分段酸化—测试—完井一体化管柱在双探2井的应用

针对双探2井的储层特点和试油需求,设计了分段酸化—测试—完井一体化管柱,一趟管柱可实现分段酸化、获取井下资料,封堵保护储层,更换管柱完井投产。满足双探2井试油测试需求,降低了井控风险,有效解决了试油测试后严重井漏及产层损害问题,为试油获产后的完井投产做好准。对于易漏探井的试油测试作业具有重要的指导意义。     

元坝超深含硫水平井衬管完井投产技术及应用

元坝气藏埋藏深在7 000 m左右，高含H₂S，中含CO₂，储层物性礁相优于滩相，气藏开发以大斜度井、水平井衬管完井为主，完井投产面临工艺经济性和安全性设计要求高、作业时间长成本高、井筒复杂情况多等难题。为此，通过大量室内试验和现场实践，元坝礁相储层采用衬管完井并实施多级暂堵交替注入酸化测试投产一体化技术，有效释放储层产能；完井工具国产化规模应用有效降低完井投产成本；投产工序标准化和井控观察方式优化，在保障安全投产的同时缩短了作业周期；井筒预处理技术、水合物和环空起压防治措施，满足了超深衬管水平井投产作业需要。目前已实施19口井，现场施工成功率100%，酸化后单井获平均绝对无阻流量291×104 m³/d，元坝两期完井投产总体成本降低4.97亿元，突破了元坝超深含硫衬管水平井经济性和安全性的技术瓶颈。     

高温高压气井试油完井一体化工艺技术

针对高温高压碳酸盐岩深井往往具有测试产量不确定、易出现又漏又喷复杂情况、后续压井易造成二次污染等问题,文章设计了试油-封堵和试油-完井投产共2种试油完井一体化管柱,利用一趟管柱实现射孔-酸化-测试-封堵或完井投产等多种功能;其中试油-封堵一体化管柱现场试验多口井,压井钻井液漏失量均小于5 m~3;平均单层转层周期节约5 d以上;试油-完井投产一体化管柱现场试验5口井,平均单层节约试油时间7 d。试油完井一体化工艺技术不仅能有效解决测试后压井堵漏及产层伤害难题,同时还将试油测试与完井作业有效衔接,实现快速上试或完井投产,满足不同的作业需求,对于试油提速提效、降低试油成本并有效保护产层非常必要,是未来试油测试作业的重要发展方向,有较大的推广应用前景。     

一趟管柱分层分时射孔测试技术

精细试油是油气藏勘探中准确评价储层的一项重要手段,但在同一管柱内完成分层射孔、分层独立试油还难以实现.在陆上探井和海洋完井项目中,尤为重视针对不同井况采用不同策略进行一次性射孔测试联作完井,这项技术可缩短试采周期并节约作业成本.介绍了一种新型射孔测试联作技术,在不动管柱、不循环压井的条件下,利用一趟管柱实现了不同层位间的独立精细试油,试油周期短、成本低,测试信息准确,为油气田勘探精细评价提供了新思路.     

完井—采油一体化工艺及关键技术分析

塔河油田碎屑岩和碳酸盐岩稀油储层,多采用射孔/酸压+自喷+机抽的完井—采油作业方式进行完井,需下入两趟管柱分别完成射孔/酸压和机抽开采,且自喷转机抽和机抽检泵期间均需要完井液压井,增加作业成本和储层伤害风险.文章设计了完井—采油一体化工艺,下入一趟管柱即可完成射孔/酸压+自喷+机抽作业,作业全程无需压井,减少产层伤害,...     

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。     

呼探1井?139.7 mm尾管精细动态控压固井技术

呼探1井?139.7 mm尾管固井时封固段长、井底温度高,导致存在漏失与溢流风险大、对水泥浆性能要求高及水泥浆稠化时间不易控制等技术难点。为解决上述技术难点,在该井?139.7 mm尾管固井段进行了精细动态控压固井技术试验。通过优化水泥浆配方、精细设计浆柱和优化设计套管扶正器安放位置,制定确保井筒动态压力介于地层孔隙压力与漏失压力之间等的技术措施,利用精细控压钻井装备,实现了控压下尾管、注水泥和水泥浆候凝,最终实现了全过程精细动态控压固井,该井?139.7 mm尾管固井质量合格。呼探1井?139.7 mm尾管精细控压固井成功,表明精细控压固井能够提高超深井长封固段窄安全密度窗口地层的固井质量,可为准噶尔盆地南缘深层油气勘探提供技术保障。      

普光高酸性气田井筒管材及完井方案优选

四川盆地普光气田属于高含H₂S和CO₂的碳酸盐岩过成熟酸性气田,存在气藏压力高、埋藏深度大、地质构造复杂、腐蚀严重、易喷易漏、安全风险高等开发难题。为解决上述难题,实现气田的安全高效开发,在深入调研国内外高含硫气田完井技术现状的基础上,分析了硫化氢、二氧化碳以及氯离子等对井下管材的腐蚀方式,提出了管柱腐蚀的防治措施：①采用防腐蚀管材;②注入缓蚀剂;③将上述两种方式综合应用。进而设计了3种完井方案：①高镍基合金完井;②高镍基合金与高抗硫材质组合完井;③高抗硫材质完井。经分析对比,最终确定采用镍基合金和高抗硫钢套管组合,配合镍基合金油管和永久式封隔器的完井方案;射孔后下酸压-生产一体化完井管柱,酸化压裂后投产。该方案成功解决了气井酸压、生产、防腐蚀等问题,具有防腐性能优越、后期维护成本低、管柱有效生产时间长、安全系数高等特点。     

克深13区块完井工艺评价与优化

塔里木油田克深13区块属于超深、超高压、高温气藏,地层易漏易喷,需要大规模储层改造,完井工艺难度大。总结了塔里木油田高压气井完井工艺现状,根据克深13区块的地质条件和工程要求,对比评价了射孔-改造-完井联作的一次完井工艺和先射孔、后改造-完井联作的两次完井工艺。一次完井工艺射孔枪耐温耐压满足不了要求,且存在井筒堵塞、射孔枪砂埋、生产测试受限等问题。二次完井工艺存在替浆不彻底,导致井筒堵塞和储层伤害的问题。为了解决二次完井替浆问题,开展了可溶筛管二次完井工艺研究。该工艺可以满足全井筒替浆、储层改造、生产测试的要求,同时避免了井筒堵塞和管柱砂埋,且有利于后期修井打捞。     

青海油田英中地区全过程精细控压钻完井技术探讨

全过程精细控压钻完井技术是指在钻井、完井过程中,对整个井筒压力进行有效控制与管理的钻完井技术,可有效解决窄密度窗口、压力敏感地层难以克服的溢漏同层、井控风险大以及窄密度窗口地层固井质量等系列复杂问题.从青海油田部署于柴达木盆地英中地区英中三号构造预探井狮63井基本情况出发,重点阐述了下干柴沟组地层裂缝性漏失严重、安全密...     

强化充气钻井技术现状与应用

衰竭、低压储层钻进时易出现钻井液漏失、压差卡钻及储层伤害等问题,甚至还存在井壁稳定与储层保护的矛盾。文章针对上述问题调研了国内外强化充气钻井技术的发展现状及应用情况。强化充气钻井技术可有效解决钻井过程中的恶性井漏、压差卡钻及钻井速度慢等技术难题;也可结合钻井液脉冲实现水平井定向钻井,在精确定向作业的同时保护油气藏,提高单井产量;还可将充气钻井工艺与控压钻井技术相结合,利用环空充氮气强化充气钻井技术钻含硫、裂缝性和衰竭性低压高温油气藏,既保护储层,又避免储层井漏,满足井控要求。现场应用表明,强化充气钻井技术不仅有利于保护储层,且能减少井下复杂与钻井成本,在低压、破碎、易失稳的储层钻井中具有广泛的应用前景,有助于解决低压衰竭储层高效开发面临的技术难题,为国内低压衰竭储层水平井控压钻井技术发展提供借鉴与支持。     

哈萨克斯坦H8309双分支水平井钻完井技术

哈萨克斯坦肯基亚克油区是世界上公认的难开采区块之一,该区块单井控油面积小、开发成本高,为此,决定通过钻探分支井技术解决该区块的技术难题。H8309井是中国石油海外第1口双分支水平井、该井开窗点较深,为克服深井高压、确保井壁稳定,采用了高密度钻井液(1.98 g/cm3);为减小井控风险,首次使用了分支井造斜器分段打捞技术和深井分支井完井管柱丢手技术。双分支井眼都实施了酸化压裂增产改造措施。H8309井完井日产原油180 t,平稳运行138 d,是邻井水平井日产量的3倍。该井的成功实施为今后难产、难开发区块的高效开发提供了经验,为肯尼亚克油区的油气开采提供了新的技术方法,更为其他开发断块边部油藏、提高采收率、降低开发成本提供了强有力的技术支持。     

普光高含硫气田裸眼水平井投产工艺技术

川东北普光高含硫气田裸眼水平井投产,存在着碳酸盐岩地层易喷易漏、井控安全风险高,钻水泥塞容易开窗出轨,结构复杂的一体化分段酸化-生产完井管柱极易发生粘卡事件等难题。为此,在该气田大湾气藏采用井筒模拟通井处理工艺,优化设计完井管柱结构,结合二次下井回接完成、优质钻完井液与内防喷工具的使用,妥善解决了上述难题,实现了分段完井管柱多级封隔器适时坐封隔绝气层以及滑套顺序开关、均匀布酸的目标,取得了很好的应用效果。结论认为：①在该区实施裸眼水平井投产工艺以及钻塞、模拟通井处理工艺是可行的,是高酸性气田合理高效开发值得借鉴的一个模式;②井壁稳定、顺畅、润滑的井况环境是裸眼水平井安全顺利投产的前提条件,也是实现降本增效、安全开发酸性气田的重要技术手段;③针对高酸性裸眼气井完井投产工艺技术的复杂性须选择优质完井液,全过程、全方位、多层面的从技术角度进行安全控制是井控技术的发展方向;④碳酸盐岩气藏裸眼井投产作业全过程使用钻完井液压井,对于如何选择酸化、排液模式才能解除对储层造成二次污染仍需不断加以认识和完善。     

苏里格气田致密砂岩气藏水平井开发技术及展望

鄂尔多斯盆地苏里格气田具有“低渗透率、低压力、低丰度、薄储层、强非均质性”的特征,单井产量低、压力下降快、稳产难度大、开发难度大。为了实现该气田的有效开发,中国石油长庆油田公司从2001年开始持续攻关,逐渐掌握了该气田致密砂岩气藏储层地质特征精细描述的方法,形成了针对该气田薄层强非均质性致密砂岩储层的水平井开发地质、快速钻井、多段改造等技术系列。水平井有效储层钻遇率已由初期的23％提高到目前的60％以上,单井日产气量超过5×104 m3,是邻近直井的3～5倍,已规模建成水平井整体开发区,实现了气田开发方式的转变,开发水平和开发效益显著提升。苏里格气田低渗透强非均质性致密砂岩气藏水平井开发技术的成功应用,说明了水平井是致密砂岩气有效开发的重要技术,也展示了该气田致密砂岩气藏良好的开发前景。     

莺歌海盆地高温高压气田完井技术

南海莺歌海盆地F气田为高温高压气田,其高温、高压、高含CO₂的特点造成井筒的完整性难以保障。为此,根据储层特点,选择了合理的完井方式;依据安全性与经济性兼顾的原则,选择了改良13Cr材质的油套管;根据气田的特点及开发要求,设计了不同井型的生产管柱及射孔管柱,选择了合适的井口采油树及井下工具,并研制了新型环空保护液,最终形成了适用于海上高温高压高含酸性气体气田开发的完井技术。F气田10余口井应用了该技术,生产过程中未出现环空带压现象。实践表明,该完井技术能有效降低井筒带压风险,为规模开发莺歌海盆地高温高压气田提供技术支持。      

侧钻井钻完井一体化工程可行性探讨

某低孔低渗-特低渗气藏深层进行了2轮次的勘探,虽发现了高产井,但后期展开勘探未能规模突破;钻遇的深部硬脆性泥岩和火成岩地层井壁稳定性差,出现坍塌、掉块、漏失等复杂井下事故;储层试油、压裂改造效果不理想,发现和解放油气藏是面临的难题。提出在老井眼上进行开窗侧钻,尽可能保护储层高效开发的钻完井兼顾储层改造一体化工程设计思路。利用测井资料预测了储层出砂可能性及出砂临界压差,结合完井风险评估和储层改造要求,确定了侧钻井采用复合完井方式较好;进行了侧钻井地层三压力剖面预测,地层坍塌压力大于孔隙压力,实施欠平衡钻井易造成井壁坍塌;提出目的层进行储层专打的思路,论证了液相精细控压钻井优于气体欠平衡钻井,并配套了储层保护的液相钻井液体系。储层改造建议下部地层采用裸眼笼统压裂, 压裂后产能预测达到了增产改造目的。     

普光气田大湾区块高含硫水平井完井管柱优化设计

为实现高含硫气藏“少井高产、安全高效”的开发目的,对四川盆地普光气田大湾区块碳酸盐岩储层采用了以水平井为主的开发模式。根据大湾区块气藏及流体特点,综合考虑国内外高含硫水平井完井工艺技术现状,选择一次管柱多级卡封,逐级投球打开各层滑套改造储层作为本区块水平井完井工艺,进而开展了管柱参数和结构设计,优化设计出高含硫水平井完井管柱：套管完井分段酸压管柱、裸眼完井分段酸压管柱、套管监测水平井分段完井管柱。该管柱通过8口井现场应用,首次实现了国内高含硫水平井分段储层改造,增产效果明显,为气田的安全高效开发提供了有力的技术支撑,也为类似气田的开发提供了借鉴。     

苏里格气田首口分支水平井钻完井技术

苏里格气田属典型低压、低渗、低产的“三低”气田,总体上看储层物性较差,常规水平井开发效率较低,中低产井占绝大多数。为了提高苏里格气田水平井单井产量,提高开发效率,降低综合开发成本,针对苏里格气田多套气藏发育的地质特点,开展了分支水平井钻完井技术研究及现场试验。文中从施工难点、井身结构、侧钻技术、完井方式等方面介绍了苏里格气田首口双分支水平井——T7-14-18H井的钻完井关键技术及现场试验,该井成功实现了水平井段裸眼完井+分段压裂增产改造,初步探索出了一套符合苏里格气田开发需要的分支水平井钻完井配套技术,为低渗透油气田经济高效开发探索出了一条新的技术途径。     

东方1-1气田完井技术及其研究展望

莺歌海盆地东方1-1气田产层--莺歌海组具有中低渗透率砂岩气层的特征,易受到水敏、水锁及微粒运移损害。通过开展钻完井液体系研制、生产管柱结构优化以及完井工艺措施研究等科研攻关和实践,形成了以进攻性隐形酸完井液储层保护技术、水平井防砂控水技术、动态监测技术、水平井筛管和尾管固井联作技术及安全控制与完井管柱优化等为核心的高产水平气井安全、高效开发的完井技术体系。开发井的产能都达到了开发方案中的配产要求,有效地保证了东方1-1气田顺利投产和向下游稳定供气。同时,针对下一阶段开发目标黄流组,也提出了高温高压完井、低孔低渗储层保护、提高单井产量等关键技术的攻关研究方向。     

四川盆地沙溪庙组河道致密砂岩开发工程关键技术进展及发展方向

四川盆地致密气总地质资源量为5.8 × 10¹² m³,居全国第二,其中金秋气田沙溪庙组致密气是勘探开发最重要的层系之一,但该气田储层埋深浅,上部地层钻井造浆能力强,储层由23期河道叠置发育具有物性、岩石力学及地应力差异大的特征,部分井区储层能量较弱。针对这些开发难点 在钻井方面通过开展浅层三维水平井轨迹设计与控制技术和以强化参数为主的钻井提速技术研究,形成了多河道浅埋深三维水平井钻井技术;在压裂方面通过研发低温全金属可溶桥塞和高强度、低伤害压裂液体系、优化水平井多缝压裂工艺,形成了高强度低伤害多缝压裂技术;在采气方面通过开展返排与出砂规律特征研究,形成了射流泵助排工艺和井下节流技术。通过这些技术的现场应用,沙溪庙组致密气藏钻井周期缩短至最低8. 08 d,井均测试产量由5. 01 × 10⁴ m³ /d 提高至46. 75 ×10⁴ m³ /d,同时表明在井身结构优化及小井眼钻完井配套技术、全生命周期智能采气技术方面还需进一步探索。