套损监测技术在华北油田二连地区的应用

华北油田二连地区已开发30多年，该地区各断块具有沉积类型多、断层发育、低孔低渗、非均质性强等特点，多年注采使得该地区油水井经常出现以变形为主的套损，另外还存在套管错断、漏失、错位、腐蚀和破裂现象。套损井占油水井比例有逐年上升的趋势，极大影响了油田产量的提升。通过对油田使用的各种套损检测方法的分析，针对华北油田二连地区不同区块的生产测井情况，提出采用超声成像＋电磁探伤、多臂井径＋电磁探伤等组合技术进行套管损伤综合检测，应用效果较好。     

宝浪油田套管损坏因素及预防措施研究

宝浪油田地质情况复杂,断层及微裂缝发育,地层胶结疏松,地应力高,生产过程中措施作业频繁,导致套管损坏的因素比其他油田要复杂的多。从宝浪油田套管损坏井的特征入手,在地质因素和工程因素等方面开展了套管损坏机理研究,由此提出了钻井、完井和注采、措施作业等过程中的预防措施。     

杏一区薄差油层层系重组及开发效果研究

针对水驱三类油层层数多、层系划分粗、开采井段长、层间动用差异大的实际，在杏一区开展层系细分重组改善薄差油层开发效果的方法研究。项目立足现有井网，结合三次加密缓钻井的投产和油水井的补孔封堵，对不同开采层系的各套井网重组方式进行优化设计，从根本上减小层间差异，完善注采关系，大大改善了薄差油层开发效果。     

中原油田特殊分注井分层测试工艺技术的研究

针对中原油田特殊分层注水井：高压注水井、大斜度注水井以及4in套管注水井分层测试与调配的技术难题,针对性地开发研制了井口高压防喷密封装置、多电极电磁流量计、液力投捞推进装置、井下存储式一体化测试仪以及配套工具,形成了一套特殊注水井分层测试工艺技术,填补了中原油田注水井分层测试技术方面的空白,对完善油田动态监测手段,提高油田注水开发效果具有十分重要的意义。     

萨北开发区西部断层区精细挖潜模式

萨北开发区西部断层较为发育,共发育大小断层49条,占全区断层总数的71%。针对断层区存在注采关系不完善、地层压力低、动用程度低等问题,从构造特征认识和挖潜方式优化两个方面入手,形成了井震结合、综合验证、分类优化、配套挖潜的断层区整体挖潜模式,指导断层区注采系统调整、高效井设计,优化断层区注采参数和配套措施挖潜,取得了累计增油42.2×104t的好效果。     

哈得油田双台阶水平井钻井的实时跟踪——以HD10-HX井为例

哈得油田石炭系中泥岩段薄砂层油藏为埋藏深、厚度薄、受岩性控制的层状边水未饱和油藏,采用以地质导向为基础的双台阶水平井钻井技术。为了对双台阶水平井钻井质量进行有效评价,引进了一套完善的双台阶水平井钻井实时跟踪系统。该系统充分结合导眼井及邻井的地质、钻井、录井、测井及随钻测井等多种资料,实现双台阶水平井钻井的实时跟踪,对井眼轨迹位移及钻遇地层进行实时分析,计算钻遇率。以哈得油田某井区双台阶水平注水井HD10-HX为例,详细介绍了该井实时跟踪分析。     

新疆油田三台地区钻井技术研究

新疆油田三台地区地质情况复杂,含多套地层压力系统,钻井液密度控制困难;井壁稳定性差且存在多套漏失地层;在钻井施工中出现多次井壁坍塌和井漏;二叠系平地泉组推覆体地层倾角大,井斜控制难度大,机械钻速慢。针对三台地区具体地层特点,结合目前现场常用的技术,通过采用井身结构优化技术、钻井液技术、防漏堵漏技术、推覆体地层防斜打快技术、钻头选型技术等技术措施,有效的减少了复杂情况的发生,提高了该地区的机械钻速。     

油藏动态分析与分层注水技术在利8区块的综合应用研究

分层注水技术是维持油田稳产高产的重要手段,影响分层注水的因素有地质条件、开发现状和工艺措施等。研究选用RMsimple软件建立利津油田利8区块地质模型,根据数值模拟的结果,分析利8区块存在层间矛盾突出、水井细分程度低、地层压力下降等问题,提出油水井补孔,提高井间连通方向数,水井细分注水等措施。2014年5月,利用智能分采分注配水系统对利8区块3口水井实施分层注水,截止到2014年6月实现累计增油271.1t,平均单井日产油增加2.2t,起到了减缓层间矛盾、增加有效注水的效果。     

分层系开发井网优化部署技术应用研究--以E区块A井区为例

A井区是由B断层和近北东向的C断层夹持的小断块。该断块以前一直归属于D区块进行开发,2015年通过井震结合重新落实构造,该断块仍处在大洼断层上升盘,与E油田主体同属一块。构造重新落实后,结合新建储层二次解释,该井区含油面积增至0.5km2,地质储量增至158×104 t。以前井区内共有9口油井,累计产油39.71×104 t ,采出程度较低（为25.1％）;井区仅有的3口注水井均位于断块边部,注采井网不完善,区块整体水淹程度较低,部分区域未水淹。针对上述问题,通过精细油藏地质体研究、精细量化剩余油分布特征研究及分层系开发井网优化部署研究,一次部署调整油井14口、注水井12口。在中东部区域优先实施直井2口,日产能力较高达（23.9t ）,取得较好的开发效果,为该井区分层系规模开发提供了依据。     

风城超稠油油藏套管损坏原因分析

风城超稠油井区自投产以来,套损井逐渐增多。根据60口套损井地质、生产及完井概况,结合套损基本情况,从热采高温高压的影响、地层出砂、泥岩的膨胀与蠕变、固井质量不合格、射孔5个方面对该井区套损的原因进行了分析,并在此基础上提出了套损井的预防措施。该研究对于超稠油油藏套损井的研究及预防具有一定的借鉴意义。     

伊位克鲁迈拉定向井井身结构优化

为提高鲁迈拉钻井效益,降低施工风险,减少非生产时间,开展了伊拉克鲁迈拉油田井身结构优化。采用由内而外、自下而上的设计方法,根据地层压力情况,结合地质特点和施工难点,确定了一开进入Dammam层顶6m,二开进入Sadi层8～15m,三开钻过储层50m完钻的三层套管井身结构。根据鲁迈拉油田开发实际需求和后续作业管柱尺寸,确定各开次钻头和套管尺寸。通过套管柱安全性分析发现,采用L80级套管既要满足施工操作,又要满足抗外挤安全系数不小于1.125、抗内压安全系数不小于1.10、抗拉安全系数不小于1.25的技术需求,且各开次管柱均可顺利下入。通过该项技术在25口井上的成功应用,平均建井周期缩短15.33d,平均非生产时间比例降低了8.6个百分点。研究结果表明,伊拉克鲁迈拉油田井身结构优化技术,解决了多层漏失、大段页岩坍塌、含硫水侵等问题,确保了复杂地质条件下的安全钻进。该技术有助于提高鲁迈拉整体钻井技术水平,具有广阔的市场前景和推广价值。     

库木塔克沙漠稠油油藏钻井液体系优选与应用

库木塔克沙漠腹地英也尔构造带稠油油藏钻井过程中,桃东沟群地层富含蒙脱石,吸水性极强,极易水化膨胀分散,地层深部枯竭脱水层,在地质形成过程中上下挤压呈破碎性,坍塌应力极强,岩性胶结性极差,岩石力学平衡极其脆弱,钻井过程中机械、水力作用极易打破地应力平衡,钻井过程中导致坍塌卡钻发生。其中Y14井最具有代表性,该井连续2次钻至桃东沟群地层发生坍塌卡钻事故,无法穿越桃东沟群地层,阻碍了库木塔克沙漠腹地稠油油藏的勘探开发。针对该井的复杂情况,通过室内实验研究,优选出合适的成膜剂、封堵剂、润滑剂、乳化剂等钻井液材料,并进行粒度级配,形成了适合该区块的成膜封堵钻井液体系配方,该钻井液体系具有良好的抑制性、封堵性、润滑性和流变性能,有效地降低了井下复杂事故率。现场应用结果表明,成膜封堵钻井液体系解决了该井桃东沟群破碎性岩性和泥岩水化膨胀引起的井壁坍塌问题,顺利完成钻探任务。     

彩南油田C135井区三工河组三维地质建模研究与应用

依据准噶尔盆地彩南油田C135井区三工河组二段的动、静态资料建立了三维地质模型。利用静态地质资料分析了 C135井区的区域应力成因机制背景,完成了储量复算,确定研究区地质储量合计67.81×^104 t。利用开发动态资料探讨了三维地质模型的应用,结合储层非均质性研究认为,研究区剩余油主要分布在C135井区三工河组二段第3小层,集中在变异系数和级差大的砂体中。认为低幅度构造油藏容易造成底水锥进,研究区目前采液速度过高,含水率上升较快,通过数值模拟确定合理采液速度为7%,对于注水见效的油井应当控制注水井注水量,防止油井水淹。     

短半径水平井钻井技术研究及应用——以哈萨克斯坦Konys油田为例

哈萨克斯坦Konys油田是带气顶、边水的层状构造砂岩油田,油田储层非均质性严重,断层发育且油气水关系复杂。K-190S井是Konys油田的一口短半径侧钻水平井,设计、实施的主要目的是运用短半径侧钻技术恢复老井产能,挖掘下达乌尔组油层潜力。K-190S井存在井眼尺寸小、造斜率高、循环压耗高、摩阻扭矩大等钻井难点。根据钻井施工难点,结合地质油藏特点,对井身结构、井眼轨道剖面、钻井参数等进行了优化。优化钻具组合避免井下复杂情况发生;进行轨迹预测研究防止轨迹失控,确保中靶率,使钻头在油层中钻进;优选合适钻井参数和钻进方式以达到井身轨迹的平滑。通过利用井身轨迹控制技术、摩阻扭矩分析技术和安全钻进技术,成功解决了钻井难题,从而大大提高了钻井效率。     

钟市潜二段开发后期储层地质建模研究

江汉油田钟市潜二段油层多,油水井出力状况差异大,已经进入开发后期,开发矛盾.日益明显。针对该区块油井多、储层非均质强等特点,应用Petrel软件,综合应用地质、测井、地震等数据建立沉积相概念模型。采用相控建模技术建立孔隙度模型;采用协同模拟方法建立渗透率模型;采用确定性与随机性结合的方法建立含油饱和度模型。该方法对完善注采井系统,提高采收率具有良好的指导意义,为进一步的油藏开发提供了依据。     

含水层储气库注采效应的数值模拟

以适于建造地下含水层储气库的某区地质资料为背景,采用气水二相渗流理论及数值模拟方法,对含水层储气库在注采气过程中储层平均压力和气泡体积的变化特征,以及储层构造特征、储层非均质性、注采方案对注气效果的影响等问题进行了研究。结果表明:在含水层储气库注采过程中存在压力相移现象;对于储层岩性特征为层状分布的含水层,应分层注采和分层管理;用泡沫作为气驱前缘可提高严重非均质性单一储层气体的波及效率;在注气过程中应注意利用重力排驱机理,采用合理的注气工作制度有利于储气量的提高;储集层在断层或断层与断层交接的部位是发生气体泄漏的危险区域。     

异常高压随钻监测新方法及其在西湖凹陷中的应用

地层孔隙压力是地应力模型中非常重要的参数,在油气勘探、钻井工程及油气开发中占有十分重要的地位。东海西湖凹陷是一个富含天然气的异常高压地区,形成机制复杂。异常高压的存在给钻井、测井、测试等作业带来了较大的安全风险。传统孔隙压力预测方法对西湖地区异常高压的预测精度十分有限,难以有效满足西湖地区安全、高效施工需求。提出了地层破裂压力跟踪反演和气测背景基值监测为基础的随钻异常孔隙压力监测的新方法,形成了以钻前预测为辅、随钻跟踪监测为主的地层压力综合预测流程,该方法在西湖凹陷XH-1井实际钻井应用中取得了良好效果,为解决钻井作业过程中提高异常压力预测精度提供了借鉴。     

塔河9区油气层合采分层储量计算方法

针对塔河9区奥陶系碳酸盐岩储层中部分井凝析气藏与油层合采时,生产气油比变化大、分层产量计算困难、单井控制储量及生产制度难以确定等问题,首先通过生产数据概述了塔河9区油气藏的生产动态特征,通过物理实验分别对油层与气层样品的组分和PVT物性进行了检测,根据流体的组分和PVT物性判定了储层类型;再利用油、气PVT试验数据与产出油密度,建立了合采井中凝析气层产量与油层产量的计算模型;最后,利用模型获取了油层与凝析气层的动态产量数据,并利用Fetkovich产量递减特征曲线方法和Arps方法分析了油层与凝析气层的动态储量。结果表明,塔河9区油层与气层不属于同一个流体系统,油层属于挥发性油藏,气层属于凝析气藏;所建立的模型能实现合采井中气层与油层分层产量的计算,TKX井油层产油量占总产油量的73.91%和总产气量的6.55%,气层产量占总油量的26.09%和总产气量的93.45%;Fetkovich方法和Arps方法计算的储量差距较小,Fetkovich方法计算储量可信度较高。研究结果对塔河9区奥陶系油气藏开发方案的制定有一定借鉴意义。     

准噶尔盆地超深井钻井液体系的研究与应用

新疆准噶尔盆地达巴松凸起地层岩性复杂,地层压力体系多变,钻井过程中易发生喷、漏、塌、卡等复杂事故,钻井施工难度大,对钻井液性能要求高。针对地层复杂情况,室内研究出用胺基钻井液体系钻长裸眼二开井段,用有机盐钻井液体系钻高压高温三开和四开井段,并成功地在DT1井应用。室内研究和现场应用结果表明:该钻井液体系具有很好的流变性,滤失量小,泥饼质量好,润滑性好,抑制性强,抗污染能力强。现场应用时井壁稳定,没有出现高压地层井喷和裂缝地层井漏等问题,全井无井下复杂事故,各次完钻电测和下套管均一次成功。该井的试验成功为后续探井高效钻探奠定了良好的技术基础。     

川气东送川维支线应急投产技术

在川气东送管道一期投产过程中,为了确保新清溪1井正常生产,应急投产川维支线。在燕子窝-天生段和天生-金山段封存氮气隔离段,采用"气推气"置换工艺,对站场工艺管道与长输管道进行同步置换。利用阀室内的调流阀进行流量调节,控制置换速度,缓解气井油层的套管压力。采取干支线联通反输工艺流程,利用管存气确保普光净化厂的顺利投产。通过对注氮、置换、升压、流速控制等作业参数的具体分析,阐述了管道投产置换中的关键控制点及技术措施。(表2,图2,参10)