分层改造合层开采工艺技术在LG气田的应用

目前,分层改造合层开采工艺技术主要应用于浅层气井,而LG气田具有超深、高温、高含H_2S、CO_2、纵向上多产层、储层非均质性强、井身结构复杂等特点。近年来,随着天然气勘探开发工作的快速推进,产能建设工作量增长迅速,超深井、高温高压气井越来越多,完井管柱优化设计及作业难度越来越大,安全环保要求也越来越高,高温高压高酸性超深井上运用分层改造合层开采工艺技术具有极大的挑战性。为此,结合LG气田的实际特点,采用双永久式封隔器满足分层改造和长期生产保护套管的需要,制定了各阶段详细施工控制参数确保了作业和生产安全。该项技术在国内第一口分层改造合层开采的高温高压高酸性超深气井的成功应用标志着高温高压高酸性超深储层的分层改造合层开采问题可以得到有效解决,为同类气田的开发具有借鉴意义。     

元坝海相储层改造难点及技术对策

元坝海相属于礁滩相控制的复杂生物礁气藏,其资源量丰富,但大部分储层具有埋藏深、地层温度高,储层非均质性强等特征,酸压改造实施难度大。为此,在元坝海相储层特征及酸压改造需求分析的基础上,开展了酸压改造思路与方案分析,并通过酸岩反应等理论研究、酸液体系及暂堵材料优化、酸压改造工艺优化,研究形成了适用于元坝超深礁滩相强非均质储层高效深度酸压技术及长井段超深水平井/大斜度井分流转向酸压技术。该技术成果在元坝长兴组开展了27井次的现场试验及推广应用,施工成功率100%,工业气井率100%,应用效果显著。     

元坝陆相裂缝储层钻井技术

元坝气田地质构造复杂,多压力系统共存。陆相地层埋藏深、井段长、稳定性差、坍塌严重,自流井、须家河组地层压力高、裂缝发育、喷漏现象明显、井控风险大,且含砾石层,可钻性极差,同时还需兼顾海相储层的开发,井身结构复杂、井眼尺寸大、钻井施工难度大。通过多年来的探索与实践,总结集成了元坝陆相裂缝储层防塌、防漏堵漏、井控、钻井提速关键技术,有效地解决了技术难题。     

元坝高含硫气井钻井井控技术

元坝气田属于“三高”气田，高压、高产、高含硫，地层复杂，易出现斜、漏、喷、塌、卡等复杂情况。地层复杂，给井控工作带来困难。为此，针对该区块地层特点，总结施工中井控存在的难点，采取严格执行井控技术规范、配套的钻井液密度、合理的井身结构、优选钻具组合、高规格井控设备、井控装置严格试压、严格管理、落实责任、加强培训和演练等井控技术措施做好井控工作，并对YB21、YB204-2钻井施工中遇到的复杂情况以及井控技术处理过程进行分析。实践结果表明，元坝气田整体施工过程中，未出现任何井喷失控和硫化氢中毒事件，说明一系列的井控技术措施对处理元坝气田施工具有促进作用。研究认为，元坝气田的钻井施工，降低了井控风险，加强了井控一系列措施对策的落实与实践，立足于一次井控工作，强化了二次井控工作。     

元坝海相“四高”气井APR测试难点及对策

元坝海相气藏具有高温、高压、高含H2S、高产的“四高”特点，地质条件复杂，完井测试工艺复杂且工况恶劣多变。该类气井普遍采用APR测试工具进行完井测试及评价。APR完井测试面临测试工具绝对承压不够、解封解卡工具提升能力偏低、橡胶密封件耐高温性能不足、钻井液高温稳定性差等局限，易发生测试工具失效、钻井液稠化与分相沉淀、测试管柱卡埋等问题，直接导致测试施工失败甚至测试工具落井。为此，在元坝海相“四高气井”APR完井测试实践基础上，对测试工具、测试管柱、测试工艺、钻井液性能及堵漏材料配方进行了优化，解决了“四高”特点带来的系列技术难题，形成了适用于元坝海相“四高”气井的APR测试联作技术。该技术已在元坝海相气田应用40余井次，测试施工一次性成功率达95%，为元坝气田深层超深层“四高”勘探井的安全、高效测试评价提供了有力的技术支撑。     

动态描述技术在元坝气田须三气藏中的应用

针对元坝气田须三气藏地质与物探对储层刻画难度大的问题,引入气藏动态描述技术对须三气藏重点井建立了动态模型,获取了地层渗透率、地层压力分布、井控有效面积与储量等参数,开展了气井动态产能分析。通过动态描述方法解答了气田开发一些关键问题,并对气井的生产动态做出较可靠的预测。     

低渗透致密气藏压裂气井动态储量预测新方法——以苏里格气田为例

由于地质条件及工艺措施的影响,低渗透致密储层压裂气井的生产动态与常规气井有明显不同,存在不稳定渗流时间很长等问题,致使气井的单位压降采气量、井控动态储量、泄流面积随生产时间出现动态变化。因此在试采期间难以准确求得气井的井控动态储量和泄流面积,给气田开发方案的合理编制带来很大困难。为此,以苏里格气田为例,在准确把握低渗透压裂气井生产特征的基础上,结合现代气井动态分析方法,根据先期投产区块内多口典型气井的生产数据建立了井控动态储量预测图版,能够依据气井早期的生产数据有效预测井控储量、泄流面积随生产时间的动态变化规律,对气田的建产规模和井网加密方式具有指导作用,从而降低了测试成本,避免了资源浪费。     

超深高温高压高含硫气井的安全完井投产技术——以四川盆地元坝气田为例

四川盆地元坝气田具有超深、高压、高温、高含酸性腐蚀气体的特点。完井投产过程中,腐蚀条件恶劣,安全风险大,对管柱的材质、结构要求高;井筒条件限制,井筒净化作业的风险大、难度大;施工作业时间长,井控风险大;储层非均质性强,作业井段长,针对性改造难度大。为此,通过对管柱结构、腐蚀机理的研究,选择了4C+4D镍基合金材质油管配合永久式完井封隔器的酸化—投产一体化管柱,满足了酸化、测试及安全投产的需要;通过管柱设计、水动力学的计算,结合工艺措施优化,形成的扫塞、超深小井眼通井工艺等井筒处理工艺技术,满足了井筒净化的需要,保证了投产管柱顺利到位;通过对高含硫气体在临界状态的分析计算,结合现场实践,形成了配套井控安全设备,短起下测油气上窜速度小于30m/h的井控安全工艺措施,保证了投产作业的井控安全;通过暂堵剂的研制和暂堵工艺的优化,形成了多级暂堵交替注入酸化工艺。     

元坝含硫气藏水平井完井方式适应性评价与优选

元坝长兴组气藏属于超深、高温、高压、高含硫等特点,储层非均质性强,气水关系复杂,完井安全性与经济性矛盾突出,其水平井完井方式应比常规气井更具较宽的适应性,以满足气井整个寿命周期的各种作业、生产及经济要求.在岩石强度测定等室内实验、酸化前后临界生产压差和单井产能模拟计算、YB103H等井现场试验基础上,通过完井方式对地质特征、地质力学特征、产能、气水关系、工程工艺风险和技术经济适应性评价,形成了元坝超深水平井完井方式优选方法和方案.研究表明,Ⅰ一Ⅱ类较多的礁相储层以衬管完井方式为主,不需要分段改造即能满足产能要求;对于部署在礁相,井眼方位与地层最大主应力夹角小于20°的水平井,采用裸眼完井降低完井投资;对于Ⅰ一Ⅱ类较少的叠合区、滩相储层,宜采用射孔完井,以便实施针对性储层改造;边底水较为发育区域,采用射孔完井并通过优化完井参数延缓边底水锥进.不同完井方法在不同类型储层进行了现场试验,元坝103H、元坝124-侧1、元坝10-侧1等试验井获得高产,实现了元坝超深水平井开发的突破.     

普光“三高”气田安全钻井技术

普光气田是我国迄今为止发现的最大的酸性整装气田,具有井深超深和高含硫、高压、高产特性,且地质环境异常复杂。为了安全、高效开发该气田,进行了持续的技术攻关。在综合考虑地质、井控、固井质量、开发寿命及钻井成本等诸多因素的基础上,优化了井身结构设计;通过研究形成了高抗挤、耐腐蚀、适用于高压气井的管材优选技术;针对超深、多套压力系统和复杂层位共存于同一裸眼段内,钻井液安全密度窗口窄,易发生喷漏同存,以及“三高”气田井控风险大的情况,高标准地配备了井控装备和防喷工具,制定和采取了一系列有针对性的井控特别管理措施;针对裸眼段长、温差大、安全密度窗口窄、间隙小、压稳与防漏矛盾突出、防气窜难度大、顶替效果差等固井难题,采用了分段压稳设计,优选了水泥浆体系,优化了浆柱结构,形成了一套适合超深“三高”气田的综合固井工艺技术。普光气田通过综合应用“三高”气田安全钻井技术,实现了安全钻井,提高了钻井速度,保证了固井质量,确保了气井长期安全生产。      

青海跃东油田E31油藏重复压裂技术现场试验

青海跃东油田E31油藏属特低渗、低孔、异常高温高压储层,单井大多依靠增产措施获得稳定产能。但储层具有杨氏模量高、易水敏及酸敏等特征。以往压裂技术也有规模小、砂比低、最大加砂浓度低、增产有效期短等不足。针对该油藏特征及以往压裂技术存在的问题,开展了重复压裂现场试验研究,现场试验6井次,施工有效率100%,最大加砂量达30.5m3,最大砂比达46%,提高了该油藏的压裂技术水平,取得了显著效果。如YD1井增产有效期超过500d,累计增产原油325     

海上稠油油田蒸汽吞吐产量确定新方法

针对目前蒸汽吞吐产量预测模型假设条件简单、普适性差等问题,一般采用测试法和类比法综合确定海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量。由于目前海上油田通常只开展常规测试,无法直接获得热采开发初期产量。笔者提出海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量确定新方法,建立蒸汽吞吐相对于常规开发的初期产量倍数预测模型,通过蒸汽吞吐产量倍数,将常规测试确定的产量转化为蒸汽吞吐产量。研究表明,蒸汽吞吐初期产量倍数主要受储集层渗透率、原油黏度、注入强度、蒸汽干度等因素影响,利用正交试验设计和多元回归等方法,建立海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量倍数与油藏地质参数及注入参数之间的非线性预测模型,该模型经实际生产数据验证,预测误差小于5%,可靠性高,能够为海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量的确定提供依据。     

重庆气矿飞仙关气藏高酸性气井完井试气工艺技术的研究与应用

高酸性气井完井直接关系着气井的质量、寿命和完井、试气及采气作业员工的安全,是气井安全、高效生产的基础。针对重庆气矿飞仙关高酸性气田的地质现状以及高酸性介质给气井的完井投产所造成的严重困难,认真研究并提出了重庆气矿飞仙关气藏高酸性气井完井试气的工艺技术方案。通过峰15等井的现场工艺成功试验,为今后重庆气矿飞仙关高酸性气井的完井投产探索了一条路子,并对该地区高酸性气藏规模开发提供了技术决策依据。     

河间东营油藏微生物驱替现场试验

针对河间东营油藏的地质条件和开发特点,开展了微生物采油室内试验和评价,优选适合油藏特点的耐高温微生物菌种,优化驱替试验参数。在室内试验的基础上进行了微生物驱替现场实施方案论证和编制。通过5个注水井组微生物驱替现场试验,取得了较好的增油效果,进一步提高了油藏采收率。     

高检1井蒸汽吞吐测井研究

高升油田高检1井密闭取心证实了蒸汽吞吐采油后，邻井已受到波及，油层的含油饱和度、孔隙度、渗透率等均有明显的降低。受蒸汽吞吐的中、强水洗层，用测井的三电阻率和时差、自然电位对储层的含油性和物性的检测，均有明显的响应特征。高检1井水洗段的含油饱和度虽已降低到40．9％，但仍有较高的采油指数，与测井检测含油饱和度吻合。用岩心刻度测井，初步建立了水洗级别的解释标准。     

前景广阔的高渗透层压裂

高渗透层压裂技术是水力压裂的一个重要突破，它包括从中渗透率到高渗透率储层的压裂技术。压裂机理是要求压裂后产生的地层裂缝建立短而宽的高导流裂缝，有效地增大泄油半径。文中介绍了高渗透层压裂的选井原则、技术要求和措施。高渗透层压裂前必须进行测试压裂，其关键技术是作业中应用了端部脱砂技术，应用实例论证了该技术的增产效果。     

塔中石炭系砂岩储层损害矿场评价

本文利用地层测试资料,在对塔里木塔中石炭系砂岩储层的污染程度、污染深度及措施增产率进行评价时,根据离井轴愈远污染愈轻的现象,首先对表皮系数进行了分解,加深了地层测试资料的应用,对矿场进行增产措施有指导作用。     

河南油田稠油油藏水淹规律研究

从河南油田稠油油藏地质特征和蒸汽吞吐开采特点出发,利用岩心分析资料和开发取心检验井数据,应用油藏工程、数理统计、矿场测井分析和岩心刻度测井的方法,建立了高精度的储层岩性、物性测井解释模型。研究了稠油水淹层的特征,确定了定性和定量判断稠油水淹规律的方法,指出了目前稠油剩余油在纵向、平面上的分布规律,为油田后期编制开发方案、增产挖潜提供地质依据。     

计算稠油油藏蒸汽吞吐加热半径的新方法

介绍了一种新的油藏工程动态分析方法──流动物质平衡方法,并将该方法应用于稠油蒸汽吞吐试井分析,计算出加热半径和地层污染系数。通过实例分析表明,该方法能够综合利用生产和测试数据进行动态分析,而且计算过程简单、结果可靠。     

多井系统试井分析软件的应用

为提高国内油田大多数开发井大批量试并资料处理的质量和效率，在解决了注水开发油藏多并系统中的试并解释问题的基础上，开发出多并系统试并分析软件。该软件的应用不但改善了已开发油藏中井的试井解释结果的可靠性和准确性，而且通过引入求取单井注采比这一重要参数，使得油藏注采平衡管理由以往的区块规模，深入到了油藏基本单元——单井。通过应用检验，认为该软件能广泛用于油藏动态分析、压裂酸化及堵水等措施选并和效果评价上。