稠油热采水平井固井技术与应用

分析了井楼油田浅层稠油水平井固井的技术难点,提出了从水泥浆的体系选择、套管的安全下入、现场固井配套施工工艺等方面保证水平井固井质量的技术措施。现场应用效果显著,形成了系统、成熟的水平井固井技术,对今后河南油田浅层稠油水平井及其他类型的水平井的完井技术具有指导意义。     

致密油水平井固井技术探讨

分析了致密油水平井固井施工难点（包括下套管难度大、套管不易居中、替驱不干净、对水泥浆性能要求高等）,并提出了具有针对性的措施,即套管安全下入技术（包括井眼净化、模拟通井和漂浮固井技术）、套管居中技术（包括扶正器选型及加放、套管居中度校核）、变排量注替技术、采用低失水双凝韧性水泥浆体系和固井前置液体系。现场应用表明,采取上述措施可以提高固井质量,能够为致密油水平井固井施工提供参考。     

二次加砂工艺2种模式在苏里格气田的应用效果对比分析

苏里格气田储层具有层位多、层薄、跨度大、隔层条件差、水层多等特点,常规的压裂工艺已无法满足生产发展的要求,严重制约了该气田的增产增效。通过多年不断研究与实践,在苏里格气田逐步探索出"加砂-停泵-加砂"和"加砂-暂堵-加砂"两种二次加砂压裂工艺模式。选取了苏里格气田S区块的3口直井,这3口井目的层均为盒8段且砂体厚度及含气性相当,3口井的压裂工艺模式分别是常规模式、加砂-停泵-加砂模式、加砂-暂堵-加砂模式,在相同的施工参数及压裂液体系下,从最终的试气效果对比可以看出二次加砂压裂工艺明显优于常规压裂工艺,产量大幅度提高,为后续的储层改造探索出一条新思路。     

水力喷射分段压裂技术在大牛地气田DPI井的应用研究

在大牛地低渗致密气田顺利完钻8口水平井，有4口水平井无阻流量大于5×10^4m^3／d，其他井无阻流量（0．3～0．6）×104m^3／d，为了进一步提高大牛地气田水平井的产量，针对不同储层特征、井身结构试验应用了水平井压裂技术，并初见成效。尤其是采用水平井水力喷射定点压裂工艺，使得DPI井天然气产量大幅度提高，无阻流量由完钻时0．69×10^4m^3／d提高到11×104m^3／d，该井的成功实施，为水平井开发大牛地气田提供了技术保障。     

水平井快速钻井液技术在长南区块的应用

水平井是长南区块天然气开发的重要手段之一,安全快速钻井是提高水平井开发效益的关键。在CQSP-1钻井液体系的基础上,优化低黏切、低固相的钻井液配方。应用随钻防漏堵漏技术,改进承压堵漏工艺;针对延长组和“双石层”的防塌试验,提高钻井液防塌能力;形成一套水平井快速钻井液技术。长南区块使用快速钻井液技术完成了4口水平井,平均机械钻速提高了2.34%,平均钻机月速提高了29.04%。解决了长南区块三开天然气水平井施工中的井漏、井塌频繁,钻速慢等难题。     

长江大学3项科技成果达到国际先进及以上水平

<正>4月24日,省科技厅在武汉组织召开专家会议,对长江大学牵头完成的3项科技成果进行了鉴定,1项达到国际领先水平,2项达到国际先进水平。由石油工程学院许明标教授主持完成的"页岩气开发钻井关键流体技术"成果,针对页岩气开发过程中的钻井液、前置液、固井水泥浆、固井工艺等关键技术进行了研究,研发了适合页岩气开发钻井液及固井技术,有效地解决了超大位移水平井在钻井、固井及完井作业中所面临的技术难     

苏54区块采气管网设计思路

目前,苏里格气田已进入快速发展的新时期,经勘探开发评价,该气田属低渗、低压、低丰度的“三低”岩性气藏,有效开发难度大。根据苏里格气田集输工艺的特点,结合苏54区块采气管网布局现状和地理位置的局限性,将已建采气管网与苏里格气田较成熟的采气管网模式进行对比分析,制定了适应苏里格气田集中增压的“枝上枝”阀组布站工艺技术方案。与传统分散增压集气站技术、集中增压集气站技术相比,该技术方案缩短了采气管道长度,降低了征地和占压公路的费用,加快了区块开发建产的速度,实现了苏里格气田低成本滚动开发的目标,可为类似“三低”气田的开发和建设提供参考。     

大位移井易漏失地层固井技术研究

通过分析大位移井固井技术难点,提出了针对大位移井易漏失地层固井作业的相应的技术措施。认为防漏堵漏水泥浆和前置液体系是大位移井易漏失地层固井作业成功的关键。室内针对防漏堵漏水泥浆及前置液体系的性能开展了评价研究工作,重点研究了水泥浆以及前置液的堵漏能力。综合评价结果显示:防漏堵漏水泥浆及前置液的堵漏性能良好,能一定程度上满足易漏失大位移井固井技术要求。该研究可以为大位移井易漏失地层的固井作业提供必要的技术支撑。     

苏里格气田柱塞气举排水采气工艺技术研究

苏里格气田为典型的“三低”气藏，气井生产中后期携液能力降低，导致井筒积液，影响气井正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。为提高气井携液能力，开展了柱塞气举排水采气工艺试验。介绍了柱塞气举工艺原理及柱塞组成，通过柱塞气举参数设计、柱塞类型及优化方式优选，总结了柱塞气举现场试验开展情况及试验效果评价。柱塞气举工艺利于排出井筒积液，确保了气井产能的有效发挥，经济效益可观，取得了良好的应用效果，为苏里格气田低产低效气井排水采气工艺的推广应用提供了的借鉴。     

三胶塞固井水泥头在海上高温高压井中的应用

高温高压气井的固井是一个世界级难题,高温高压条件下固井存在水泥浆难以有效压稳地层、容易发生气窜等问题,造成高温高压井段固井质量差,进而影响井筒完整性,不利于气田的高效开发。其中一个原因系固井首尾浆不同体系之间相互接触易发生污染,从而导致水泥浆性能变差,对此通过设计采用了三胶塞固井水泥头装置,利用上、中、下3个胶塞有效地将前置液、首浆、尾浆及后置液相互隔开,减少接触时间和接触面积,有效地保障了水泥浆的性能,实际应用后固井质量明显提高,确保了海上高温高压井的井筒完整性,为后续高温高压井的勘探开发提供了技术基础。     

水平井产液剖面一趟测技术研究应用

水平井产液剖面因测井环境和设备之间的矛盾,施工周期长、效率低、成本高。从多方面入手,提出了一套新的"一趟测"测试技术,提高水平井产液剖面测井作业的成功率、测试质量并降低成本。在固平×-×井生产中应用,成功进行了精细解释,避免了重复作业带来的一系列问题,证实了其可行性和先进性。     

水平井优快钻井技术在大牛地气田DIOPH-5井的应用

D10PH-5井是大牛地气田施工的一口水平段长达1200m水平井,为了提高该井的机械钻速,在分析该区储层工程地质特征及钻井难点的基础上,通过采取水平井优快钻井技术,如优化井身结构、合理设计井眼轨迹、优选钻头类型和优化钻具组合、分井段采取相应钻井液技术等,提高了钻井速度,缩短了钻井周期,因而具有实际应用价值。     

大位移井固井技术分析

针对大位移井固井过程中存在的问题,分析了套管居中度、水泥浆体系、顶替效率对固井质量的影响,提出提高套管居中度、实施低密度高强度水泥浆作业、优化钻井液性能、调整前置液结构以及提高顶替技术等措施,从而提高大位移井的固井质量。     

页岩气水平井分簇射孔配套技术分析及应用

分簇射孔技术是页岩气水平井多段、分段压裂完井工艺中的一项重要技术，随着我国页岩气勘探开发的不断深入，分簇射孔技术也得到了不断发展和广泛应用。基于分簇射孔工艺技术原理，重点阐述并分析了分簇射孔工艺中配套的相关技术，包括连续油管射孔、复合桥塞与射孔联作、多级点火控制、分簇射孔器、泵送工艺参数优化、高压动密封防喷以及管串丢手释放和安全起爆监测等配套工艺技术。现场应用效果表明分簇射孔工艺技术安全适用性，对页岩气水平井开发具有重要意义。     

漏失水平井固井技术在JY33HF井的应用

随着涪陵页岩气勘探开发的不断深入,复杂井况层出不穷,特别是水平段钻进过程中出现的恶性漏失情况。目前油基泥浆堵漏手段相对较少,固井时地层承压能力严重不足,给固井施工作业带来了巨大的挑战。通过对漏失井固井技术难点分析,有针对性地提出了相应的解决方法,通过使用新型固井工具、优化现场施工工艺和水泥浆配方,总结出一套适合漏失水平井的固井技术。该固井技术成功应用于水平段存在恶性漏失的JY33HF井,固井过程顺利,应用效果显著,具有进一步推广应用的空间。     

大港油田调整井固井技术的研究与应用

针对大港油田调整井存在的地层压力系统复杂、高压低渗、水侵严重、钻井液触变性强、虚泥饼厚、顶替效率差等难题,通过采用井眼准备、冲洗隔离液技术、两凝防窜韧性水泥浆技术、平衡压力固井技术等措施,形成了适合大港油田调整井固井的工艺及方法。现场应用10余口井,其中以大斜度井小5-23-1L井139.7mm油层套管固井为例,有针对性地优化固井工作液体系及工艺技术,确保了固井施工安全,保障了固井质量,扭转了固井质量差的局面,为提高大港油田调整井固井质量奠定了基础。     

高含水水平井措施挖潜技术研究

针对大庆油田外围葡萄花油层水平井高含水比例逐年增大的情况,深入分析了水平井高含水原因并提出相应措施挖潜对策：对于低产液高含水水平井砂体发育较差、动用程度低的水平段采取压裂措施;对于同层发育、投产初期高含水井,可以在危险出水水平段实施堵水技术;对于高产液、高含水的射孔投产水平井,若出水层段明晰,可实施机械堵水工艺,若出水层段模糊,可采用机械可调式堵水工艺;常规机械堵水方式不适用的压裂投产水平井,可以实施化学堵水工艺。以便为改善水平井开发效果提供参考。     

侧钻短半径水平井技术在春风油田石炭系的应用

春风油田的石炭系是准噶尔盆地车排子凸起重要的勘探层系之一,属于裂缝型油气藏,具有巨大的勘探潜力。春风油田的石炭系储层勘探程度较低,目前仅部署少量直井进行试采,取得了一定效果,但直井钻探沟通裂缝少,产能较低。对于储层较薄、直井钻探评价效果不理想的区域,可以部署侧钻水平井进行开发,充分利用老井,节省开支。老井排664井为直井,因储层油气显示不理想,采取裸眼完井,水泥固封。排664井在技术套管下方裸眼处侧钻,采用短半径水平井技术,顺利钻至目的层,分析了技术难点,列举了轨迹优化、钻头选择、轨迹控制、钻井液技术等相应技术措施,顺利钻至目的层。排664井侧井的成功为该区块利用老井开发石炭系储层提供了借鉴。     

连续油管排水采气工艺技术在苏东41-33区块的应用

苏里格气田为低压低产气藏，气井在生产中后期携液能力差，导致井筒积液不断增多，严重影响气井正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。为提高气井携液能力，结合苏里格气田现场情况，开展了连续油管排水采气工艺试验。依据管柱优选理论，根据不同油管规格临界携液流量的不同，优选临界携液流量低、油管磨阻小的Ф38．1mm油管作为生产管柱，通过对2口井试验前后油套压差和产气量对比分析发现，采用该油管有助于提高气井携液能力，取得了良好的排水采气效果。     

新页HF-2井页岩气钻井技术

新页HF-2井是中石化西南油气分公司第2口页岩气勘探井。根据邻井情况和工程地质施工技术难点,对页岩气井身结构、钻井液体系进行了设计,先采用钻导眼井,再回填侧钻的四开结构。钻井过程中,运用螺杆钻具适度地复合钻进,合理地选择钻具组合、钻头类型和钻井参数等技术措施,同时定向段采用聚胺仿油基钻井液、水平段采用油基钻井液,保证了该井优质中靶,电测、下套管作业均一次性成功,是小井眼水平段水平井施工的典型案例,为同类型井钻井积累了宝贵的经验。