东海平湖油气田水凝胶修井液体系的开发与应用

针对传统修井液体系无法满足东海平湖油气田修井作业要求的情况,结合该油气田砂岩储层渗透性漏失的特点,以储层保护为出发点,从漏失的根源入手,成功地开发出了一套以改变流动介质流态为主的水凝胶修井液体系.这种水凝胶修井液体系已在东海平湖油气田PH-B9井的常规完井和PH-Ba6井的常规修井施工中得到了应用,并取得了非常好的生产效果,可在类似油田推广应用.     

无基盘钻井技术在我国海上油气田开发中的首次应用

采用预钻井方式开发的海上油气田,对水下钻井基盘钻井槽孔用完后增钻的调整井,可采用无基盘钻井方式作业。无基盘钻井技术在我国海上油气田开发中属首次应用。对无基盘钻井技术的特点,以及在东海平湖油气田应用该项技术时开眼钻井方式的选择、相应的技术措施作了详细阐述,并介绍了现场实施情况。无基盘钻井技术在平湖油气田的成功应用,对今后海上油气田开发中类似情况的解决具有借鉴和指导意义。     

平湖油气田的储层保护技术

文章介绍了平湖油气田储层保护技术的室内研究方法 ,简要地分析了平湖油气田开发前期钻井、完井以及射孔测试阶段引起储层损害的主要因素及其机理。在大量实验分析和软件计算的基础上提出了平湖油气田的储层保护技术 ,即优质钻井液技术、无固相清洁盐水完井液技术以及油管传输(TCP)负压射孔技术。这些技术经过平湖油气田一期 1 5口开发井的实际应用 ,取得了良好的效果。平湖油气田连续几年的高产、稳产数据表明 ,平湖油气田不仅储层本身的产能较高 ,而且油气田的产层保护工作也非常理想。用以衡量储层损害程度的一个重要参数—表皮系数都很低 ,特别是与开发前的情况比较 ,地层污染得到了明显改善 ,储层保护达到了预期目标。这为今后的油气田开发提供了成功的经验。     

东海最深井——平湖7井开钻

东海平湖油气田综合生产平台一口兼有探井性质的生产井———平湖 7井于 2 0 0 3年 1月 15日 12时开钻 ,该井是东海迄今为止最深井 ,也是平湖油气田钻井难度最大的一口气井。平湖 7井设计井深 4 470m ,井身轨迹为“S”形定向井 ,水平位移达 2 10 0m ;钻探目的层为放四断块平湖组气层 ,在找油气的过程中将钻遇放一断层 ,穿越多套压力体系 ,将采用屏蔽暂堵技术来保护油气层。在钻井过程中还存在防碰绕障的问题 ,加之平湖地层复杂等 ,这是平湖油气田钻井难度最大的气井钻井作业。平湖油气田钻完井项目组精心设计 ,并与中海油田服务有限公司等…     

保护油气层的完井管柱技术

在油气田开发过程中，洗井液、压井液、完井液易进入地层，使储油气层受到污染和损害。为了保护油气层，研究完井生产管柱技术，在洗井或压井作业中，在封隔器下部的工作筒内投入一个堵塞器，再将封隔器以上的侧门打开，建立循环，使压井液与射孔油气层隔离，起到保护油气层的目的。     

平湖油气田完井油气藏保护

平湖油气田是东海海域第一个投入开发的油气田。总结、论述了该油气田完井油气层保护技术和措施,包括储层敏感性评价,完井液体系、清洁盐水的室内研究和射孔参数优选以及施工措施。     

平湖油气田完井油气藏保护

平湖油气田是东海海域第一个投入开发的油气田.总结、论述了该油气田完井油气层保护技术和措施,包括储层敏感性评价,完井液体系、清洁盐水的室内研究和射孔参数优选以及施工措施.     

川西南地区油气层保护的现状与未来

随着勘探领域的拓展,对低压低渗透油气藏的勘探逐渐增多,使保护油气层的工作日益显得重要,特别是对钻井液与完井液提出了更高的要求。川西南地区各油气田气层压力现已大大低于原始地层压力,极易受到勘探过程中各种流体的损害。对此应采取的措施是加强钻进过程中的油气层保护,改进处理气层井漏的方法,科学控制钻井液密度,减少产层的浸泡时间;同时还应加强对超低密度钻井液、完井液的研究、应用与试验工作,重视对油气层保护的人才培训。     

国内完井液研究应用现状

广义的完井液指从钻开油气层开始到油气井枯竭为止所有作业使用的工作液,包括钻开液、水泥浆、射孔液、隔离液、封隔液、填充液、修井液、洗井液、压裂液、酸化液、注入水、套管封隔液等。根据连续相的特点可以把完井液分为3大类,即气基、油基及水基完井液,其中水基完井液的应用最为广泛。近年来保护储层的新型水基完井液主要有甲甙完井液、绒囊完井液、生物完井液、隐形酸完井液、聚合醇完井液、固化水完井液、甲酸盐完井液、无渗透完井液及广谱油膜暂堵完井液等。     

东海平湖油气田水平井完井技术

从理论和实践两个方面阐述平湖油气田第一口水平井完井技术,包括完井方式、生产管柱、油藏动态监测系统和完井液。     

南海超高温高压气井裸眼完井测试关键技术

南海莺琼盆地超高温高压区块油气资源潜力巨大,随着超高温高压区块勘探力度的逐步加大,海上超高温高压气井裸眼完井测试的需求逐渐上升。目前海上超高温高压气井的裸眼完井测试存在巨大的风险和挑战:高密度测试液清喷困难,极端条件下易造成测试液稠化沉淀堵塞测试管柱;超高温高压测试条件下,测试管柱配置较为复杂,同时管柱伸长量设计不合理,存在测试工具失效的风险;井壁岩石不稳定性风险较高,存在着井壁坍塌、地层出砂、埋卡封隔器等风险。为解决上述难题,自主研发了一套适用于海上高效勘探开发的超高温高压气井裸眼完井测试关键技术:研发了沉降稳定型测试液,通过在原完钻钻井液基础上添加抗高温降滤失剂和增加石灰含量增强沉降稳定性能;在常规测试管柱的基础上增加RD循环阀和选择性测试阀并合理计算测试管柱的伸长量,优化设计了测试管柱结构;合理优化海上平台的测试管线流程和装置布局,有效降低了测试过程中的风险;考虑测试过程中井壁不发生剪切破坏的前提下,制定了合理的测试压差和测试时间。该技术在南海超高温高压气井DF13-Y-Y井中进行了现场应用并取得了圆满成功,为后续海上超高温高压井的裸眼完井测试积累了宝贵经验。     

海洋石油完井技术现状及发展趋势

合理选择最佳的完井方式是充分发挥油井潜力、有效开发油田的一项重要工作。介绍了海上油气田在完井防砂和智能完井等几个方面先进技术的应用现状,并根据海上勘探开发的需求,提出海上完井技术应针对边际油田、高温高压和深水开发以及稠油开采等课题开展研究和先导性试验。同时,结合完井技术的现场推广情况,建议开展完井工具自主创新和消化吸收,实现工具的自主产权化。     

海上勘探开发一体化钻完井关键技术研究与实践

勘探开发一体化是缩短海上油气田建产周期、降低开发成本的有效手段,但海上油气田工程设施建造周期长、油气管网相对较少,对钻完井作业提出了更高要求.本文针对不同水深、不同类型和不同井口型式等探井转开发井特殊要求,建立了浅水探井井口再利用技术、一井多目标钻完井技术、简易移动式平台井口稳定性技术和深水探井转开发井井筒完整性评估技...     

筛管防砂效果评价系统研制与试验

在油气田开发过程中,随着生产进行往往容易出现防砂筛管堵塞破损导致的井底出砂躺井,严重缩短了油井的生产寿命.该文介绍了以国内海上某疏松砂岩油田为研究对象,建立的一套利用试验手段评价筛管防砂介质防砂效果的装置系统,可以有效地评价疏松砂岩油田不同防砂工艺与防砂筛管防砂介质的防砂效果.该系统设计充分考虑了地层出砂程度、生产压差...     

鄂尔多斯盆地长北气田储层保护技术

为了评价钻井过程中钻井液对鄂尔多斯盆地长北气田储层的伤害程度并评选低伤害完井液,实验中应用先进的AC-FDS-800~10000地层伤害系统,在模拟正常钻井和储层参数条件下成功地完成了3套钻井完井液体系对长北气田储层的伤害程度评价。实验结果表明：逆乳化油钻井液对该储层伤害率高达73.91%,因伤害发生在整个岩心而不易解除;油基钻井液对气层岩心几乎100%伤害,但油基钻井液滤失很小,浸入井壁的深度浅,在完井后储层开展射孔或压裂,则伤害很容易解除;相比之下,无黏土低伤害暂堵钻井完井液体系对气层平均伤害率为11.11%,暂堵性好,完钻后可以采取裸眼完井,井壁上形成的暂堵滤饼通过气层压裂完成解堵,并直接气举投产,很大程度上简化了完井、投产作业,值得推广应用。     

高温压裂液体系研发及在海上气田的应用

国内常规压裂液体系仅适用于150℃以下地层,而海上气田高温深井的地层温度高达160℃。文中通过室内实验优选了温度稳定剂、高温延迟交联剂和破胶剂的加量,研制出耐温160℃的高温压裂液体系,延迟交联时间可控制在2}5min,破胶时间少于3h。该体系在海上气田BY2井158℃储层压裂施工中得到成功应用,压后45h内压裂液返排率85.5%,日产气9.6x1 04 m3,达到了改造储层和增产的目的。该技术对海上高温储层压裂具有一定的指导意义     

海上油田固井防砂一体化技术

为了解决老井开窗后固井与防砂问题。根据海上油田层系复杂、出砂严重、作业日费高等特点,研究了一种适用于海上油田的新型固井防砂一体化工艺技术,该技术一趟钻将防砂管柱与固井管柱下入井内,然后通过在不同位置的操作,可实现上部问题井段的固井作业和下部油层段的防砂作业,作业过程中可控制防砂段的静液柱压力,防止地层坍塌,作业结束后无需钻塞,避免了水泥对储层的污染,完井后管柱通径较大,利于后期开采或修井作业。该技术解决了长期困扰海上油田老井改造的技术难题,同时该技术在降低完井成本和后期作业难度等方面起到了积极作用。     

海洋天然气水合物试采关键技术

针对海洋天然气水合物开发技术与常规海洋油气开发技术的异同,分析了海洋天然气水合物储层特性和试采面临的挑战,介绍了天然气水合物试采关键技术,包括控压钻井技术、套管钻井技术、抑制性钻井液、钻井液冷却系统、低温低放热水泥浆体系、完井技术、开采方式优选和储层及环境监测技术等,指出了我国海洋天然气水合物试采应围绕水合物物理力学性质、安全成井、连续排采与防砂、开采方法适应性评价、试采过程储层参数和地层形变监测等技术难题开展研究,通过示范工程,形成海洋天然气水合物试采技术体系,为我国海洋天然气水合物的高效开发提供技术支撑。      

海上探井大型压裂工艺技术研究与实践

2010年8月9日,大港油田公司在渤海湾海域进行了大规模压裂实施,为了达到认识储层且为后期整体投入开发提供依据的目的,室内进行了大量反复配伍实验,优选出低伤害超级瓜胶压裂液体系,通过全三维压裂软件模拟地层参数及施工参数,进行裂缝几何尺寸的优化及配套工艺技术的优选,最终对探井滨海6井实施了成功的压裂改造,压后日产油103.6 m3,日产气29 000 m3,效果显著。施工的成功说明了根据海上油井改造特点,应用的压裂液体系、工艺参数及配套工艺技术都具有较高的针对性,整体改善了储层的渗流能力,形成了较好的油流通道,为今后海上油井大型压裂改造提供了宝贵经验。     

海上低孔低渗气田抗高温完井产能释放液的研究

低孔低渗气田的主要产能释放措施是酸化和压裂,而海上油气田受完井方式、作业成本、安全要求等因素制约,储层改造措施技术有限。为解决文昌低孔低渗高温气田产能释放问题,通过对酸化以及储层保护等多方面研究,分别构建了具有酸化、破胶、扩孔和防水锁等功效的适合文昌气田定向井和水平井的新型完井产能释放液体系,体系酸溶率7.70%~12.99%,深部酸化能力强,可有效降低毛管压力和增加助排性,系列流体污染后渗透率恢复值大于90%,且二次污染后渗透率恢复值仍保持稳定,具有良好的储层改造和保护效果。完井产能释放液体系在文昌气田应用后,各井清井测试产能平均达到配产产量的1.7倍,充分释放了低孔低渗高温气田的产能需求,为类似海上低渗气田的开发提供了借鉴。