延长油田浅层大位移水平井固井优化技术

固井作业是一次性工程,一旦固井质量出现问题,补救作业一般无法达到封固合格的要求,并且水平井固井存在一定的固井工艺难点,包括弯曲井段曲率大,套管不易下入;斜井段套管与井壁发生长段面积的多处接触,井斜越大,摩阻力越大;环空的严重偏心度使窄边钻井液不能有效清除;易形成集中的水带,尤其是水平井游离水易集中与井眼上方,使油气串通;且直井中常用的固井附件不能使用,需要改进或重新设计。延长油田东部的部分区域油层埋深浅、存在低压、易漏失层,该区域内的井在固井过程中易发生地层破裂、水泥浆漏失现象。这不仅使水泥浆返高不够,也对地层造成了污染,严重影响了固井质量和油水井的后续生产。     

苏南项目SNX井88.9,mm生产套管固井水泥浆技术

SNX井本层生产套管固井封固段长,且含有低压易漏层,存在漏失风险。由于本井为气井,目的层内的流体为致密砂岩气,故存在气窜的风险。为解决上述固井难题,选用了高强度低密度水泥浆与胶乳水泥浆双凝体系。高强度低密度水泥浆可以减少静液柱压力,降低了漏失的风险,且具有较高的强度;胶乳水泥浆可以有效防止气窜,改善了水泥石的性能,为后期开采提供了强有力的保障。双凝体系优化了固井工艺方案,保证压稳和防漏,现场施工顺利,取得了良好的固井效果。     

胜利海上长裸眼固井技术

文章介绍了胜利海上长裸眼形成原因及攻关历程,分析了针对长裸眼井的固井技术。通过对影响长裸眼井固井质量不利因素的分析,采取了双级固井、环空回压扣双凝水泥浆体系、优质高效前置液和套管外封隔器、单级双封固井等工艺技术,解决了长裸眼井固井质量难以保证的难题。该技术在埕北和桩海区块6口井中的成功应用,在冀东海上8口井成功应用了单级双封固井工艺,为同类井的固井施工提供了一套较好的解决办法。     

埕海地区防气窜固井技术

水泥浆在凝结过程因失重而造成的气窜问题是影响固井质量的重要因素之一。油井一旦发生气窜,会造成巨大的经济损失,甚至造成重大井控事故。大港油田埕海区块地质情况复杂,温度高,压力大,油、气活跃,固井防气窜难度大。从埕海区块地质特点出发,分析了该区块油层套管气窜的原因,研究总结出一套适合埕海地区的油层套管防气窜综合固井技术,从而提高固井质量。     

浅谈渤海湾锦州20区块固井技术

渤海湾地区锦州20区块的固井作业一直是一大难题,这区块的井都处在断层构造带上,不同程度有漏失现象,而经过压力测试沙河街地层压力系数达到1.35～1.52,存在异常高压。针对于现场作业的具体情况,从固井水泥浆配方的优化、添加剂的优选、循环措施、顶替技术、尾管固井后加压等方面进行了尝试和改进,优化了一套适合该区块的固井工艺技术,并在4口井的固井作业中取得了全部优秀的封固效果。     

页岩储层水平井固井水泥浆体系应用研究进展

中国的页岩储层具有埋藏深、地温梯度高、封固段顶底温差大等特点,能够在深层水平井高温及大温差条件下固井,并在后期大规模体积压裂期间保持井筒完整性的固井水泥浆体系的选择成为近年来的焦点。为明确页岩储层深层水平井固井水泥浆技术的发展方向,基于页岩储层水平井固井对前期水泥浆流变性能要求与后期水泥环力学性能要求,分别从外加剂适用条件、外加剂反应机理以及微观结构的形成3个方面探讨了页岩储层水平井的固井水泥浆技术难点及研究现状,汇总了国内外各大油气田页岩储层水平井固井硅酸盐水泥浆体系的应用实效,提出了相应的技术措施及未来固井水泥浆体系的研究重点。     

LN油气田深井单级全封固井技术

LN油气田在进行二次开发的时候要进行二开结构的设计,要将油层管道进行密封,一般使用低密度的水泥浆,十口井能够进行5000m左右深度的固井施工。在进行固井的时候,要按照不同级别进行颗粒的级配,按照紧密堆积的原理,对水泥浆进行合理的级配,确保水泥浆的粘性,运用强度比较大的水泥浆体系,提高水泥浆的防漏效果。通过分析地层的漏失压力,通过建立模型,分析在不同的施工阶段动液柱的压力数值,对施工的排量进行控制,防止在固井的过程中油田的流失。     

固井封固系统初始作用力及其影响

结合建井过程和水泥浆的水化硬化过程对封固系统初始作用力进行分析。结果表明:固井作业完成时封固系统受到初始作用力的作用,初始作用力包括井眼附近地层承担的钻开井眼后重新分布的地应力、套管内部流体对套管的静液柱压力、一界面处水泥环对套管的挤压力及其反作用力、二界面处水泥环对地层的挤压力及其反作用力,作用在一界面处的初始作用力形成的初始应力稍小于地层孔隙压力;作用在二界面处的初始作用力形成的初始应力与地层孔隙压力相等;一、二界面处的初始作用力是水泥浆水化直至形成水泥石的过程中逐渐传递地层孔隙压力的结果。现场测量数据验证了一、二界面处初始作用力的存在。封固系统初始作用力的变化会对封固系统产生重要影响。     

海洋高温高压气井固井防气窜水泥浆研究

性能优良的水泥浆是保证固井质量的关键因素,水泥环空气体窜槽对油气田开发将造成非常严重的后果,一旦气窜发生,即使花费大量的人力物力进行挤水泥,也难于修复到未气窜的封固状态。因此,优选有效的防气窜添加剂,研制性能良好的防窜水泥浆就显得十分重要。文中根据海洋高温高压气井的特点,提出了一套综合适用于高温高压固井的防气窜水泥浆设计的方法。设计出了密度2.40 g/cm3,适合循环温度为125℃和163℃的海洋高温高压气井固井的高密度防窜水泥浆体系。     

川东北复杂压力体系气井固井技术

川东北地区普光、河坝、元坝等区块的海相天然气藏勘探取得了重大突破,该地区目的层埋藏深,地层压力和温度高,H2S和CO2含量高,属“三高”气田。陆相和海相地层有多套压力系统,长封固段和小间隙是固井工艺面临的主要挑战,H2S和CO2对气井长期安全造成威胁。2006年以前川东北探井的技术套管和生产套管固井的一次合格率仅为80 %和72 %。通过研究应用胶乳防腐防气窜水泥浆体系,紧密堆积高密度防气窜水泥浆体系,正注反挤工艺和分段压稳模型设计环空液柱结构等体系和工艺技术,固井质量较2006年前有大幅度提高。普光气田     

影响长垣油田固井质量的地质因素分析

为分析影响长垣油田固井质量的地质因素,根据长垣油田储层特征,选取六、一、三厂具代表性的岩心样品106块,通过室内试验,测定样品的孔隙度、渗透率及岩石密度。通过各项物性参数与固井综合优质率及非优井段分别进行回归拟合分析,得出其最大相关系数,以此区分影响固井质量的主要因素和次要因素。研究结果表明：对固井质量影响较大的地质因素是孔隙压力和气油比。气油比与非优井段比例相关系达到0.76,压力系数与综合优质率呈反相关,相关系数0.665。通过开展油田高含水后期油层物性变化对固井质量影响关系及配套技术的研究,定量分析油田高含水后期储层物性变化对固井质量影响,为研究适应油田开发需要的调整井固井工艺技术提供依据,对保证油田高含水后期开发效果具有重要意义。     

调整井完井压力系统及固井工艺的优化与控制

针对油田调整井固井质量优质率低和提高固井质量难的问题,通过石油地质、油藏、钻井、采油工程的有机结合及系统优化与控制,以油藏数值模拟方法为手段,优化压力系统,精确预测分层压力状况,实施待钻井点层间压差及压力最小化控制。另外,对水泥浆凝固特性进行了研究,选择合适的水泥浆体系来提高固井质量。现场试验证明,利用层间压差最小化及改善水泥浆凝固特性的方法,提高调整井固井质量的措施效果好,工艺可行,同区块相比,固井质量合格率提高了4%以上,从而解决了长期困扰油田开发调整井固井质量差的难题。     

大庆油田水平井漂浮下套管技术研究

在油田开发中、后期,水平井钻井技术对剩余油挖潜举足轻重,是提高原油采收率及开发低渗透油层的重要手段,可降低综合成本、环境污染风险,减少生产占地,有效开发低效储量,提升油气田的产能和开发效益。目前大庆油田水平井随着水平段加长,导致套管下入困难,施工时被迫减少套管扶正器的数量,使套管居中度达不到设计要求,固井质量差。针对这些问题开展了相关技术研究,研制配套了系列工具并形成了一套适合大庆油田水平井漂浮下套管工艺技术,目前现场应用115口井,应用效果良好,提高了套管下入时效及固井质量。     

高密度钻井液条件下的顶替效率

顶替效率是固井施工过程中最难控制的因素,提高注水泥的顶替效率能有效驱替钻井液、清除钻井液虚泥饼,从而提高水泥胶结质量和水泥环密封性能。是防止油、气、水窜的前提。随着开采工艺的发展,对固井顶替效率提出了更高的要求：影响顶替效率的因素复杂多变,本文针对影响顶替效率几大重点因素展开深入研究,结合大庆油田近几年来使用越来越多的高密度钻井液引起的固井顶替效率低的实际,通过对现场的实测数据进行综合分析,为大庆油田高密度钻井液井的固井施工设计及提高顶替效率措施提供依据。     

动态压力下固井防窜增韧剂研究与性能评价

调整井固井过程中地层压力时刻处于波动状态，这导致了严重的水窜；此外，储层改造时水泥环破裂将造成环空窜流。针对调整井固井存在的上述问题，首先，通过优选防窜增韧材料进行复配研究，制备出了一种动态压力下固井防窜增韧剂。然后，针对动态压力下水窜的特点，采用自主研制的新型水窜评价装置对防窜增韧改性水泥浆的防水窜性能进行评价。此外，还评价了防窜增韧改性水泥石的膨胀性能、力学性能和防窜增韧改性水泥浆的工程性能。最后，在渤海油田进行了现场试验。结果表明，防窜增韧剂增强了水泥浆的抗动态水分散性能和水泥石胶结界面的防水窜性能，减少了失水量和体积收缩；同时，该材料显著提升了水泥石的韧性，并且对水泥浆的各项工程性能没有负面影响；现场试验结果显示固井质量优于邻井。说明该防窜增韧剂可满足动态压力下固井防窜和增韧的要求。     

埕岛油田复杂压力层系开发井钻井液油层保护技术研究

根据埕岛馆陶组油藏特性和目前该区馆陶组油藏不同砂层组的地层孔隙压力系数差别较大的实际情况，提出了一系列有关该油田存在的储层保护新问题。针对这些问题，参考全国各地复杂压力层系的调整井钻出经验，提出了相应对策，并通过实验进行了验证，从而提出了采用3种材料复配方法提高暂堵效果的建议。     

安塞油田长10储层渗流特征研究

为了全面研究陕北低渗透油田—安塞油田长10油藏渗流机理,解决开发过程中渗流阻力大、注水效果差等问题,进一步改善油田开发效果,应用室内高精度微量泵和高精度压差传感器对长10储层岩心开展了油水渗流特征、水驱油效率、启动压力梯度等多项实验研究,并推导了低渗透油田IPR新方程,结果表明该储层原油的物性非均质性较强,流体渗流不遵循达西定律,存在启动压力梯度且启动压力梯度与储层的渗透率成反比;油水两相渗流特征反映束缚水饱和度较高,油水两相流动范围窄,具有典型的低渗亲水油藏特征,因此可通过降低启动压力梯度、增大生产压差来改善开发效果。     

水力脉冲振动注水泥装置的设计与试验

研制了新型水力脉冲振动注水泥装置,该装置安装在套管底部,在注水泥过程中产生水力冲击作用于套管、水泥浆和钻井液,通过消除气泡、清除泥饼、提高顶替效率和水泥石强度来提高水泥胶结质量.试验测量了水力脉冲装置的脉冲特性.结果表明,当喷嘴压降产生的上推力超过弹簧预紧力时,脉冲装置可以形成幅度为0.5～1.5 MPa、频率为22～25 Hz的压力脉冲,压力脉冲波形规则.调整喷嘴直径,可以控制压降;调整弹簧预紧力,可以控制脉冲压力幅度.该水力脉冲振动注水泥装置活动部件少,安全可靠,便于现场应用.     

特高含水期油藏调整挖潜研究

经历了30多年的开发,胜坨油田已经进入了特高含水开发后期,调整和挖潜的难度增大,在非均质油藏中,潜力往往分布于压力水平较低的层段,从压力状况入手分析油藏潜力是一种新的尝试。通过对胜坨油田二区83-5单元地层压力状况的分析,指导特高含水期油藏调整挖潜的工作,总结出了对特高含水期油藏开发有着指导意义的一些结论和建议,在开发实践中取得了较好的效果,对进入特高含水后期的老油田的开发有一定参考价值。