无氯低温早强剂及其在浅层水平井固井中的应用

基于水平井在低渗油藏开发方面的巨大优势,采用水平井已成为开发延长油田东部浅层油藏稳产增产的一项重要技术。由于该区域水平井具有井内温度低、垂深浅、后期压裂易产生水平缝等特点,要求水泥环有高的强度和密封性。通过室内试验筛选出一种新型的无氯复合型早强剂M59S,与水泥中的铁离子、铝离子形成促凝早强的复合络合物,可大幅缩短低温下水泥水化时间,提高水泥石早期强度,辅之以其他外加剂形成了一套低温早强水泥浆体系。经室内性能评价,该体系稠化过渡时间短,浆体稳定性好,析水为0,失水量＜40 mL/30 min,流变性能良好,20 ℃常压养护水泥石48 h抗压强度＞20 MPa,能够满足低温浅层水平井固井的施工及技术要求。该低温早强水泥浆体系在延长东部浅层水平井中应用,固井效果良好。     

延长油田西部区域水平井固井水泥浆体系优化技术

分析了目前延长油田西部区域固井现状及造成固井质量差的原因,据此提出了适合延长油田西部地区水平井固井水泥浆性能的要求,优选出了适合该地区水平井固井的水泥浆体系。该水泥浆体系具有低滤失、零自由液、高沉降稳定性、好流变性,有利于提高浆液顶替效率。形成的水泥石具有不收缩、微膨胀、早强的特点,满足水平井射孔、后期压裂改造等工程施工的要求。最终形成了一整套适合延长油田西部地区水平井固井的水泥浆体系。     

煤层气U型井水平井固井技术研究

U型井是煤层气资源开采的一种新型模式,在水平井固井施工时易出现水泥浆冲刷洞穴,部分水泥浆进入洞穴直井,破坏直井,另外,斜井段顶替效率低,容易造成泥浆窜槽,影响固井质量.为了解决这一问题,提出了分流水泥浆套管串结构和采用低密度水泥浆+速凝早强水泥浆体系固井技术.该工艺技术不仅保证了水泥浆能顺利返至地面,也避免了水泥浆对直井洞穴的冲刷,确保固井质量,因而在类似煤层气U型井固井作业时具有良好的应用前景,可逐步推广.     

红河油田低压易漏地层水平段固井技术

为提高红河油田水平井固井质量,满足后期分段压裂需求,对红河油田水平井固井技术进行了研究。针对红河油田水平段固井技术难点,通过室内和现场试验,优选出了GSJ水泥浆体系,基于实测地层压力与地层破裂压力,进行平衡压力固井设计确定了环空浆体结构,为提高顶替效率,优化了扶正器类型与加放位置,专业软件模拟表明套管居中度＞73%,良好的井眼准备和套管漂浮措施确保了管柱的顺利下入;加长胶塞、树脂滚轮刚性旋流扶正器和关井阀等附件的使用,保证了固井质量。现场应用53口水平井,水泥浆全部返至地面,CBL测井结果表明,固井优良率达81.13%。该固井技术成功应用于红河油田水平井中,保证了固井质量,满足了后期分段压裂的需要。     

山西干热岩GR1井高温固井技术研究与实践

固井质量对干热岩后期开发利用具有重要意义。针对山西大同盆地干热岩勘查井GR1井温度高、高温固井水泥浆技术体系不完善等问题,通过研究勘查区地质特征,提出了高温固井水泥浆技术体系开发思路。研究表明：干热岩高温固井水泥浆水胶比控制为0.45,优选添加剂高温降失水剂CG82L、高温缓凝剂H40L、高温稳定剂CF40L、消泡剂GX-1、硅粉及HV-PAC,形成一套适用于山西干热岩井的高温固井水泥浆技术体系。该水泥浆体系在GR1井成功应用,现场固井质量良好,研究成果为今后同类型高温固井工作提供了宝贵经验和技术支撑。     

粉煤灰——漂珠复合低密度水泥浆固井试验与应用

针对吴起地区固井中一些低压地层由于破裂压力低,不能承受常规水泥浆液柱压力,出现固井水泥浆漏失、水泥返高达不到设计要求的问题,开展了低密度水泥浆体系研究。通过室内试验,对减轻材料粉煤灰、漂珠及二者复合体系进行了较系统的研究,确定了适合的配方。研究选用增稳剂ZW 加入低密度体系,提高了低密度水泥的强度。实验结果及现场实践表明: 用减轻材料配制低密度水泥浆及降低水泥浆液柱压力,是确保低压易漏地层固井水泥浆返高的有效途径,对提高固井质量和延长油井寿命都将起到积极作用。     

海上某气田悬空侧钻水平分支井技术及应用

E海低孔渗气田储量占总储量的93%,提高低渗透、特低渗透气田开采率,已经成为油气田勘探开发的重要课题。水平分支井技术成为提高低渗透、特低渗透气田开采率的重要手段,使用水平分支井技术提高气田开采率在国内外油气田开发已有先例且效果显著。水平分支井技术,是水平井和侧钻井等多种钻井技术的融合,是当今石油开采工业的热门技术,已在海油E海域多个油气田应用,是实现低渗气田高效开发的重要技术手段。因此,深入研究总结水平井分支井钻井技术意义重大。本文针对水平分支井侧钻技术,深入分析并结合X气田水平分支井现场实钻情况,总结出水平分支井在该区块现场应用的关键,为以后水平分支井在低渗油气田的推广和应用提供借鉴。     

煤层气泡沫水泥浆固井工艺技术及现场应用

针对沁水盆地南部煤层气井储层压力低、易漏失、易坍塌的特点,开发了超低密度泡沫水泥浆体系及暂堵型前置液体系,并形成了泡沫水泥浆固井技术。泡沫水泥浆体系密度为1.10~1.20 g/cm3,具有良好的流动性能、无游离液、沉降稳定性好、API失水量小于50 mL/30 min、稠化时间合理、水泥石强度高等优点;暂堵型前置液体系具有良好的流变性能,对3号煤层具有良好的堵漏能力。根据钻井过程中出现的漏失情况、完钻后的钻井液返出情况及井壁稳定情况,从固井浆体的用量、顶替液的顶替排量等方面总结了泡沫水泥浆固井的配套工艺措施。在沁水盆地南部现场试验了4口井,取得了较好的效果。      

女34断块水平井提高采收率开发实践

舍女寺油田女34断块是大港油区典型的低渗透块状砂岩断块油藏，由于储层严重的非均质性，注水开发见效快、水淹快，并且形成油藏次生底水，作为水平井技术改善低渗透油藏开发效果的先导试验区块，经过深入地质研究和可行性论证，又相继完钻2口水平井，同时进行注采井网调整，编制了水平井和直井采油、直井注水的混合外网调整方案，方案实施后，断块采油速度由0．6％提高到2．6％，采收率提高8个百分点，开发效果显改善，实践证明水半井技术是改善低渗透非均质断块油藏开发效果的有效手段之一。     

长庆油田小套管二次固井工艺技术研究与应用

针对长庆油田?139.7 mm生产套管中下?88.9 mm小套管二次固井环空间隙小、固井施工压力高,水泥环薄、密封完整性难以满足后期措施需求,固井前井筒界面环境差、二界面水泥胶结不佳等技术难点,通过技术创新及改进,研制出适用于小套管二次固井的低摩阻耐压防漏水泥浆体系、热固性树脂水泥浆体系,结合自主研发的界面增强型冲洗液和固井压塞液体系,形成一套长庆油田小套管固井工作液体系。优选性能可靠的固井配套工具,优化小套管固井管串结构,按照平衡压力固井原理,采用一次上返固井工艺,总结出了一套小套管二次固井工艺技术。现场应用10口井,固井质量优良率95%,增产效果显著,为长庆油田老井增潜挖效及套损井治理提供了有力的技术支撑。     

龙凤山气田易漏失井固井工艺技术研究与应用

龙凤山气田属于典型的裂缝性储层,钻井过程中漏失问题突出。该气田地层压力系数低、气层活跃、井壁稳定性差,固井难度较大。针对本区块特点,强化固井工艺措施,做好钻完井过程的防漏、承压堵漏工作,优选完井方法,采用变排量顶替工艺技术,开展低密度水泥浆体系优选研究,合理设计浆柱结构,有效地解决了固井过程中的漏失和候凝期间气窜等问题,保证了固井质量,实现了油层的有效封固,现场应用效果良好。     

深水油气固井水合物储层物性响应与高压气水反侵研究

固井作业是能源开采过程中的一道重要工序,当深水油气固井遇到水合物地层时,固井水泥浆水化放热会引起近井壁储层中水合物分解和产生高压气水反侵,从而严重影响固井质量,甚至导致固井报废和井壁失稳,为减小和避免水合物分解的不利影响,明确不同固井工艺条件下水合物储层的物性响应和高压气水反侵规律是关键。以南海神狐海域水合物钻探工程GMGS-1中SH2站位勘探井为研究对象,建立固井二维数值模型,采用TOUGH+HYDRATE数值模拟软件再现固井水泥浆侵入和水化过程,分析过程中近井壁储层物性响应规律,得出南海水合物储层不同固井压差与水泥浆放热速率条件下高压气水反侵的临界条件判别曲线,并创新性地采用“连续分段模拟”思路解决水泥浆的动态放热问题。结果表明:水泥浆初凝之前主要可分为诱导、分解和二次水合物生成3个阶段;侵入行为主要发生在保压时期,当压力卸去后侵入深度基本不再增加;水化放热造成的温度升高导致水合物大量分解,产生的高压气水向四周运移,而压力卸去之后,高压气水向环空方向反侵的趋势更加明显;水化放热速率越大,固井压差越小,气水反侵发生的可能性越大,发生时间越早。对于浅部水合物储层,降低固井水泥浆水化热可有效减少反侵现象的发生,提高固井质量,而对于埋藏较深的储层可在破裂压力范围内同时使用较高的固井压差。本研究对水合物地层固井工艺参数优选具有良好的指导和借鉴作用。      

低渗透油藏水平井注CO2井网优化与影响因素

针对低渗透油藏直井井网CO₂驱油的不足,以大庆某低渗区块为例,建立反七点水平井井网CO₂驱油地质模型。在物性参数相态拟合的基础上,对反七点水平井和五点直井两种不同井网模式的开发效果进行了对比,对反七点水平井井网参数进行了优化,同时对储层非均质(渗透率、储层非均质性、裂缝的发育情况等)进行了影响因素分析。研究表明：利用水平井注CO₂可以适当地增大井距、排距,减少井的数量,降低钻井成本;在生产制度相同的情况下水平井井网的开发效果要比直井井网的开发效果好;在水平井井网中,采出程度随着油井到水平井的垂直距离的比值变化而变化,当比值为1.4时采出程度最大;水平井注CO₂更适合低渗透正韵律储层;在储层裂缝发育的情况下,裂缝条数越多,CO₂在储层中的不均匀推进现象越明显,最终采出程度越低。     

使用纳米碳酸钙降低低孔低渗煤层气储层伤害

传统暂堵剂难以封堵低孔低渗煤层气储层中的大量纳米级别孔隙.通过煤岩显微观测、钻井液基本性能测试、泥饼清除实验、煤岩孔隙分布实验和气体渗透率实验,探讨了纳米碳酸钙降低低孔低渗煤层气储层伤害的效果.结果表明:纳米碳酸钙材料只有在水溶液中保持纳米级的分散状态,才可能对低渗煤岩起到暂堵作用;基于纳米碳酸钙的可降解钻井液既能封堵低孔低渗煤岩中微米级别孔隙,也能封堵其中的纳米级别孔隙;经过生物酶和稀盐酸双重解堵后,煤岩渗透率恢复值达77.17%~97.98%,储层保护效果好;煤岩孔隙分布实验可以在纳米尺度上研究纳米材料对低孔低渗储层的暂堵效果.研究成果可为纳米碳酸钙在低孔低渗煤层和页岩钻完井过程中的应用奠定良好技术基础.      

特超稠油油藏水平井蒸汽驱油物理模拟实验

以胜利油田A区块特超稠油油藏为目标区块,自主研发了高温高压二维比例物理模型,研究了不同开发阶段水平井蒸汽驱油机理,开展了油藏压力、井底干 度、注汽强度对水平井蒸汽驱的效果影响的研究。物模实验结果显示,蒸汽驱整个过程分为三个阶段：存水回采期、汽驱受效期、蒸汽突破期。存水回采期蒸汽腔向水平方向扩展,以水平驱替方式为主 ;汽驱受效期蒸汽腔向垂向和水平方向扩展,以水平驱替方式为主,纵向泄油为辅;后期蒸汽突破,蒸汽腔继续向上方扩展,以纵向泄油为主,实现油层整体动用。5 MPa时转蒸汽驱的采出程度高于7 MPa时转蒸汽驱的采出程度;蒸汽驱的井底蒸汽干度应不低于0.4,蒸汽干度越高,水平井蒸汽驱的开发效果越好;注汽强度为1.9 t/(d·ha·m)时温度场最为发育。同时,在高压下提高干度可实现水 平井蒸汽驱的有效开发。以上的实验结果较好地指导了胜利油田A区块特超稠油油藏水平井蒸汽驱开发,取得了明显的开发效果,该研究对于类似稠油和超稠油油藏水平井蒸汽驱开发具有重要的指导意义 。     

沁水盆地南部煤层气井增产的储层生产控制探讨

以沁水盆地南部区块煤层气生产井的工程、测试、监测数据为依据,对影响煤层气井产能的储层生产控制因素进行了分析,探讨了优化储层生产控制、提高煤层气井产能的工程措施,重点研究了水力压裂工艺施工参数与煤层气井产能的关系,提出了有利于提高煤层气井产能的水力压裂工艺施工参数。结果表明：合理控制钻井液的密度与粘度,可提高煤层气井的产能;煤层气井的产能与固井工艺中的水泥浆密度与用量呈现负相关关系;水力压裂采用变砂比、控制压裂液、变排量等施工工艺和优化的工艺参数值可有效提高煤层气井气产量。     

边水油藏水平井三维产能计算新方法

随着钻井技术的快速发展,水平井成为开发边底水油藏的常规方法。相对于普通直井来说,水平井能在较低的生产压差下获得更大的产量。但水平井开发边水油藏时油水渗流规律复杂,求解三维渗流下的产能难度大。将水平井抽象为无限导流线汇,先用傅立叶变换求得点汇条件下问题的解,然后根据叠加原理求得三维线汇解。将计算结果与现场实际生产数据对比发现,此方法比Joshi的二维产能公式更贴近现场生产实际。由此证明此方法简单可行,可用于现场的水平井产能预测。     

低渗透油气资源勘探开发技术进展

通过对国内外低渗透油气资源的分类、资源量、分布状况、勘探开发技术研究现状的分析,指出低渗透油气层的识别和改造技术、钻采工艺技术是当前国际低渗透油气勘探开发技术研究的热点。当前和未来国际低渗透油气资源研究将主要关注:低渗透储集层优质储集体预测技术、压裂技术、水平井和多分支井技术、小井眼钻井技术、超前注水技术、层内爆炸增产技术、微生物采油技术等技术领域。我国今后需要进一步发展超深井钻井、沙漠山地等复杂地表条件高分辨率地震勘探和解释技术、复杂岩性油气层测井技术、低渗透含油区带优选技术、低渗透储层微观孔隙结构研究技术、低渗透储层裂缝先期预测技术、开发压裂优化注采系统技术、水平井、复杂结构井压裂技术、低渗透油藏注气提高原油采收率技术、小井眼钻井技术等。     

胜利油田第一口绕锥水平井钻井技术

胜利油田永3断块是典型的复杂小断块油藏,为进一步对该类型油藏进行挖潜,在仔细分析剩余油富集模式的基础上,决定在合适位置部署绕锥水平井。在分析了永3断块储层特点的基础上,介绍了永3断块第一口绕锥水平井——永3平6井的基本设计及施工情况,阐述了绕锥水平井钻井的技术难点和采取的技术措施。该井的成功实施及顺利投产,证明了绕锥水平井适合胜利油田东部老油区剩余油的进一步挖潜,具有推广价值。