规定和气藏实际情况,推荐了适合该气藏的油层套管材质：油层套管尽量选用低钢级材质,封隔器预计座封井段及以下选用高镍基合金材质,并必须保证封隔器预座封井段的固井质量。     

普光高含硫气田套管变形井的修井新工艺

普光高含硫气田采气完井方案采用的G3高镍基一体化采气管柱以及永久封隔器等配套工具,因“5·12”汶川大地震诱导下三叠统嘉陵江组膏盐层蠕变,数十口气井的生产套管在较短时间内发生了不同程度“屈曲”或“剪切”变形,先后发现普光201-2等多口井套管严重变形,制约了一体化采气管柱配套的永久封隔等工具下井,投产采气技术难度极大。为此,提出采用滚压整形、井下震击整形等修井技术对套管适度整形,扩径至132 mm以上,使用永久封隔器加遇油膨胀封隔器新型一体化采气管柱作业完井,保证了井筒的完整性和气密封性,同时解决了气井酸压、生产过程中套管防腐问题。该工艺对类似气田套管变形井的修井,为高含硫气田开发工程探索了一条新的技术途径。     

普光气田套管变形井滚压整形修复技术

普光气田高含H₂S和CO₂,套管变形井井深、产层套管钢级高、套管壁厚,套管修复难度大,直接影响到后期增产作业和开发措施的实施。为此,提出采用套管滚压整形修复技术来实现套管变形井的投产。通过普光302井现场应用实例,介绍了滚压整形技术原理和施工工艺过程,提出了套管滚压整形胀头选择的建议：①胀头型号应根据套管变形程度进行从小到大的选择;在自然状态下,滚珠当量圆直径（遇阻直径）应大于整形套管内径4～6 mm,即一次整形量应控制在4～6 mm,依次渐进达到整形要求;②依据多次整形数值分析,套管挤压变形后的回弹量为1.0～1.5 mm。对于不同钢级和壁厚的套管,整形量设计时,一次整形量应稍大于套管材质的弹性形变量。实践证明该技术具有对钻柱强度要求低、整形阻力小、对整形钻具和套管损伤小, 是一种新型的套管整形技术。     

四川盆地元坝气田钻井液转化为完井液的工艺技术

四川盆地元坝气田超深、高温、高压、高含硫化氢等特殊复杂地质条件,导致试气测试工作一直存在着诸多技术难题,特别是测试工作液长期高温静置后易出现降解或固化现象,引起测试管柱、安全阀等工具失效,既造成非生产时效增加,又伤害储层,甚至导致井下事故频发。为此,通过大量室内模拟实验,以降本增效为原则,对现有钻井液进行调整,进而转换为试气测试用完井液,后者具有配伍性好、抗高温稳定性强、储层保护性好、成本低等优点;配套形成的钻井液转换为完井液工艺技术,具有工艺简便、操作性强、易推广的特点;在此基础上,提出了一套适合元坝气田的完井液技术评价方法及技术性能指标。通过元坝气田超深水平井的现场应用,在160℃条件下静置250 d后性能保持稳定,完井液上、下层密度差小于0.03 g/cm~3,满足了该气田超深水平井衬管完井的工艺要求。     

普光气田套管变形规律研究

介绍了普光气田套管变形监测情况及套管变形结果,分析了套管变形与地层岩性、盐层厚度、固井质量、套管厚度、地震以及时间延长等之间的关系。研究结果表明,2008年＂5.12＂大地震诱发并加速了盐岩层的蠕变,造成套管变形,随着时间的延长,变形情况越来越严重。     

四川盆地长宁页岩气区块套管变形井施工参数优化分析

为解决四川盆地长宁页岩气区块的套管变形问题,进行了套管变形井施工参数优化分析.基于统计数据,对该区块施工参数优化现状进行了分析;基于三维地震、测井资料及测试数据,建立了该区块H平台裂缝和地应力模型;基于摩尔–库仑临界应力和物质守恒准则,进行了水力压裂数值模拟;根据滑动风险的分类,分析了压裂施工参数和裂缝带激活的关系.由...     

元坝气田超深酸性气藏石油工程技术实践与展望

位于四川盆地的元坝气田是我国目前已开发的埋藏最深的大型海相碳酸盐岩酸性气田,其上二叠统长兴组生物礁气藏具有超深、高含硫化氢、中低孔渗、储层厚度较薄等特征,气藏经济评价结果认为只有水平井才能降低总体开发投资进而有效开发该气藏。目前,全球开发该类超深高酸性气藏的石油工程技术实践较少,面临着超深水平井安全优快钻完井、测录井、井下作业、安全环保等一系列石油工程技术难题。为此,中石化西南石油工程有限公司以工程地质一体化为手段,基于成功开发普光气田的经验,通过针对性技术攻关和7年潜心实践,形成了超深高酸性气藏水平井钻井提速提效关键技术、超深水平井测录井关键技术、超深高酸性气藏井下作业核心技术和超深高酸性气藏安全环保技术等18项核心技术成果,在元坝气田一、二期产能建设中应用近40口井,全部建成商业气井,实现了34×108 m3净化气产能建设目标。所形成的超深酸性气藏石油工程系列技术对于国内外类似气藏的勘探开发具有借鉴作用。     

元坝气田超深酸性气藏钻完井关键技术

四川盆地元坝气田是近年来中石化发现的一个大型气田,是继普光气田之后天然气增储上产的又一个重点探区。元坝气田超深酸性气藏地质构造复杂,储层埋藏深,钻遇地层复杂,特别是陆相深部地层,属于高研磨性地层,机械钻速慢,钻井周期长。为此,经过多年的钻井实践和技术攻关,引进新工具、新技术,研制专用钻头,优化钻井设计,形成了针对该气藏的6项钻完井关键技术:(1)保证提速、安全完井作业的井身结构优化技术;(2)陆相上部地层气体钻井、陆相深部高研磨地层钻井提效技术体系;(3)气液转换、超深大斜度井及水平井润滑减阻、井壁稳定控制及防酸性气体污染技术等钻井液配套技术;(4)气体介质条件下固井、深井长封固段固井及超高压小间隙固井技术系列;(5)完善了以测量仪器、动力钻具优选及钻具组合设计等水平井井眼轨迹控制技术;(6)适合该气藏衬管完井方式和完井管柱优选技术。现场应用效果表明,系列关键技术有效地解决了机械钻速慢的难题,大幅度缩短了作业周期,实现了7 000 m井深水平井的提速提效的目标。     

元坝气田超深酸性气藏完井投产关键技术

元坝气田是中石化继普光气田后在四川盆地发现的又一个千亿立方米级储量的大型气田,也是国内目前埋藏最深的海相碳酸盐岩酸性气藏。其主力储层上二叠统长兴组具有超深、高温、高含硫、富含CO_2、气水关系复杂等特征,完井作业面临的工程地质条件复杂,井型及完井方式多样,作业难度大。为此,中石化西南石油工程有限公司通过攻关研究及实践,形成了完井试气及地面控制、深度酸压改造、元坝超深小井眼井筒处理、微牙痕上扣及气密封检测、安全管控等一系列完井投产关键配套技术,攻克了气田开发过程中的管柱防腐、储层深度酸化压裂、高产测试、安全管控等世界级完井投产工程技术难题,成功应用近40口井,为该气田34×10~8 m~3天然气产能建设目标的完成提供了重要的技术支撑。     

元坝气田长兴组生物礁气藏特征及开发对策

四川盆地元坝气田是世界上已发现埋藏最深的高含硫碳酸盐岩气田,上二叠统长兴组生物礁气藏具有埋藏超深,礁体小、散、多期,储层薄、物性差、非均质性强,流体分布复杂,直井产量低等特点;气藏开发面临礁相白云岩储层时空展布规律研究需不断深化,小礁体精细刻画与薄储层定量预测困难,水平井部署与优化设计影响因素众多,长水平段水平井长穿优质薄储层难度大等诸多难题。为实现对该气田的高效开发,开展了生物礁储层分布规律与发育模式研究、小礁体精细刻画与薄储层定量预测、条带状小礁体气藏水平井优化设计、超深薄储层水平井轨迹实时优化调整等技术攻关。相关系列攻关成果有力地支撑了元坝气田的开发建设,建成了我国首个超深高含硫生物礁大气田,混合气产能可达40×10~8m~3/a。该气田的成功投产,一方面奠定了我国在高含硫气田开发领域的领先地位;另一方面,对保障"川气东送"沿线六省两市70多个城市的长期稳定供气,对促进中西部产业结构调整和沿江区域经济发展也具有重大意义。     

元坝气田须三段气藏层序沉积与储层特征

四川盆地川东北元坝气田的多口井于上三叠统须家河组三段获得中—高产工业气流,表明该层段具有良好的天然气勘探开发潜力。为进一步做好该气田须三段气藏的开发前期评价工作,综合利用岩心观察、岩心样品薄片及岩心物性分析等资料,结合测井解释与地震储层预测成果,对该气藏的地层层序、沉积相、储层特征等进行了研究,分析了控制储层发育的主要因素。结果表明:(1)元坝地区须三段地层可划分为一个三级层序和五个四级层序,并进一步细分为五个砂组;(2)平行于物源方向的须三段地层厚度变化较大,呈"西北厚、东南薄"展布,前积特征明显,属于进积式辫状河三角洲沉积;(3)须三段气藏储集岩以钙屑砂岩为主,主要储集空间是溶孔—微溶孔,物性表现为特低孔—特低渗且非均质性强;(4)储层发育的最有利岩相为辫状河三角洲平原—前缘(即三角洲平原与三角洲前缘过渡位置)的分流河道钙屑砂岩,该沉积环境在一定程度上控制了该区须三段气藏储层溶蚀成岩作用的发育。     

元坝气田长兴组生物礁层序沉积及其对储层发育的控制

四川盆地元坝气田上二叠统长兴组气藏目前已全面转向开发,随着开发工作的有序推进,迫切需要精细描述储层结构,总结储层发育的控制因素。为此,基于岩心观察、薄片鉴定结果,结合物性数据、测井曲线等分析成果,重点研究了该区长兴组生物礁的层序地层、沉积相、储层特征以及储层结构。结果表明:①该区长兴组可划分为2个三级层序和6个四级层序,高频层序界面上、下电测曲线突变响应特征明显,电测曲线组合变化特征与高频层序所控制的沉积旋回具有较好的一致性;②长兴组生物礁主要发育在上部三级层序(SQ2)中的台地边缘外侧并呈条带状分布,纵向上由2个明显的成礁旋回构成,在横向上具有"东早西晚"不对称规模发育的分布特征;③生物礁(滩)型储层总体以低孔隙度、中低渗透率溶孔白云岩储层为主,主要发育于2个四级层序中部上部生物礁礁盖部位,具有"层数多、单层薄、不同类型储层呈不等厚互层、非均质性强"和"双层储层结构"的特征。结论认为.高频层序控制了该区生物礁沉积微相的分布,是影响储层发育与空间展布的关键因素。     

盐下复杂压力系统超深井的非常规井身结构设计——以四川盆地五探1井为例

五探1井是部署在四川盆地东部达州—开江古隆起上的一口风险探井,主探寒武系、震旦系,设计井深7 570 m。该井志留系以下地层的地质不确定性强、风险度高,寒武系可能钻遇大段膏盐层、纵向上压力系统复杂、预测井底温度达到175℃、井底液柱压力超过140 MPa并含有硫化氢等,给井身结构设计带来了很大的挑战。为此,借鉴国内外盐下超深井钻井的成功经验,在分析钻井工程面临的难点和风险的基础上,结合该井的压力系统特点、膏盐层蠕变特性,优化设计井身结构,并进行了现场应用。结果表明:(1)基于裸眼段防漏、防喷和防压差卡钻等约束条件,确定井身结构必封点5个、套管层次6层;(2)压力衰竭的石炭系岩性致密,压差卡钻和漏失的风险低,可以不做为必封点;(3)为寒武系膏盐层专门设计一层套管,以实现盐层专打,套管抗挤强度160 MPa预防挤毁;(4)五探1井安全钻达设计地层,完钻井深为8 060 m。结论认为,为实现川东地区盐下安全钻井而确定5个必封点、六开非常规井身结构是合理的,该井的成功完钻为上述古隆起后续深层天然气钻探提供了经验和借鉴。     

膏盐层蠕变致套管变形损坏机理及对策——以四川盆地北部X区块为例

四川盆地北部三叠系海相地层已发现20余口井套管存在不同程度的变形损坏,变形井段主要集中在雷口坡组和嘉陵江组,该井段含有大量膏盐,其中嘉四段膏盐含量高达58%。为此,针对该区域的X区块A1井海相地层套管变形检测结果及膏盐层的蠕变特性,采用有限元方法建立了非均匀外挤载荷反演模型,反演得到了海相地层套管所受的非均匀外挤载荷最大、最小值分别为98.93 MPa、92.85 MPa;通过建立海相地层套管受力分析模型,模拟得到了非均匀外挤载荷状态下Φ177.8 mm套管等效应力分布,计算出作用在套管上的等效外挤载荷为119.68 MPa,而被检测的变形套管抗挤强度仅有89.8 MPa,不能满足抗挤要求,定量揭示出了引发该区套管变形损坏的原因是膏盐层蠕变产生的非均匀外挤载荷。结合该区非常规井身结构应用情况,进一步计算了对应Φ190.5 mm和Φ215.9 mm井眼尺寸的Φ168.28 mm、Φ193.68 mm和Φ 177.8 mm套管的等效外挤载荷,推荐了这3种尺寸的套管选型,其抗挤强度分别大于119.24 MPa、124.29 MPa和119.68 MPa,为该区域海相地层套管柱设计提供了参考数据。