地质导向技术在苏53-78-48H水平井的应用及认识

苏里格气田苏53区块为典型的低孔、低渗、低压、低产气田,储层非均质性强,直井开发经济效益较差。为提高开发效果,优化部署实施了第一口水平井-苏53-78-48H井。通过钻完井技术及地质跟踪导向的有机结合,该井取得了较好的效果:水平段长846.0m,气层513.0m,钻遇率60.6%。目前日产气13.3×104m3,取得了较好的经济效益和社会效益。本井的成功实施,为苏里格气田苏53区块水平井规模化实施奠定了良好基础。     

老井补层地质选井技术在苏里格气田中的应用

苏里格气田是典型的低压、低渗、低丰度岩性气藏,具有储层非均质性强、砂体横向变化快的地质特点。苏20区块位于苏里格气田中区,随着区块开发程度的不断深入,目前面临着地层压力下降、产量降低、低产低效井井数大幅度增加等困难,本文从开发老井目前产层生产潜力评价、未动用层生产潜力评价、井间干扰评价、层间干扰评价四个方面进行详细阐述,分析总结苏20区块老井补层成功经验,提出苏里格老井补层地质选井技术思路和方法,为苏里格气田开发中后期老井稳产增产提供有利保障。     

红台气田五层分压管柱研究与实践

红台气田属低孔、特低渗气藏,具有非均质性强,纵向合气砂体叠置率高的特点,如采用前期成熟分压2层压裂管柱,完成5层压裂,需多次压井,施工周期长、储层伤害大,增产幅度有限问题,为此开展了适合红台气田分压5层管柱研究和试验,即采用3级Y241+1级Y221封隔器组合,采用投球打开喷砂器进行加砂施工,放喷结束后,连级解封封隔器...     

苏里格气田水平井改造新工艺及新技术应用

苏里格气田是典型的“三低”气田,为最大限度提高单井产量,水平井动用储量大,相当于3-5口直井的产量,是提高单井采收率、有效使用土地资源、降低开发成本的重要途径。积极探索水平井开发技术,逐步形成了不动管柱水力喷射压裂、裸眼封隔器分段压裂、裸眼遇油膨胀封隔器分段压裂三种主体技术及多种配套技术。     

利用水平井技术开发苏里格低孔低渗气藏

苏里格气田是国内最大的气田,勘探始于1999年,探明天然气地质储量5336×10^8m^3,由于该气田具有低压、低丰度、低渗、低产的特点,同时储层埋藏深,制约着该气田的经济有效开发。本文通过对苏H38井的钻完井技术描述,从油藏、工程设计、钻井、完井等方面介绍了该区块水平井钻井工艺,对该区块进一步实施水平井整体开发具有一定的指导意义。     

苏14区块水平井递减规律和产水规律的方法研究与结论

苏里格气田苏14井区气藏具有低渗、低压、低产非均质性强的地质特征,并且有效砂体的叠置模式复杂,连通性差。苏14井区井具有产能差异大、产量低、压力递减较快、单井控制储量差异大的特点,因此研究苏14区块水平井的生产规律能为合理配产提供依据。     

低渗致密砂岩气田高效开发工艺技术

当低渗致密砂岩气田进入开发后期,气井低压、低产、积液等问题突出,严重影响气田稳产。受剩余储量、井网密度、投入成本等因素制约,部署新井、改层补孔、压裂等大型措施挖潜的难度不断增大。本文根据东濮气田开发实践,介绍了几种开发后期行之有效的工艺技术,可为其他同类型气田开发提供相应的技术借鉴。     

补孔下泵联作技术及其与应用

本文针对萨北油田在老井补孔作业中,一些射开厚度大,补孔层段存在异常高压的井,在补孔工艺上,采用油管输送式补孔,而射孔后压井取管柱又会对产层造成二次污染,并降低完井效率,研究应用补孔下泵联作技术,解决了实际问题,通过应用并提出了几点建议。     

带压作业技术在三低气藏苏11-18-42井中的应用

苏里格气田是目前我国最大的整装天然气田,并且是典型的"三低"气田,主要采用"井下节流"为核心的中低压集气模式加快产能建设。压裂完井管柱井下节流装置失效,是苏里格气田面临的主要事故。常规作业带来的施工安全隐患,作业周期长,污染成本高等问题一直是制约苏里格气田的效益开发。带压作业新技术在苏11-18-42井的成功应用,很好的解决了上述问题,该技术在国内"三低"气田的推广使用具有一定的借鉴意义。     

带压倒扣技术在高压气水平井带压修井施工中的应用

苏里格气田目前大量气井采用井下节流生产技术。随着生产时间的延长,部分节流器失效并且无法采用钢丝打捞。而带压修井处理节流器具有不压井、不泄压以及施工成功率高、恢复气井产能快等优点。带压处理气井节流器工艺是将节流器以上管柱通过内封堵工具封堵后,利用带压作业装置起出封堵管柱至节流器处,采用带压倒扣的方式起出失效节流器,再通过带压对扣的方式连接井内管柱实施二次封堵,起出原井管柱,下入底部带有油管堵塞器的完井管柱,从而完成处理失效节流器。本文主要针对近年来光油管完井的小井眼气水平井带压处理节流器施工流程进行了讲述。     

低渗气藏水平井开发方式探索

苏里格气田是典型的低孔、低渗储层,由于储层本身特点,必须对储层开发方式进行转变,通过采用水平井开发,进行水平井自然产能开采、单点水力压裂开采和裸眼封隔器分段压裂的工艺尝试,确定了适合本区开发方式的裸眼封隔器分段压裂工艺。该工艺对提高水平井开发效果具有明显效果,可在苏10区块,苏里格地区推广应用。     

浅谈一种致密砂岩气藏气井管理方法

苏里格气田位于内蒙古鄂尔多斯市境内的苏里格庙地区,是低孔、低渗、低产、低丰度的大型致密砂岩气藏.苏里格气田的稳产接替方式主要为新建产能,因此随着开发时间的延长,投产井数逐年增多.同时,随着地层压力下降,气井不同程度积液,严重影响了气井产能及气田稳产.因此,"气井如何管理"成为气田开发急需解决的问题.2018年左右,长庆...     

水力锚+Y241-112油套分注工艺

本文简单的阐述了利用水力锚 Y 241-112封隔器使轻微套变井实现油田分层注水,解决了普通封隔器分注,因注水过程中管柱蠕动,封隔器使用寿命短,造成频繁作业的问题,保证了油田的稳产,提高了层段分注合格率。     

"四低"岩性气藏地质优化布井技术

苏里格气田苏11区块为典型低孔、低渗、低丰度、低产的"四低"岩性气藏,为实现低成本开发战略,从精细地质研究入手,以提高I、I类井比例为工作重点,建立直井与丛式井相结合的开发模式,确立了"空白区直井先期控制,富集区丛式井集中建产"的指导思想,提出了地质、地震、测井相结合的优化布井技术思路,通过技术运用和现场实践,取得了较好应用效果,为国内外同类岩性气藏开发提供借鉴.     

PHL封隔器打捞技术探讨

PHL封隔器是一种液压可回收式封隔器,但由于封隔器卡瓦不能完全回收、砂卡、硬物卡或其底部插入密封不能解封造成卡钻,该封隔器常应用在井深,地层压力高,射孔联座管柱等复杂井型中,如不能正常回收,促使打捞难度加大,本文根据近期BZ25-1A平台3口井的打捞应用,总结和优化出针对该封隔器的打捞技术,为今后处理PHL封隔器卡钻处理提供参考。     

苏里格气田气水层录井解释评价研究

随着苏里格气田开发的持续推进,气井产水严重,判别评价气水层难度逐年增大。为了提高彔井在苏里格气田储层流体评价的准确性,尤其是有效识别气水层界面,以增加单井产气量,开展彔井精细评价技术研究。建立天然气彔井解释评价标准,分层系建立解释图板,结合气测全听曲线形态特征,有效判别气水层,建立一套适合苏里格区块天然气彔井精细评价技术系列,为今后苏里格气田评价气水层提供借鉴。     

直井多层压裂在某区块应用效果分析

利用直井多层压裂能够实现经济有效地开发低渗油气藏.苏里格气田某区块采用K344型封隔器实现多层压裂工艺,在两层压裂取得良好开发效果的基础上,积极探索三层压裂.通过三层压裂试验井与邻井对比分析,笔者发现三层压裂井与邻井压后产量相比偏低.原因有几个方面:地质上,施工层厚相差不大,增产优势不明显;工艺上,由于地质条件限制,施工规模差异也不很明显;此外,对压裂效果的评价分析也存在诸多不确定因素,然而综合考虑层厚、有效孔隙度和含气饱和度仍不失为简单可行的分析手段.     

苏里格气田水平井多段压裂技术

"低孔、低渗、低丰度"是苏里格气田典型的储层特征,前期开发实践证明,单一的直井很难做到对苏里格气田的有效开发。2009年以来,水平井开发技术作为低渗透气藏开发的关键技术在苏里格气田得到大力推广应用。本文就苏里格气田水平井多段压裂技术、压裂工艺中的储层保护技术等关键问题做以介绍,同时就水平井技术在苏里格气田大范围推广之后带来的相关问题做了初步探讨。     

普光气田套变井完井投产工艺

"5.12"汶川地震期间,普光气田膏盐地层蠕变导致多数气井发生套管变形,其中部分井变形严重,已经不能下入酸压生产一体化完井投产管柱,无法进行正常的投产作业。气田投产建设面临十分严峻的形势。针对这种情况,提出了"分类投产"的投产思路,按照套变程度,将套变井分成轻度、中度和严重套变三种类型,分别设计出不同的完井投产管柱,特别针对严重套变井,创造性地提出"遇油膨胀封隔器+永久式封隔器"的管柱结构,满足了酸压作业与长期生产的需要。各种投产工艺在现场得到了较好的应用,为普光气田产能建设提供了技术保证。     

水平井裸眼分段压裂管柱入井工艺优化研究

水平井裸眼分段压裂完井是改变低渗透油气田多井低产、转变发展方式、实现少井高产的重要手段,为此苏里格大多数区块采用了水平井裸眼分段压裂完井技术。施工过程中,依然难以确保将完井管柱顺利的下到设计位置。苏里格气田项目部针对多年来现场施工经验,对于130多口水平井完井分析总结,制定严格的完井工艺流程,通井刮套管、单磨鞋通井、双磨鞋模拟管柱通井,对钻井液进行特殊处理和确定完善的现场完井施工管理制度,提高了苏里格气田项目部水平井完井管柱顺利下入的成功率。