普光气田固井水泥浆技术

普光气田具有井深、井底温度高、压力高,地层压力系统复杂等特点,钻井过程中井壁垮塌、井漏、井喷现象严重.为满足气藏开发的需要,要求各层套管固井水泥浆必须返至地面,形成了固井超长封固段,固井难度较大.因此开展了水泥浆防窜、防漏、抗高温稳定性研究,探索出了适合该地区各层套管固井的水泥浆配方,即：低密度水泥浆（G级油井水泥＋漂珠＋填充剂＋早强剂＋降滤失剂＋分散剂）,中温高密度水泥浆（G级油井水泥＋降失水剂＋膨胀剂＋分散剂＋缓凝剂＋沉降稳定剂）和高温高密度水泥浆（G级油井水泥＋降失水剂＋膨胀剂＋分散剂＋缓凝剂＋沉降稳定剂＋石英砂）.经不同完井方式的固井应用,固井施工一次成功,固井质量合格.     

长庆油田气井固井技术

长庆油田陕北安塞地区气井埋深一般为3500～4000m，底部气层活跃，上部地层撑压能力差，钻井和固井易发生满失。针对该地区的地质情况、钻井情况、固井情况，制定出了一整套气井固井工艺方案，并根据工艺要求，经过室内大量的模拟试验，研究出了6组水泥浆体系。在固井过程中采用分级注水泥工艺和3种密度、3种稠化时间的防窜、防满水泥浆体系。3口井的固井实践证明，该套固井工艺切实可行，固井水泥浆体系有利于气井固井施工，保证了固井质量．气层井段固井质量优质。     

徐深气田固井技术

徐深气田是目前保证大庆油气产量稳中求升的主要接替区块之一,针对现在国内外深层气固井技术发展现状,结合大庆油田徐深气田地质特征,展开了徐深气田固井技术研究,通过一系列室内研究、现场应用取得了突破性的进展,并形成了一套稳定的固井体系和配套措施.     

柴达木盆地台南气田优快钻井技术

台南气田储气层埋藏浅,气层多且薄,成岩性差,结构疏松,钻井过程中经常出现严重的卡、塌、漏、喷等钻井复杂事故。通过分析研究,形成了包括井身结构优化设计、防漏堵漏技术、盐水聚合物钻井液体系优选、钻井工艺措施优化、固井技术等5项台南气田优快钻井综合配套技术,钻井速度大幅提高。与2007年相比,2008年直井平均完井周期缩短了40.43%,水平井平均完井周期缩短了45.51%,节约钻井成本12376.35万元,满足了台南气田优快钻井需要。     

纤维堵漏固井技术研究

随着近些年来渤海油气田勘探力度的加大,钻井过程中的各种风险也逐渐增多加大,尤其是漏失风险越来越严重。而相应的固井作业过程中的水泥浆的漏失风险也日渐严重,固井过程中漏失将直接影响每口井后期的钻进、测试、开采等作业,严重的话直接导致一口井的报废。为了预防和针对性的解决固井过程中水泥浆的漏失,本文就以漏失地层的相关特性和目前新型固井堵漏材料进行分析研究,以及根据大量的实验数据来确定固井堵漏材料的使用效果。     

文东复杂断块调整井固井技术

根据文东复杂断块的地质特征和固井特点，分析了影响调整井固井质量的诸因素，并详述了以防漏、防气窜为主要内容的调整井固井技术。     

林4-36X井防漏防窜水泥浆固井技术

林4-36X井是二连油田低压区块上的一口开发井,目的层段压力系数0.6～0.9,钻井过程中在油层段1372.4 m和1485.3 m处发生漏失,井漏时钻井液密度1.19 g/cm3;在发生井漏的同时,也存在着油水外浸.在井温低、水泥用量小的情况下,采用低密度防漏防窜水泥浆体系固井,通过降低水泥浆密度并在水泥中加入弹性防漏堵漏材料,提高水泥浆的防窜性能等技术措施进行固井,施工作业顺利,电测固井质量优质.     

镇平277-2浅层漏失水平井固井技术

镇平277-2井是浅层漏失水平井,因底层压力低、孔隙发育,在钻井过程中发生多次漏失,使固井水泥返高难以保证;水平井段不测井径,水泥量难以把握;套管在重力和弯曲应力作用下,贴靠井壁,套管居中度差;岩屑在重力作用下沿井眼径向沉降在井眼下侧,且采用油基钻井液钻井,致使顶替效率低,严重影响水泥与地层及管柱的胶结强度.由此提出了一系列固井技术措施,进行了冲洗隔离液设计,采用防漏、低失水量、零析水、高沉降稳定性、微膨胀水泥浆体系,避免了水泥石体积的收缩,应用复合流态顶替、下套管摩阻预测、合理选择及安放扶正器等技术,获得了较好的固井质量.     

吉林油田深层气井防窜水泥浆固井技术探讨

油田开发的不断进步与发展,对深层气井防窜水泥浆固井技术提出了新的要求,如何有效应用该项技术,已成为业内广泛关注的焦点之一。本文首先介绍了吉林油田深层气井固井水泥浆体系,分析了深井固井技术的诸多难点,并结合实践经验,从多角度探讨了吉林油田深层气井固井工艺技术,以期对深井固井施工有所借鉴。     

遇气自愈合水泥浆体系

针对顺北油气田凝析气藏在生产期间产生的微裂隙和微环隙,研制了适用于顺北油气田的遇气自愈合乳液,该乳液遇天然气体积膨胀率达30%,并配制出了密度范围在1.45～2.20 g/cm³的自愈合水泥浆体系。该水泥浆体系的适用温度在90～180℃,弹性模量小于7 GPa。同时,还设计了合理的水泥石遇气自愈合能力评价方法,通过首次造缝和二次造缝,水泥石的自愈合能力分别达到了100%和95.1%。研制的遇气自愈合水泥浆体系兼具自愈合能力和优异的弹性性能,已现场试验3口井,固井质量优质率为100%,满足了顺北油气田高温高压气井长期密封需要。     

柴达木盆地台南气田低阻气藏成因机理及测井评价

柴达木盆地台南气田第四系下更新统涩北组气层普遍具有低电阻率特征,在高矿化度地层水环境下,复杂的地质条件使得低阻气层与中、高阻气层的识别难度加大。为此,利用岩心分析化验、录井、测井、构造及试气等资料,结合低阻气层的测井响应特征,从地质及工程因素入手,对该区低阻气层成因机制进行了系统深入的剖析。结果表明:涩北组低阻气层的主要地质成因是由于水动力条件较弱的浅湖沉积环境下发育的岩性粒度细、黏土矿物含量高以及低幅度构造背景下的高束缚水饱和度,而地层水矿化度高、复杂的孔隙结构、极强的非均质性和微裂缝发育进一步降低了气层电阻率;钻井液侵入与地层浸泡时间对电阻率测井造成的影响是外部工程因素。在此基础上所建立的变孔隙结构指数m和饱和度指数n的方法,能有效地提高含水饱和度的计算精度,"侵入因子"与"镜像反映"的交会图以及电阻率—孔隙度—含气饱和度交会图能够有效地识别气水层。该方法为气田的有效开发提供了技术保障。     

吉林油田浅层气井固井防窜水泥浆体系

气窜严重是吉林油田浅层气井固井存在的一大技术难题,为此开发了浅层气井固井防窜水泥浆,该水泥浆具有流动性好、失水量低、稠化时间合适、过渡时间短和早期强度高等优点.开发的固井水泥浆,领浆中加入1.4％降失水剂JLS和3％晶体膨胀剂KW-2,水泥浆失水量为16mL,稠化时间为130 min,浆体SPN值为1.07,24 h水泥石的抗压强度和线膨胀率分别为20.5 MPa和0.011％;尾浆中加入1.4％JLS、3％KW-2和2％速凝早强剂ZQJ,水泥浆失水量为14 mL,稠化时间为108 min,浆体SPN值为0.90,24 h水泥石的抗压强度和线膨胀率分别为23.7 MPa和0.003％.现场34口气井的应用实践证明,该防气窜水泥浆适合浅层气井的固井开发,固井合格率为100％,优质率为88.2％.     

胶乳水泥浆在普光气田的应用

介绍了丁苯胶乳及其胶乳防气窜水泥浆体系的流变性和直角稠化性,胶乳水泥石的强度特性、渗透率及胶乳的物理性能.将胶乳水泥浆应用在普光气田11井次中,合格率为100%,其中7口井固井质量优良.根据现场施工情况,深入分析了胶乳水泥浆体系现场应用过程中容易出现的问题,为胶乳水泥浆体系的应用提供了参考依据.     

顺北油气田低压易漏层泡沫水泥浆固井技术

顺北油气田二叠系裂缝发育,地层承压能力低,固井漏失风险大。针对该问题,优选了抗高温抗盐的蛋白质发泡剂和高聚物稳泡剂,二者加量分别为2%～4%和0.4%～0.8%时,泡沫可在120℃下保持稳定;研制了密度1.10～1.30 kg/L可调的防漏泡沫水泥浆体系,其流动性好,120℃下API滤失量小于50 mL,泡沫水泥石密度差小于0.03 kg/L,密度1.10 kg/L泡沫水泥浆形成的水泥石在低温常压下养护72 h的抗压强度可达7.2 MPa,泡沫水泥浆综合性能优良;研究形成了基于井深、温度和压力的环空分段充气设计方法,充气量根据井深、水泥浆密度和注水泥浆排量实时调整,以保证环空泡沫水泥浆密度上下均匀。基于上述研究成果,形成了顺北油气田低压易漏层泡沫水泥浆固井技术,并在该油气田2口井封固存在低压易漏层的二叠系时进行了应用,泡沫水泥浆均成功返至地面,固井质量优良。该技术为顺北油气田低压易漏层安全高质量固井提供了技术途径,也可为其他区块裂缝性地层防漏固井提供了借鉴。     

柴达木盆地马海气田高演化天然气源研究

目前,对柴达木盆地东部地区的油气形成研究较多,而针对北部的马海气田研究相对较少,根据马海气田天然气的特征,并结合流体包裹体测试结果、烃源岩的埋藏史和热演化史以及构造发育史指出,马海构造的油气是一期充注的。第一期的油因保存条件差而散失;马海构造只捕获到第二期来自伊北凹陷的高演化天然气。马海气田和南八仙油气田为同一成因类型,南八仙油气田天然气属于高-过成熟煤成气,与伊北凹陷下侏罗统烃源岩有关。     

疏松砂岩气藏水平井开发难点及对策——以柴达木盆地台南气田为例

柴达木盆地台南气田储层埋藏浅（833～1 740 m）,成岩性差,岩性疏松,泥质含量高,非均质性强,单气层厚度为1～3 m且层数多,气水分布复杂,使得水平井开发存在造斜困难、井眼坍塌、轨迹失控等风险。为此,就已完钻的40余口水平井从设计、施工、开发效果等方面分析、总结了水平井在该气田的推广应用情况,并对水平井钻井状况、目的层特征、井眼轨迹与钻遇率等进行了评价;结合水平井的生产现状进行了产量、压力、出水和出砂等动态分析,开展了产能与产量评价,以及出水、压降原因剖析和单产递减特征的描述等工作;对不同储层类型、不同水平段长度和不同井型的水平井,以及水平井与直井的产量、投资等进行了综合对比。最后提出的开发对策是：搞清地质条件,提高地质认识,把握好井眼轨迹,合理配产,现场生产管理到位,做好防砂控水,建好配套技术监控体系。     

柴达木盆地涩北气田动态储量计算与评价(为庆祝《新疆石油地质》创刊30周年而作)

利用生产动态和静态资料,依照SEC储量评价方法,通过2种常用的动态储量计算方法(压降法和递减分析法),对柴达木盆地涩北一号气田2个典型气藏(A和B)进行了动态储量评价,较合理地解释了动态储量和地质储量存在的计算差异.     

柴达木盆地天然气勘探领域

根据气源岩特征及分布,结合其他成藏要素、成藏模式和成藏规律,可将柴达木盆地划分为柴北缘侏罗系煤型气、柴西古近系—新近系油型气和三湖第四系生物气3个勘探领域。煤型气勘探领域烃源岩具有分布广、丰度高、生烃强、深埋晚、资源量大的特征,古构造、输导体系和源圈配置是煤型气成藏主控因素,存在盆缘区下组合(基岩—侏罗系—古近系)和盆内晚期构造上组合(新近系)两套储盖组合及源外和源上两种成藏模式;近期主要的勘探领域为盆缘阿尔金山前东段、祁连山前西段下组合(基岩—侏罗系—古近系路乐河组)和盆内的冷湖构造带、鄂博梁构造带上组合(古近系上干柴沟组、新近系下油砂山组)。油型气勘探领域具有3个凹陷、2套烃源岩、3种类型天然气资源特征和环凹分布、近源聚集、接力输导、甜点聚集的油型气富集规律;其晚期成藏表现明显,具"接力式"的运聚模式;烃源岩埋深大、成熟度高、生气强度大、气油比高的区带是油型气勘探的有利区带,包括狮子沟—油砂山—英东和油泉子—开特米里克—油墩子等构造带。生物气勘探领域具有单一气源岩、低丰度、快速沉积的天然气资源特征;具有持续生烃、垂向和侧向运移共存、动态成藏的生物气成藏模式;三湖凹陷北斜坡的鼻隆和背斜外围是岩性气藏有利的勘探领域。