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音17井基本地质情况音17井于1984年5月17日开钻,1985年1月7日完钻,完钻井深4228.20m,完钻层位P_1～34,先期裸眼完成,套管φ117.8×4178.04m,试泵39.2MPa,油管φ63.5×4174.76m,产气层位P_1～34,产气井段4l 78.04～4228.20m,产层中部井深4228.Om。该井进入P_1～34层51.7m,在4228.0～4228.2m发生井漏,累计漏失洗井液109.2m～3,其中比重为1.47～1.59泥浆88.2m～3(含大量重晶石粉),废水21.Om～3。1985年1月14日进行完井测试,φ7mm,P_e26.313MPa,P_t25.382MPa,P_上 25.235MPa,T_上 41°C,(?)34.144MPa,(?)18.65万m～3/d,不产地层水。由压力及气质资料证实该井产气层位与音5、6、7等井属同一水动力系统。修井加深作业前井生产简况     

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纳1井位于纳溪构造主高点,1958年7月完钻,层位飞一段(T_1f～1),井深1359m。射孔层位嘉一段(T_1c～1),井段1165.5～1185m。射孔段酸化后,测试套压9.905MPa,油压8.581MPa,产气34.1×10～4m～3/d,原始地层压力14.730MPa(绝)。该井与东长轴上纳5、13井及西长轴上浅4井为同一裂缝圈闭,压降储量5.96×10～8m～3。纳1井于1958年12月29日投产,其它3口井随后也相继投产。纳5井采气枯竭,于1980年7月作回注井;纳13井1978年11月枯竭停产;纳浅4井目前仍维持间隙低压小产生产。纳5、13、浅4井至1992年11月底共     

家29井历史回顾及管理措施

家29井是黄家场气田嘉三气藏的一口开发补充井,于1985年1月9日完钻,产层T_(cl)~4～T_(c2)~3,产气井段1325～1366m,裸眼完井,φ63.5油管下至井深1318.7m,产层中部井深为1362.5m。经常规酸化后于1985年1月26日测试:p_14.461MPa、p_14.192MPa、p_c3.72MPa、p_12.60MPa,产气1.95万m~3/d,稳定4h,测试产地层水,但未计量。该井位于气藏东部,与同产层的主力气井——家2井直线距离4.7km,与家25井(1984年12月27日生产中出水)直线距离     

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位于卧龙河构造南段轴部附近的卧67井,是一口事故完钻的高产气井。该井无正规的井口设备装置和不完善的井身结构。投产10年来,依靠科技进步,科学地执行生产管理,合理地制定生产措施,有效地延长了气井高产期,获得了显著的经济效益。止于1990年4月底,该井累计采气量13.833×10～8m～3,平均年产气量为1.383×10～8m～3;日产气量37.90×10～4m～3。气井特殊条件卧67井1979年4月2日钻遇阳三地层时发生井喷,井口失控被迫完钻,4月7日抢建输气管线后     

包27井的生产管理措施

包27井于1988年10月29日开钻,钻至3042.70m井漏,单泵失返,1989年4月8日钻至3155m下油管完钻。经测试在p_(ct)22.983MPa,p_(tf)17.067MPa,p_上11.267MPa,T_(上)31.0°C的条件下产气7.11×10～4m～3/d,产水48m～3/d。该井产气井段3040～3070m,产层中深3042.70m。于1990年12月8日投产,生产至1991年10月18日p_(ct)12.70MPa,p_(tf)7.70MPa,     

新疆莫10井区岩性勘探潜力大

5月上旬,莫10井区的第一口评价井——莫201井在侏罗系三工河组喜获工业油气流,日产油24.4m~3,日产气2.6×10~4m~3。该井于2004年9月完钻,井深4000m,2005年5月3日喜获工业油气流。该井出油后,新疆油田公司加大了对这一地区的勘探研究力度,针对出油层砂体进行解释追踪及储集层反演展开了研究攻关,目前已初见成效,发现了有利区带。     

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威81井位于威远气田震旦系西高点南翼,是一口自完钻后未生产就水淹的气井,后作临时观察井。该井于1982年10月4日完钻,完钻井深3240m,φ177.8套管下至井深3171.6m,φ63.5油管下井深3215.69m。产层中深3177.0m。完钻后未酸化,在进行气举抽汲排液时,氯根由372↗1562.4ppm,判断为地层出水。 1983年11月20日进行放喷,放喷前P-c14.99MPa,P_t14.90MPa,5小时后P_1↘10.78MPa,(?),无水,后关井。使观察井变产气井的可能性分析该井完钻后.因试油不彻底未能求出气水定量资料,关井后套油压基本平衡(P-c:14.99MPa,P_t:14.9MPa),1983年放喷时(?)达2.0万m～3/d,1985     

威l09井施行强加注气举排水见成效

威109井于1981年11月14日开钻,1982年4月16日完钻,完钻井深3135m。1984年试油下衬管完井。钻井中在Z_4～13122.60～3122.85m放空0.25m,且漏泥浆93.7m～3。产气层位Z_4～2～Z_4～1,产气井段3071～3135m,产层中深3127m,产层岩性白云岩。试举及分析 1.试举 1990年1月23日试举产气19.6万m～3,排水38m～3。1月25日至2月10日试举生产不稳且气量下降。 2.分析试举中返回不稳,喷势不能连续,气量下降。注气也随着波动,大喷时注不进,喷后又供给不及时,且分离器分水效果差,气举管线常冰堵,增压     

高产事故井——卧67井生产管理分析

完井情况卧67井位于四川盆地东部卧龙河构造南段轴部附近。于1978年7月7日开钻,1979年4月2日事故完钻,井深3306.88m,层位P_1～3,产层厚度31.88m,油层套管Φ244.5×2041.93m,井内钻具3300.19m. 气井特殊条件卧67井于1979年4月2日钻遇阳三气层时发生事故,井口失控被迫完钻,抢建输气管线后于4月7日投入生产,初期日产天然气高达54.2×10～4m～3。这     

富县区块首口天然气开发评价井顺利试采

正2016年3月10日,华北油气分公司采油三厂管辖的富县区块首口盒1气藏开发评价井FP 1 H井顺利试采,并灌装至CNG槽车外运销售,目前,该井生产油压为17,5 MPa,套压为18,5 MPa,无阻流量达到5.1×10~4m~3/d。FP 1 H井是华北油气分公司部署在鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部的第一口天然气开发评价井,于2015年8月26日开钻,2015年12月1日完钻,完钻井深3892 m,盒1气层水平段1000 m,钻遇有全烃显示     

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蜀南气矿镇 2井是龙市镇气田的一口主力气井 ,1984年3月 2日投产。 1989年 11月 19日水淹停产。 1999年采用反举 (油管注气 ,套管生产 )复活工艺连续气举 5 0d开始见气 ,再气举 10d达到自喷生产 ,日产气约 9.0× 10 4m3 ,日产水约 35 0m3 。目前采用气举生产 ,平均日产气 2 .5× 10 4m3 ,日产水 14 0m3 。镇 2井基本参数及停产前生产情况　　镇 2井构造位置在龙市镇气田茅口组构造顶部。后期尾管完井 ,产气层位P1m1c,产层井段 :2 4 2 7～ 2 4 5 5m ,产层中部井深 2 4 5 1m。完井测试 :pi=2 3.0 39MPa ,pwf=16 .130MPa ,qg=5 .89× 10 4m3 …     

气体钻井技术及现场应用

介绍了气体钻井的方式、应用范围、主要设备和技术要点。鄂尔多斯盆地大牛地气田为降低对储层的伤害、及时发现和评价油气层、提高单井油气产量和采收率,在D12-1井采用纯氮气实施全过程欠平衡钻井,气体钻井进尺205 m,平均机械钻速13．67 m/h,在钻井完井过程中进行进行了两次环空测试,采用φ10 mm油嘴求产,天然气产量分别为5．8×10~4和(6．0～8．0)×10~4m~3/d,远高于采用常规钻井液钻进的邻井D12井、D12-2井、3-27井、D12-4井的天然气平均产量(2．1×10~4m~3/d)。气体钻井对保护油气层,发现和评价油气层、提高单井油气产量和采收率有明显效果,具有很好的技术经济效益。     

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川南矿区洞4井在停产17年后,经多种措施,精心管理,至1993年1月31日止已产气2098.6×10～4m～3,缓解了泸州市江北气区长期以来供气紧张局势,收到了显著的经济效益和社会效益。本文就该井的复活及其稳产措施作一介绍。概况洞4井位于龙洞坪构造与中心场构造之鞍部,1966年9月12日钻至Tc～1、井深1863.00m后,先期裸眼完井,测试结果仅产微气,1972年4月13日又加深至P_1～3_1、井深2802.00m后,先期裸眼完井,在控制p_c为16.97MPa、p_t为14.51MPa下测试9.67h,Q_t=11.57×10～4m～3/d,Q_w为15m～3/d,关井一月后测得p_c为24.71MPa、p_t为24.61MPa,p_(wt)为32.94,液面在     

四川盆地江沙203-3HF井获高产天然气流

正2017年3月9日,中国石化西南石油工程公司四川钻井分公司50103XN井队施工的江沙203-3HF井,在经大型加砂压裂、3天的排液后,在油压17 MPa、套压12.4 MPa的情况下,获测试天然气19.16×10~4 m~3/d。江沙203-3HF井是中国石化西南油气分公司在四川盆地川西坳陷中江回龙构造上的1口评价水平井,位于四川省德阳市中江县通济镇。该井于2017年1月17日完钻,完钻井深为2 955.35 m,完钻层位为侏罗系沙溪庙组二段。     

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自2井位于自流井气田阳新构造顶部,产气层位P_1~3_1—P_1~2_1,井段2202～2265m,产层中部井深2120m。1960年5月在钻遇产层时放空4.45m,喷大气,即由原钻具完井转入生产(井内钻具长2146.9m),生产测试资料为Pct 5.001MPa、Pct 9.169MPa,q_g 195.4×10~4m~3。该井1973年12月10日出地层水。1982年11月25日开始注泡助排。在产水量不断增大,地层能量不断消耗,井口生产压力极低,气井生产频繁受输气压力波动影响的情况下,进一步加强了自2井生产管理,坚持泡沫排水采气,取得了巨大的经济效益,使自2井泡排以来已连续稳产8年多。到1990     

一口待报废气井又恢复高产

威47井位于威远气田震旦系顶部的高渗透带,是一口停喷多年的水淹井,7英寸套管腐蚀窜漏,10英寸套管头断裂,油管断落井底,井底堵死,气井等待报废。经过修井作业,酸化解堵,气举排水,又恢复了高产。概况威47井于1974年2月5日完钻,井深3160m,产层中部井深3080m,油管2(1/2)″×3078.37m。完井测试,套压18.91MPa,油压8.53MPa,产气量52万m~3/d。该井于1974年9月20日投入开发。投产初期,     

威远气田老井复查取得突破

近年来,中国石油天然气股份有限公司对威运气田8口井的寒武系洗象池群(相当于娄山关群)开展老井复查,通过测试获商业性气井5口。其中,威运气田构造北部的威26井在井段2038～2129m 的洗象池组通过射孔酸化联作获日产天然气11.61×10~4m~3,地层水125m~3,天然气无阻流量达49×10~4m~3/d;威52井在洗象池组测试获日产天然气6.8×10~4m~3。这一发现展示了四川盆地下组合寒武系良好的勘探前景。     

低储高渗气水井——镇1井生产回顾及预测

基本情况及特点镇1井位于潜伏断鼻构造阳顶长轴西段,钻井时在P_1~3_2B遇一逆断层,断点井深2363.5m.产层P_1~3_2～C,射孔井段2413～2361m,气层中部并深2387m,2~1/2油管下至2376.87m,完钻井深2427.75m.射孔后经常规酸化在P_1=22.91OMPa,P_2=22.329MPa,△P=0.581MPa条件下产天然气24.5万m~3/d.用一点法求得无阻流量为136万m~3/d. 1983年10月12日投产,以日产气7.80万m~2生产到1984年3月3日,P_e降到16.07MPa,P_1降到15.88MPa,关井15秒钟套压0.2MPa基本稳定,关     

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卧3井位于卧龙河构造北轴,1962年5月完钻,1963年6月完井。完钻井深1350m,完钻层位Tc~4,产气层位Tc~5_1。完井后,求得最大关井压力为19.474MPa,产层原始压力为21.813MPa,测试天然气产量为148.1万m~3/d。该井由于含硫高达70g/m~3,试油工作结束后便打水泥塞暂时封闭,直到脱硫装置建成后才投入生产。卧3井是卧龙河气田Tc~5_1气藏的主力产气井。从1973年8月16日投产,至1988年3月底,累计采气19.3亿m~3。最高日产90万m~3,最低日产16.5     

用单井循环气举工艺,镇四井死而复活

我矿采用移动式 JG A/4型车装压缩机,1988年3月首次在镇4井进行单井循环气举,获得圆满成功。镇4井基本情况该井位于龙市镇气田阳顶构造长轴东端。完钻井深2460m,裸跟完并。主产气层 P_1~3_2C,井段2446～2456m,产层中深2449m。用2英寸临界速度流量计,φ10mm 孔板测试,套压15.39MPa,