地层测试资料在埕岛潜山油藏勘探中的应用

潜山油藏是埕岛油田主要产油层系之一，在勘探过程中充分应用了地层测试技术，并利用地层测试资料评价油藏特征、指导选择酸化井层、确定完井和试油方法。该油藏有正常压力系统、高产能、原油性质好、储层污染重、酸化效果好等特征，建议推广中途裸眼测试和裸眼完井工艺。     

塔河碳酸盐岩油藏试井解释新技术应用

塔河奥陶系碳酸盐岩油藏是非均质性、各向异性特点十分突出的溶蚀缝洞型油藏。对该油藏在常规试井解释方法的基础上尝试了有限元数值试井,从空间和时间上对油藏的全部生产过程中压力的动态进行了准确描述,并在一定数量的测试井中得以应用,研究认为利用此方法能够实现对油藏内部不同区域渗流条件和流体渗流特征的精细刻画,可以在塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏进行推广应用。     

超深井碳酸盐岩油藏裸眼分层注水管柱研究

塔河油田的奥陶系碳酸盐岩油藏属于微裂缝发育,油藏埋深5 400～6 900 m,地层压力61.8MPa（5 600 m）,地层温度120～140℃（5 600 m）.随着油藏注水替油失效井的增多,需要通过分段注水来提高驱油效果与采收率.由于采用先期裸眼完井,在裸眼井段实施分段注水,普通裸眼封隔器等井下工具不能满足需要.针对这些问题,从方案优化、裸眼封隔器等井下工具优选、超深井管柱受力分析及优化设计、验封及投捞测配工艺技术研究和防腐防垢措施等方面开展研究,提出超深碳酸盐岩油藏裸眼分层注水技术.2口井的现场试验均取得了成功,全井配注误差＜10％,配注合格率＞90％.     

塔河3,4号油气田石炭系,奥陶系油气层测试问题及对策

塔河３、４同气田目前是西北石油局的主力油气田，塔河３、４号油气田的油气层主要在奥陶系和石炭系，奥陶系和石炭系的测试评价工作直接影响到增储上产。对奥陶系和石炭系测试中出现的问题进行了分析，提出了相应的对策和建议。     

塔河油田超深井裸眼分段试油技术应用

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏主要以裸眼方式完井，并通过裸眼封隔器和悬挂127mm尾管实现裸眼井分段试油，同时采取了打水泥塞、填砂＋投灰、丢手裸眼封隔器＋打水泥塞等方法在裸眼井中创造人工井底以进行后续施工。     

塔里木盆地轮南—塔河奥陶系油田发现史的回顾与展望

塔里木盆地轮南和塔河奥陶系潜山风化壳碳酸盐岩油气藏具有相同的油气分布、储层特征、油藏类型和成藏条件,纵横向联成一体,同属于一个大油田。塔里木盆地奥陶系油气藏的发现井是轮南1井,以后经历了艰苦的探索过程,1996年取得了重大突破。从单井高产到获得探明储量,主要依靠一整套先进的地球物理、钻井、测井和测试技术。预计近几年内,轮南一塔河奥陶系油田将向东、西、南3个方向不断扩展,探明储量很快将达到10×10⁸t以上,可采储量达到1×10⁸t。     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏油井见水特征浅析

高产油井突然见水是影响塔河奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏开发的主要因素,常规油藏工程方法很难解释、预测油井突然见水及含水变化规律。多年开发实践中,尝试采用管流方法分析油井突然见水现象,与管流典型特征(漩涡现象、回流现象)对应,探讨见水后邻井干扰造成的影响和波动规律,初步建立以管流为基础的缝洞型油藏见水分析方法,探讨水推油见水后的挖潜措施和油藏治理方法。此研究对塔河奥陶系油藏的动态研究和综合治理、改善开发效果有一定的指导意义。     

塔河１２ 区奥陶系油藏初期产水主控因素及措施

针对塔河１２ 区奥陶系油藏开发初期产水主控因素不清的问题,基于油气运移特征,利用地震、钻井、测井、开发等资料,从构造特征、储层类型、开发设计角度出发,采用流体运移机理分析与实钻验证相结合方法,揭示了油藏开发初期产水主控因素为储集体类型、构造位置、古河道、井型设计等。现场采取残丘高点侧钻、缝洞体高点侧钻、部署水平井措施后,塔河奥陶系缝洞型稠油油藏降水增油效果显著。     

塔河12区奥陶系油藏初期产水主控因素及措施

针对塔河12区奥陶系油藏开发初期产水主控因素不清的问题,基于油气运移特征,利用地震、钻井、测井、开发等资料,从构造特征、储层类型、开发设计角度出发,采用流体运移机理分析与实钻验证相结合方法,揭示了油藏开发初期产水主控因素为储集体类型、构造位置、古河道、井型设计等。现场采取残丘高点侧钻、缝洞体高点侧钻、部署水平井措施后,塔河奥陶系缝洞型稠油油藏降水增油效果显著。     

塔河油田生产井坍塌处理工艺技术

塔河油田以奥陶系碳酸盐岩油藏为主,埋深（5500~6800m）基本采用大裸眼段完井,套管下深均在石炭系底,巴楚组一大段泥岩由于在开采中地层压力和岩石应力结构的变化,井壁垮塌现象情况较为普遍,部分井 段坍塌形成裸眼段“大肚子”的复杂情况,大肚子最大直径406mm,用常规的裸眼坍塌处理技术已无法将井筒砂岩块处理出井筒。文章结合塔河油田多年来裸眼段“大肚子”的处理情况,总结出一系列技术手段,现场应用中降低了施工的风险和难度,恢复了油井生产。为类似井的处理提供了一套较为完整的修井处理工艺。     

定向随钻扩眼技术在塔河油田侧钻水平井中的应用

针对塔河油田井身结构侧钻开孔尺寸受限、固井环空间隙小、地层压力系统复杂等难点,决定采用斜向器开窗侧钻定向随钻扩眼技术,与膨胀管和小井眼水平井钻井技术相配套结合,同时验证定向随钻扩眼技术在塔河油田深井应用的可行性。定向随钻扩眼技术可在套管尺寸不变的情况下,增加套管环空间隙,扩大井眼尺寸,提高固井质量,给后续的完井和采油作业提供有利条件。     

底水气藏水平井AICD控水完井技术优化

自适应流入控制装置（AICD）控水完井技术目前主要应用于油藏控水,针对气藏的AICD控水完井技术研究尚为空白,为此,开展了适用于气藏控水的新型流道型AICD的控水机理与流动特性分析,建立了塔河油田底水气藏新型流道型AICD控水完井的储集层—井筒耦合动态模型。利用正交试验分析优化了新型流道型AICD的结构参数组合,开展了新型流道型AICD控水完井的控水效果分析。结果表明,与常规射孔完井相比,新型流道型AICD控水完井造成的井底压力损失很小,对凝析油产量影响也很小;新型流道型AICD控水完井可延长底水气藏低产水采气期约365 d,预测20年的累计产水量降低约27%,近井地带含水饱和度普遍降低,具有较好的控水效果。新型流道型AICD控水完井可应用于底水气藏开发,实现控水稳气。     

塔河油田钻井完井技术进步与展望

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏具有油藏埋藏深、温度高、压力高和普遍含H₂S等特点,钻井过程中存在井漏、缩径、井塌、钻井周期长和井控风险大等技术难题,为此开展了钻井完井技术攻关与实践,历经安全成井、优快钻井和高效钻井等3个技术阶段,形成了以井身结构优化和优快钻井技术为核心的深井超深井钻井完井技术,为塔河油田快速上产提供了有力支持,也促进了中国石化深井超深井钻井完井技术的进步。近年来,随着塔河油田勘探开发转向深层和外围,钻井完井的难度更大,更加需要以深部油气藏效益开发和超深井安全高效钻井为核心开展技术攻关与试验,以满足深部油气藏高效开发的需求,并推动中国石化超深井钻井完井技术持续进步。      

井下液面监测技术在塔河油田的应用

塔河油田主力油藏为碳酸盐岩缝洞型油藏,钻开目的层时放空漏失率高达30%以上,在井筒内液面未知的状况下,极易造成流体由漏转喷,造成井涌井喷。在下完井测试管柱和换装井口期间井控风险异常严竣。采用井下液面监测技术可获得起钻、下完井测试管柱期间井筒内动态液面数据,对油田安全高效生产,具有重要的意义。     

塔河油田TK908DH分支井完井技术

为降低开发成本,西北分公司在塔河9区布置了第1口分支水平井TK908DH井。该井依据分支井完井工艺理论精心设计,利用国外Baker公司HOOK套管悬挂系统并结合现场实际情况进行严密完井施工作业,在完井后成功地获得了高产油气流。TK908DH井是目前国内完成最深的双分支井,施工难度达到国际分级标准TAML4级。由于井深,增加了施工作业难度,而且深井的套管内径也限制了工具的尺寸。因此深入分析和总结TK908DH井的完井工艺技术特点和成功经验,对于进一步推广分支井的应用和降低油田开发成本具有重要意义。     

表面活性剂缓速酸酸压实践

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏油气渗流通道主要为裂缝，油井完井后大多无产能，需要通过酸压增产改造措施，才能保证油井正常生产。在对油藏地质认识的基础上，优选酸液体系，对压裂工艺参数进行优化设计，确保在地层中形成一定长度、高导流能力的酸蚀裂缝并有效沟通储集层。表面活性剂缓速酸酸压在TK466井的成功实践，将为今后油田高效开发提供强有力的技术支持。     

鱼骨刺柔性管在碳酸盐岩缝洞型油藏应用的数值模拟研究

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏水平井酸压投产时,存在笼统酸压效果不理想,分段酸压难度大、工具选择困难、裂缝走向难控制等问题,为此,采用数值模拟方法分析了碳酸盐岩缝洞型油藏水平井采用鱼骨刺柔性管完井时的增产效果及经济性。结果表明:鱼骨刺柔性管未连通有效缝洞体时,单井产油量随着鱼骨刺柔性管装置数量增加而增加,但是平均单套装置的增油量呈现先增加后减小的趋势,连通缝洞体概率较低的井建议采用6~10套鱼骨刺柔性管装置进行完井作业;连通单个有效缝洞体时,产油量随缝洞体的体积增大而增加;连通多个缝洞体且缝洞体总体积相同时,累计产油量随着连通缝洞体的数量增加而增大;连通1个以上缝洞体即可取得较好的经济效益。研究结果表明,塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏水平井可以采用鱼骨刺柔性管完井。      

塔河油田第一口双分支水平井固井工艺技术

TK908DH 井是塔河油田第一口双分支水平井,同时也是国内垂深最深的一口双分支水平井.该井在固井施工过程中,通过在主井眼采用双级固井工艺技术,保证了技术套管的固井质量,为分支水平段的顺利施工提供了条件.分支水平段通过采用挂钩式尾管悬挂器、筛管顶部注水泥工艺技术,固井质量达到合格,保证了第一、二分支井筒交汇处的承压密封性,使该井的完井工艺达到TAML分类的4级,为深井分支水平井的固井施工提供了宝贵经验.     

封完一体化工艺的研究及应用

临时封堵工艺是保证井口装置整改期间井控安全的重要屏障,但该工艺存在完井时效低、工具成本高、钻井液污染储层严重等缺陷。针对该问题,研制了二次坐封封隔器,实现了封完一体化工艺。二次坐封封隔器集机械和液压坐封方式于一体,且两种坐封方式相互独立,无论采用哪种方式坐封上提解封后均可启用另一种方式进行第二次坐封。封完一体化工艺充分发挥封隔器二次坐封的优势,将临时封堵和生产任务集中于一趟管柱,确保完井期间井筒完整性、井控安全的同时,大大提高完井时效。封完一体化工艺现场试验成功后,由于其配套工具简单、操作方便、可靠性高,已在塔河油田推广应用。     

塔河油田Φ177.8 mm套管开窗侧钻井技术难题与对策探讨

近年来,塔河油田为满足部分侧钻井的地质避水要求,采取从石炭系巴楚组或奥陶系上部桑塔木组泥岩段进行开窗侧钻,但泥岩在井内液体浸泡下存在易坍塌、掉块等不稳定问题,给钻井、完井带来了巨大的安全隐患。此文介绍了塔河油田φ177.8 mm套管开窗侧钻井技术现状与难题,探讨了下φ127 mm套管、膨胀波纹管、实体膨胀管封隔泥岩三种技术方案的可行性。