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。     

水平井固井滑套结构对起裂压力影响规律分析

在水平井无限级固井滑套分段压裂中,较高的起裂压力增加了压裂现场施工的难度和风险,是压裂施工遇到的主要问题之一。为有效降低起裂压力,以鄂尔多斯盆地无限级固井滑套压裂为工程背景,建立了地层-水泥环-压裂滑套耦合系统非线性有限元模型,分析了固井滑套长方形、斜向型、圆形孔口以及长方形孔口参数对压裂起裂压力的影响规律。结果表明,在地质力学参数相同条件下,3种孔口形状滑套的起裂压力均随孔口面积的增大而减小;而在孔口面积相同的条件下,长方形孔口比圆形和斜向型更能有效降低储层起裂压力。对于长方形孔口滑套,其宽度对降低起裂压力不明显;其孔口长度增加、数量增多、方位角减小对降低起裂压力十分明显;若孔口方位角不为零,会导致起裂位置变化,引起水力压裂起裂更为困难。     

水平井裸眼分段压裂技术的研究

提高油田勘探开发效益的重要途径是运用水平井。我国包括塔里木油田在内的13个油田已广泛应用了此技术。同时,作为低压、低渗透油气藏开发的主要增产措施之一就是水平井裸眼分段压裂技术,这种技术已得到普遍的关注。本文对水平井裸眼分段压裂工艺的实施过程、水平井裸眼分段压裂管柱结构进行了分析。     

固井滑套多级分段压裂完井水泥环对地层破裂影响研究

固井开关滑套多级分段压裂完井工艺是为解决胜利油田低渗透难动用储量和非常规油藏的新技术,在非射孔条件下水力能量是否能突破水泥环并成功压裂地层是该工艺面临的主要问题。通过数值模拟结合室内试验,评价该完井工艺中水泥环弹性参数的影响。研究表明,水泥环强度降低过程,储层井周地层最大主应力呈增大趋势,有利于岩石起裂。但增大滑套通道口与原始最大水平地应力间的方位角时,井周地层最大主应力会降低,降低了压裂的进程,使得井周地层应力处于临界应力状态。水泥环胶结强度的数值模拟研究表明一旦突破水泥环后,压开地层效果显著,水泥胶结强度的影响是可忽略的。室内实验证实固井开关滑套压裂完井工艺水泥环在较低的压力下即可破裂,对压裂时压开储层影响不大。研究结论对优化和改进固井开关滑套多级分段压裂完井工艺及其在低渗透储层油藏应用提供了理论支持。     

带开关功能的不限级滑套研制及应用

致密砂岩气藏储层岩石致密，自然产能低，水平井无限级压裂是高效开发的必要手段。常用的投球滑套分段级数受限、管柱缩径，难以实施储层评价、井筒维护等措施作业，泵送桥塞工艺虽可实现无限级分段，但施工不连续、作业成本高；同时，上述压裂装置均存在功能单一，无法满足生产控水等需求。根据气藏开发对工具“不限级、全通径、可开关、工序联作”的功能需求，创新全通径不限级滑套设计方法、提出环状凸齿与凹槽唯一配对的无限级实现方式，设计出具有复合弹片—多功能球笼的开启组件以及带选位槽和内藏胶筒的滑套本体，形成了全通径无限级可开关的滑套结构。工具系统已在川西中浅层致密砂岩气藏近200口推广应用，与国内外同类技术相比，作业效率可提高50%；成功在DS103—2等井实施选择性开关作业，为致密砂岩气藏高效开发提供了全新的工具系统。     

塔中超深致密砂岩油藏水平井分段压裂技术

水平井分段压裂技术目前已在国内大庆、辽河、华北、西南等油气田进行了广泛的应用,但主要用于垂深小于
4 000 m 的储层。顺9 井区为埋藏深、物性差的砂岩储层,常规直井压裂增产幅度有限,无法获得持续的工业油流,需
通过水平井的分段改造增加泄油面积,提高单井产能。而顺9 井区埋藏深、闭合压力与破裂压力高等特点给水平井的
分段改造工具、液体体系和工艺技术方法的优选带来一系列的难度,在分析国外深层水平井分段压裂工艺技术的基础
上,结合顺9 井区的储层特点和国内水平井分段改造技术能力,从水平井分段改造工艺与工具、液体体系及裂缝参数
等方面进行优化研究,初步形成了适合顺9 井区的水平井分段压裂工艺技术。     

致密油藏分段多簇压裂水平井电模拟实验研究

致密油储层物性差、天然裂缝发育,水平井技术和水力压裂技术是开发致密油的有效手段。微地震监测资料证明水平井分段多簇压裂后形成复杂的裂缝网络。基于水电相似原理,利用水电模拟方法,研究了致密油水平井开发不同压裂方式下的压力场特征,并对分段压裂水平井产能影响因素进行了分析。结果表明:(1)分段多簇压裂水平井近井区等压线较面缝压裂更为平缓,远井区等压线主要由边界影响;(2)与面缝相比,分段多簇压裂的体积改造区域越大,压裂水平井产量越大;当体积压裂改造区域规模一定时,改造区域内的渗透率变化对压裂水平井产能影响较小。     

水平井分段压裂在特低渗透油藏开发中的应用

基于樊147区块特低渗透低砂泥岩薄互层状油藏,通过数值模拟进行了水平井与直井联合注采井网的优化研究,确定采用反九点注采井网;通过渗流特征研究确定了分段压裂水平井的压力分布数学模型;通过水平井参数的优化研究确定了水平井的轨迹沿着主力油层中部。根据油藏高压异常的特点,采用井口带有防喷器的连续油管喷砂射孔、分段加砂压裂技术。根据实际效果分析,水平井分段压裂产能是相邻直井的3倍,稳定日产油15 t左右,递减比直井慢,一口水平井投资是直井的两倍,因此提高了经济效益。体现了水平井分段压裂技术开发低丰度油藏的优势和前景。     

致密油分段多簇压裂水平井电模拟实验研究

致密油储层物性差、天然裂缝发育,水平井技术和水力压裂技术是开发致密油的有效手段,微地震监测资料证明水平井分段多簇压裂后形成复杂的裂缝网络。本文基于水电相似原理,利用水电模拟方法,研究了致密油水平井开发不同压裂方式下的压力场特征,并对分段压裂水平井产能影响因素进行了分析。结果表明：（1）分段多簇压裂水平井近井区等压线较面缝压裂更为平缓,远井区等压线主要边界影响;（2）与面缝相比,分段多簇压裂的体积改造区域越大,压裂水平井产量越大;当体积压裂改造区域规模一定时,改造区域内的渗透率变化对压裂水平井产能影响较小     

红河油田水平井分段压裂技术研究

红河油田存在物性差,注水困难等问题,水平井分段压裂已成为其主导开发技术.本文对红河油田压裂液和支撑剂进行优选,并在裂缝和施工参数优化的基础上,现场应用了四种压裂工艺.实践表明,现用的裸眼封隔器压裂工艺效果较好,但不利于后期改造,而套管固井速钻桥塞压裂工艺避免了这一缺点,可大规模推广应用.下步可继续引进新的压裂工艺,为红河油田下一步深入开发和储层改造工艺进一步优化提供技术支撑.     

A井区梧桐沟组稠油油藏水平井体积压裂开发论证

A井区梧桐沟组稠油油藏具有埋藏深、中孔、低渗等特点,地层原油具有高黏度、高密度、中等含蜡量等特点,属于难动用储量。由于原油流度低,渗流困难,导致单井自然产能低,衰竭式或注水开发适应性差;由于油藏埋藏深度大,导致热采措施中井筒热损严重,经济效益差。为了改善本区开发效果,在中国类似稠油油藏压裂经验的基础上,结合该区前期直井压裂效果分析,论证了采用水平井体积压裂开发本区的必要性及可行性,采用了有限元压裂数值模拟技术优化了压裂规模、裂缝导流能力等参数,选取典型井组预测水平井体积压裂实际开发效果,单井衰竭开采15 a,累产油达23 031 t。     

多扶正器套管串在弯曲井段下套中的摩阻分析

在塞平－１井固井工艺设计中，为提高固井质量，大斜度进段和水平段采用了多扶正器套管串结构．多扶正器套管串在弯曲井眼的下套过程中，一方面由于井眼的空间弯曲，另一方面由于扶正器的存在增加了套管串的刚度，会使套管串在弯曲井段内所受的井壁支持力和摩阻升高，容易发生硬卡和自锁，增加了下会难度．本文针对这一问题，从力学理论出发，研究了多扶正器套管串在弯曲并段下套过程中的摩阻，给出了由于井眼弯曲造成的附加支持力和附加摩阻计算公式，并采用这些公式对塞平－１井１３９６ｍ～１４７６ｍ弯曲并段内扶正器套管串和摩阻进行了理论预测，该预测结果与后来的实测资料较一致．文中还从强度、刚度、固并质量、预防硬卡和自锁等方面综合考虑，对塞平－１井弯曲井段多扶正器套管串结构的适配性进行了理论分析，提出了套管、扶正器选型和合理搭配的建议，为套管器结构设计提供了理论依据．     

致密砂岩气藏水平井段内多缝体积压裂技术的应用及其效果分析

苏里格气田发育河流相致密砂岩、低孔特低渗的物性特点迫切需要新型储层改造技术的应用,以增加压裂裂缝网络的密度及表面积,达到初期高产和长期稳产的目的。探讨了段内多缝体积压裂技术的关键因素,即每条裂缝的规模控制和裂缝间距的控制以及每次投送暂堵剂的数量。然后通过微破裂向量扫描四维裂缝影像的监测手段对压裂裂缝规模进行了监测。同时对比段内多缝压裂井和常规压裂井投产30 d内单位套压降下的产气量,体现出段内多缝体积压裂技术的明显优势。     

页岩储层水平井固井水泥浆体系应用研究进展

我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,本文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三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。     

孔雀区块水平井压裂产能优化设计 与经济评价

孔雀区块位于塔里木盆地北部坳陷东北部,该区块志留系砂岩储层物性极差,属于低孔低渗碎屑岩气藏,垂直井已经难以满足此类气藏的勘探开发需求;因此深入开展水平井分段压裂优化设计及经济评价研究具有重要意义。提出了统一压裂设计(UFD)方法,该方法基于最大化产能的目的,开发了一个叫做"支撑剂数"的参数,它把压裂规模与裂缝的最佳导流能力及最大生产指数相关联起来,在给定气藏地质特征条件下,以最优的生产指数为目标设计出最佳的裂缝几何形态。UFD方法的设计目标是最优的水力压裂设计,可产生一个最大的生产指数。同时在UFD物理产能最大优化的基础上与经济评价相结合,采用净现值(NPV)分析方法,分析最佳的水平井分段压裂施工方案。压裂优化实践表明孔雀井区水平段各种压裂方案均无法实现经济开发,多-短缝不适用于低孔低渗气藏的改造,需要寻找"甜点"进行有效开发。     

美国致密油开发关键技术

 中国致密油储量丰富, 但目前国内的致密油开发技术还处于探索阶段。美国的致密油开发技术在全球致密油开发技术中最为成熟, 具有非常重要的借鉴意义。从美国致密油开发过程分析看, 可以发现水平井技术和水力压裂技术是推动致密油成功开发的关键, 而与之相配套的技术工艺与工具, 包括水平井布井方式、旋转导向工具、行走式钻机、分级/分段改造工艺及工具等, 是致密油开发技术最重要的组成部分。通过对美国致密油钻井及水力压裂的相关关键技术的认识, 对其开发过程中钻井工艺、配套工具及钻井设备和压裂工艺、分段改造工具及压裂施工参数进行了总结。对比目前中美致密油开发技术, 认为加强国际间技术合作及相关技术的自主研发, 是推动国内致密油高效开发的关键。     

致密砂岩气藏钻完井关键技术研究进展

 从20世纪70年代开始,美国致密砂岩气藏的广泛开发受到了普遍关注,在致密砂岩气藏钻、完井等方面形成了一系列成熟的先进技术,井型设计从最初的单一直井发展到水平井、丛式水平井,最长水平段超过3000m;布井方式也从单口井钻井转变为工厂化钻井,提高了施工效率;钻井提速采用欠平衡钻井、控压钻井、优质钻井液等技术,实现了长水平段水平井安全、快速钻井;完井技术由常规酸化发展为大型分段压裂技术,改造级数最多超过60级,单井产量提高45%以上,实现了致密砂岩气藏低成本、高效益开发。根据中国致密砂岩气藏储层特征,先后在长庆、吉林等油田进行了丛式水平井工厂化钻井和长水平段加砂分段压裂改造技术的试验应用,钻井最长水平段为2800m,改造级数最多已超过25级,单井成本节约100万元以上,产量是直井的3～10倍,取得了显著的应用效果。这些配套技术的形成推动了中国致密砂岩气藏钻完井技术的进步,对加快中国致密砂岩气藏开发步伐具有重要的指导意义。     

套管弯曲强度与极限转角研究

以弹塑性理论和极限分析理论为基础，对弯曲井段内套管的抗弯强度进行了研究，给出了套管强度和极限转角的计算公式．分析表明，套管的Ⅰ级极限转角βⅠ可作为套管选材的依据，并由此提出了套管设计的极限转角准则：Ｙｍａｘ＜βⅠ．结合长庆油田塞平—１水平井固井工艺设计，对多种套管的极限转角进行了实例计算，并采用极限转角准则，对其弯曲井段内的技术套管和油层套管进行了选材，为套管串结构设计提供了理论依据．还对所选套管进行了弯曲强度校核