海上单通道井钻完井方案的模糊综合评价

单通道井钻完井技术是开发海上边际油田的一种有效方法,目前中国尚未在海上应用该技术,对其钻完井方案的评价尚不成熟。基于层次分析法和模糊数学理论,将钻完井方案的优劣分为好、较好、一般、较差共4个等级,充分考虑影响钻完井方案优劣的各个因素,建立了三级指标评价体系,采用基于模糊数学理论的指标隶属函数方法,将各个指标进行定量化,通过专家调查法和层次分析法确定各级指标的权重,计算得到钻完井方案的最终隶属度,根据隶属度越大越优的原则及钻完井方案评价标准确定方案的优劣等级。分析结果表明,该方法可有效地克服钻完井方案评价中的不确定性和模糊性,为决策者设计和实施海上单通道井钻完井方案提供一定的科学依据。     

Missan油田小井眼钻井井身结构优化设计

小井眼钻井井身结构设计是小井眼钻井技术的基础和关键,目前小井眼钻井井身结构设计尚缺乏科学指导。采用环空水力学模型计算小井眼波动压力,确立小井眼钻井合理的井身结构设计系数。基于Missan油田压力剖面和地质情况,阐述了小井眼钻井的井身结构设计方法。结果表明小井眼钻井波动压力较大;合理的小井眼井身结构设计需要综合考虑压力剖面、设计系数、复杂地层及油田钻井工艺;预测全井节省钻时达到15.6%。研究成果提供了小井眼钻井井身结构设计方法,并在Missan油田中得以成功应用。     

海上油气田气举阀优化及试验研究

随着气井产量降低，易造成井筒积液停产，需气举恢复产能，海上油气田平台空间有限，大多采用水平井或大斜度井开发。针对东海某气田储层及开采特征，为减小井斜对气举阀影响，提高下入可靠性，同时解决高温、腐蚀及高压力密封性等问题，对气举阀及工作筒结构、防腐材质、密封方式等进行改进。改进后气举阀通过室内高温、压力、气密试验和疲劳等功能试验，结果达到了设计及气密要求，为海上油气田安全生产奠定了基础。     

?139.7mm套管开窗侧钻井优快钻井技术

套管开窗侧钻井技术可以使深部套管损坏的油、水井得到修复再利用，但由于开窗侧钻井井眼小，所用钻头、钻具、工具受到限制。同时环空间隙小，对钻井速度及施工质量有很大的影响。通过优选钻头不但提高了钻井速度同时增大了环空间隙，解决了小井眼施工中环空返速低的问题，也为后期完井作业奠定了基础。通过优化钻具结构，使用防卡钻具组合提高了防卡能力。在轨迹控制方面运用无线随钻测量技术实现了随钻跟踪，进一步提高了井下安全。针对以往小井眼固井难点，研究适合小井眼固井的低密度早强水泥浆，解决了固井水泥低返以及固井过程中蹩压的问题，使小井眼固井质量都有了很大提高。通过以上技术应用为侧钻井的进一步发展找到一种新的方法。     

胜坨油田小井眼钻井技术应用分析

2006年胜利油田开始进行小井眼钻井技术试验研究,2010年后开始扩大试验规模。经过胜坨地区13口井的试验总结,优选胜坨地区小井眼钻井的钻具组合,优化了小井眼的水力参数和钻井液体系（针对小井眼环空间隙小、易糊井壁的难题,结合该地区沙河街组易坍塌的特点,使用聚合物润滑防塌钻井液体系）,并通过分析小井眼钻井存在的技术难点及现场解决对策初步形成了一套适合胜利油区特别是胜坨地区的小井眼钻井技术。实践表明,该地区的机械钻速明显提高,钻井周期和建井周期大大缩短,个别井指标超该地区常规井（平均机械钻速达到18．39m／h,平均钻井周期10．69d）,为胜利油区同类井型提供了可借鉴的经验。     

大庆油田超短半径侧钻水平井技术探讨

为高效开发大庆油田中高渗透油藏、薄层、低渗透油藏及稠油油藏,针对国内外超短半径侧钻水平井技术特点,简化施工过程,减少施工难度,增大井眼尺寸,改进完井技术,通过现场试验,形成一套成熟的超短半径侧钻水平井钻、完井工艺技术,并通过油田开发实践,完善油藏选井、选层、选完井等配套技术.结果表明,该技术在不同类型油藏中能够有效提高油井产量和水井吸水指数.     

反褶积试井技术指导复杂油气田高效开发

针对渤南区域河流相油田构造破碎、流体系统复杂、油藏类型多样,现有资料难以准确刻画储层展布,储层认识不清楚、储量难以落实这一难题,提出利用反褶积试井技术来确定油藏边界,落实储量,深化油藏研究。结果表明,反褶积试井技术在渤南复杂油气田未动用储量的落实中成果显著,为井间连通性的识别提供了新方法,在深化油藏研究中具有指导作用,为油田的下步开发提供策略,为渤海复杂油气田的高效开发奠定了基础。     

渤海稠油注水开发油田提高采收率技术研究

NB35-2油田北区为渤海典型的注水开发稠油油藏,由于原油黏度大,随着不断开发,该油田出现含水上升速度快、层间动用不均衡、存在大量低产低效井及关停井等问题。针对存在问题,通过对动静态资料分析,结合剩余油分布规律开展精细注水研究、弱凝胶调驱研究,旨在改善注水井吸水剖面,控制高渗层注入水突进,增加中低渗透层储量动用程度,减缓油田含水上升速度;同时利用新的钻完井技术——大曲率中短半径侧钻,对NB35-2油田低产井及关井进行侧钻研究,实现投入成本降低,产量及经济效益的提升。通过多种技术方法成功应用,NB35-2油田增加可采储量43.58×104 m3,提高采收率2.2%。在低油价寒冬下为海上稠油油田提高原油采收率研究提供了宝贵的经验和方法,具有一定的指导和借鉴意义。     

侧钻短半径水平井技术在春风油田石炭系的应用

春风油田的石炭系是准噶尔盆地车排子凸起重要的勘探层系之一,属于裂缝型油气藏,具有巨大的勘探潜力。春风油田的石炭系储层勘探程度较低,目前仅部署少量直井进行试采,取得了一定效果,但直井钻探沟通裂缝少,产能较低。对于储层较薄、直井钻探评价效果不理想的区域,可以部署侧钻水平井进行开发,充分利用老井,节省开支。老井排664井为直井,因储层油气显示不理想,采取裸眼完井,水泥固封。排664井在技术套管下方裸眼处侧钻,采用短半径水平井技术,顺利钻至目的层,分析了技术难点,列举了轨迹优化、钻头选择、轨迹控制、钻井液技术等相应技术措施,顺利钻至目的层。排664井侧井的成功为该区块利用老井开发石炭系储层提供了借鉴。     

新页HF-2井页岩气钻井技术

新页HF-2井是中石化西南油气分公司第2口页岩气勘探井。根据邻井情况和工程地质施工技术难点,对页岩气井身结构、钻井液体系进行了设计,先采用钻导眼井,再回填侧钻的四开结构。钻井过程中,运用螺杆钻具适度地复合钻进,合理地选择钻具组合、钻头类型和钻井参数等技术措施,同时定向段采用聚胺仿油基钻井液、水平段采用油基钻井液,保证了该井优质中靶,电测、下套管作业均一次性成功,是小井眼水平段水平井施工的典型案例,为同类型井钻井积累了宝贵的经验。     

中国石油油气田地面工程技术进展及发展方向

随着油气田开发建设的逐步发展，油气田地面工程技术不断完善和提高。系统总结了中国石油油气田地面工程技术创新成果，详细阐述了油田集输处理、气田集输处理、采出水处理、储气库注采、提质增效、标准化设计、完整性等技术进展，分析了中国石油油气田地面工程面临的形势及在原油、天然气集输与处理技术方面国内外差距，提出了“十四·五”时期中国石油油气田地面工程技术的发展方向。未来应紧密围绕保障国家能源安全和加快能源结构转型，攻关制约油气田高效开发的地面瓶颈技术和地面智能化关键技术，完善和集成推广重大开发试验地面配套技术，推动关键设备国产化，形成自主知识产权工艺包，攻克新能源替代、CCUS、氢能全产业链技术等低碳核心技术。研究成果可为油气田地面工程绿色低碳发展提供重要参考。（参40）     

大位移井动态损害评价仪和试验方法研究

国内关于钻(完)井液储层保护能力的评价方法仍以直井为主,现有的试验设备和评价方法不能达到真实模拟储层条件的要求。笔者利用CQDP-1高温高压动态损害评价仪模拟X盆地高温高压气藏钻(完)井过程,通过将高温高压钻(完)井液与储层岩心相互作用来评价钻(完)井液储层保护性能。该试验设备能够更真实地模拟储层情况,满足现场需求,从而为勘探开发的决策提供一种更科学、更准确、更全面的依据。     

气藏型储气库井安全风险及其应对措施北大核心

为了解决地质条件复杂性给储气库钻井工程带来的漏失、卡钻、固井质量差、周期长、成本高等问题,结合储气库实际地质情况,采取优化井身结构、气体钻井、分层承压堵漏、双级固井,改进固井水泥浆体系(双密度水泥浆固井、柔性自应力水泥浆体系),低压碳酸盐岩储层暂堵及压井技术、超细堵漏水泥浆体系、老井封堵配套技术等技术措施,有效降低了储气库钻完井事故风险、提高了固井质量,同时有效控制了投资成本。研究成果对后续储气库钻完井工程实施具有指导和借鉴意义。     

海上气井“全生命周期”不动管柱双油管完井方案

气井生产中后期往往不同程度地产水,为了提高采收率,需要采取优选管柱等排水采气工艺措施。海上气田完井生产管柱具有很多特殊性,不动管柱条件下陆地气田行之有效的气举、泡排等工艺措施无法实施,而动管柱作业难度大、作业费用高。针对海上气田尤其是深水水下完井的特殊性,提出了大小组合并排双油管完井方案,其?9in套管中最大可下入?3in+?2in组合双油管,最大允许产量可达到160×10~4m~3/d。大小组合并排双油管完井可实现3种管径的灵活切换、通过脐带缆与泡排、气举灵活组合,可实现气井从投产到废弃"全生命周期"的不动管柱生产,为海上气田的高效开采提供了新方案。     

拟示踪剂在凝析油注采研究中的应用

凝析油回注是海上油气田开发过程中为应对海底输油管线故障而采取的一种工程应急措施。海上油气田输油管道出现故障后,油井被迫全部关停,气井照常生产,气井产生的凝析油无法处理,只能回注油层。通过回注井筛选确定回注可行性并选择合适的回注井;通过试验研究明确回注对地层产生的影响;通过拟示踪剂法对凝析油注采过程进行分析,研究凝析油渗流范围,分析凝析油对地层渗流的影响,确定不同液量的凝析油回采率。研究结果符合实际,准确可靠,对后续海上油气田的凝析油回注具有借鉴和参考意义。     

气藏型储气库井安全风险及其应对措施

为了解决地质条件复杂性给储气库钻井工程带来的漏失、卡钻、固井质量差、周期长、成本高等问题,结合储气库实际地质情况,采取优化井身结构、气体钻井、分层承压堵漏、双级固井,改进固井水泥浆体系(双密度水泥浆固井、柔性自应力水泥浆体系),低压碳酸盐岩储层暂堵及压井技术、超细堵漏水泥浆体系、老井封堵配套技术等技术措施,有效降低了储气库钻完井事故风险、提高了固井质量,同时有效控制了投资成本。研究成果对后续储气库钻完井工程实施具有指导和借鉴意义。     

应用反褶积方法评价页岩气井压裂改造效果

用微地震、产剖测试、示踪剂监测等方法,研究页岩气多级压裂水平井缝网形成特征,评价压裂改造效果,由于受施工条件、经济和环境等因素影响,难以取得明显成效。以涪陵页岩气开发试验井为例,应用反褶积方法,结合不稳定生产动态分析,研究多级压裂水平井线性流、拟稳态流(或边界控制流)响应特征,评价压裂改造体积(SRV),可以取得良好效果,为钻完井、压裂试气工艺优化提供了技术依据。     

基于多元线性回归的开发井绝对无阻流量预测

对于新钻开发井,气井绝对无阻流量的大小是决定新钻井能否实施的关键指标,所以准确、快捷地预测气井绝对无阻流量对于气藏储量动用、提高采收率具有重要意义.目前绝对无阻流量是通过气井投产后采用稳定试井获得,对于未钻的井现场多数采用类比法,但精度低,影响钻井决策.针对绝对无阻流量预测的问题,首先开展了绝对无阻流量影响因素的渗流理论分析以及与实际生产动态特征的相关性分析,以此为基础,利用多元线性回归方法开展了绝对无阻流量与各地质参数的定量关系研究,建立了新钻开发井绝对无阻流量与不同参数的预测模型,并对不同模型进行了统计学检验以及实例检验.结果表明,影响绝对无阻流量的主要因素主要有地层系数(kh)、地层压力(pe)、孔隙度(φ)、动态储量等,各因变量之间不存在共线性,建立的4种模型中以kh、pe两个参数建立的预测模型在对新钻开发井的实际预测中精度较高,预测模型中需要的参数kh、pe在现场生产中也容易获得,计算方法简单快捷,解决了新钻开发井快速预测问题,为新钻开发井是否实施提供了依据,因此,该方法对气藏打开发井、特别是低渗透气藏后期补打开发井的决策中具有一定的实践意义.     

定向井完井多级划眼清洁技术研究

定向井完钻后,井内岩屑床和厚泥饼的存在易造成电测遇阻、套管下入困难、固井质量差等问题,严重影响了完井周期和施工质量。常规"钻头+扶正器"的通井钻具组合难以有效清除岩屑床和厚泥饼。针对以上问题,开展了多级划眼清洁技术研究,在常规通井钻具组合中加入多个井眼清洁工具,形成多级划眼钻具组合,一趟钻通井清除井内岩屑床和厚泥饼,保障电测、下套管安全,提高固井质量。阐述了该技术在浙江油田QZx1井和大港油田南部油区的试验情况,该研究对于定向井完井清洁井眼具有借鉴意义。     

大港油田段六拨区块调整井固井技术研究与应用

大港南部油区段六拨区块地质构造复杂,属于典型的高压低渗区块,其完钻斜深在3500~4200m之间,含油层位为沙三段,孔一段的枣0、枣Ⅱ、枣Ⅲ油组,油藏埋深2880~4100m,地质储量1038.51×104t,含油面积6.5km2。另外段六拨区块钻至孔一段时容易发生气侵、溢流、井涌并伴随井漏卡钻发生,泥浆安全密度窗口窄,因此固井施工风险大,质量难以保证。为实现勘探开发和地层评价的目的,针对以上难点开展了技术攻关,提出了采用高pH值泥浆裹砂,加重隔离冲洗液工艺。用纤维防窜高密度水泥浆体系,通过平衡压力固井技术和工艺措施,使得该区块固井质量明显提高,为今后该区块的固井积累了有益的经验。