西湖凹陷早期探井由于射孔工艺等原因,导致产能较低,生产未达到预期.对影响早期探井产能的射孔因素进行分析,为进一步上产增储、产能释放提供决策依据.从渗流力学原理出发,考虑双径向流动,建立射穿和未射穿污染带情况下的直井射孔产能计算模型;以该区典型井的储层参数为基础研究射孔参数对产能的影响,并利用室内射孔穿深模拟数据进行射孔参数优化.结果表明,孔深和孔径是影响该区早期探井产能的主控因素,压实带影响次之.XX-1井早期采用的射孔参数未能最大化释放该层产能,通过射孔参数优化后,理论计算其无阻流量从早期测试时的 50×104 m3/d增加到 80×104 m3/d,增幅达到 60%.该方法为决策西湖凹陷早期探井产能释放措施提供了一种研究思路.
四川盆地川西沙溪庙区块为低渗透致密砂岩气藏,非均质性强,为充分动用储层,提高压裂改造效果,亟需一套提高改造体积的工艺技术.利用数值模拟软件建立新沙 31-1井水平段地质物理模型,考虑基质渗透率非均质性,通过正交实验优化裂缝参数;基于数值模拟软件的数值模型压力响应面,分析精细布缝参数对储层动用能力的影响因素.结果表明,精细布缝技术有利于提高储层动用能力,新沙 31-1井采用该技术获最高日产气量 10.3×104 m3/d,稳产时间超 230 d.压裂水平井精细布缝技术可为区块效益开发提供技术保障.
钢丝作业取井下PVT样品方式在海上凝析气层测试中存在用时长、圈闭易失效、安全风险高等问题.根据TCP+APR一体化管柱特点,将SPS保压单相取样枪及其托筒连接在测试管串上一并入井,通过控制环空压力激发取样枪并圈闭井下流体样品.该技术性能稳定,取样成功率高,样品质量可以满足油气藏评价要求,测试作业效率及安全性明显提升.以东海某勘探区为例,5 年内共进行了 13 井次应用,取样成功率 100%,累计节约作业时间超 200 h.海上勘探油气藏类型越来越复杂,成本控制和高质量勘探要求下,一体化测试管柱井下PVT取样技术具有重要的现实推广意义.
NH5 井为龙马溪组龙一14 小层立体开发先导试验井,该区域已投产水平井箱体主要位于龙一11～2 小层,龙一14 小层动态资料缺乏,生产动态特征及渗流规律不明确,投产1 年半,产能低于1～2 小层井.在NH5 井开展压力恢复试井,对比4 小层与 1～2 小层水平井体积压裂后渗流特征差异,总结 4 小层储层特征.结果显示,NH5 井双对数曲线整体靠上,解释渗透率为0.001 mD,低于 1～2 小层平均渗透率 0.002～0.025 mD,反映出 4 小层井压裂后SRV区域内综合渗流能力差于 1～2 小层井,分析原因为 4 小层脆性矿物含量 66.4%,低于 1～2 小层,导致储层不易压碎、裂缝复杂程度偏低.该分析指出了 4 小层产能差异原因,为落实井区上部气层产能,进一步提高纵向储量动用率和气田采收率提供技术支持.
为评价束鹿凹陷中洼槽沙三下段砾岩体致密油气藏,最大程度释放储层产能.钻探水平井 SY302X 井,水平段长1 160 m,储层钻遇率 95.60%,为充分改造储层,在总结以往大型体积酸压改造经验的基础上优选无限级滑套的改造工艺,段间距缩短到 10 m左右,可实现对水平段密切割压裂.该井使用 140 MPa高压管汇撬、140 型井口、5 500 m3 储液池、连续输砂装置等设备,并完成 26 段压裂,单段最大液量达 1 850.2 m3,单段最大加砂 51 m3,全井累计泵注液体 2.41×104 m3,累计加砂956.6 m3.该井的顺利完成为束鹿凹陷非常规储层改造积累了宝贵经验,为后续改造指明了方向.
油田开发生产后期,油井套管形变损坏、管外窜槽逐渐增多,导致油井含水率上升,采油速度下降.脉冲中子氧活化和示踪流量组合测井等技术能够及时准确地查找漏窜点和出水层位,依据测试资料采取有效封堵措施,提高油田采油速度.通过对注入剖面资料深入分析与综合解释,总结出注水井异常低压主要由高渗透层引起的层间矛盾以及井下管柱工具出现异常造成的,梳理出油套管漏失、封隔器失效、辨别大孔道、管外窜槽四大窜漏井类型,并提出了相应的监测流程与优选方案.某区块利用脉冲中子氧活化、示踪流量组合测井等注入剖面测井资料共进行查漏找窜 28 口井,查找出各类问题井18 口,开展措施有效率 100%.该技术为油田套损检测及措施方案的制定提供了依据.
大规模体积压裂导致套管变形是影响页岩油气开采的重要因素之一,国内外对压裂期间的套变一直没有切实可行的方法.通过在井口安装高频压力计监测压裂停泵期间的水击波,通过水击波的波形来判断是否套变这一新方法,实现了对套变的有效监测.建立了压裂停泵水击波完备的方程组,通过对不同管径水击波数值解曲线分析,获得套变情况下波形特征.在管径不变的情况下,井口的压力-时间曲线特征为一条整体光滑的,振幅衰减的波动曲线;在有一处管径变小的情况下,曲线整体趋势不变,但振幅频率变高,且无规律性;在有两处管径变小的情况下,曲线的振幅频率及无规律性增加.通过对柴达木盆地 1 口井的实例应用验证了方法的正确性.该方法为页岩油气井压裂改造过程中实时监测套变情况提供了一种新的思路和方法.
使用钢丝绳、钢丝、铠装电缆或连续油管等线缆进行软打捞作业时,因矛齿焊接部位易被腐蚀、抗剪切强度弱等因素,经常发生脱齿现象,导致打捞效率低.根据内捞矛矛齿根部的形状在两侧矛臂上设计开窗,把矛齿根部插入窗口内,并在矛臂内外两侧焊接固定矛齿,通过对现有捞矛矛齿的固定方式进行改进,矛齿的抗拉强度提高至改进前的 2 倍多,强度显著增强,从而提高了打捞作业的成功率.某油田一口深井在测量吸水指数时,因井内H2S腐蚀,导致测井电缆落井.应用改进后的内捞矛,利用原滚筒上余留的电缆,成功打捞出落井的近 6 000 m单芯测井电缆.改进后的电缆捞矛因矛齿强度高,较好地满足井下流体腐蚀、打捞负荷大等恶劣工况下打捞作业需要.
苏里格气田含凝析油气井生产中,凝析油的存在会降低起泡剂起泡能力并加速泡沫衰减,严重影响泡沫排采技术现场应用效果.为提高含凝析油气井的泡排效果,利用动态携液法在室内开展不同凝析油含量的地层水对泡排携液能力影响的实验,模拟井筒积液从井底被携带至地面的演化过程,对实验现象进行机理分析,并优化改进起泡剂加注量公式.结果表明,随着凝析油含量的增加,泡沫携液能力不断下降;0～20%含量的凝析油对携液能力影响相对较弱,返排率大于 80%,返排率环比平均降低 2.33%,这表明起泡剂可将表面张力远小于地层水的凝析油乳化,并有效降低凝析油对起泡剂的抑制作用;20%～40%含量的凝析油对携液能力影响相对较强,返排率小于80%,返排率环比平均降低9.13%,这表明未被起泡剂乳化的凝析油严重抑制泡沫生成.经苏X-9X井现场应用取得良好排液增产效果,该分析为苏里格地区气井积液治理提供新思路.
伊拉克格拉芙油田使用的BAKER Thunder TE-5型井下安全阀现场应用时常出现不能打开、不能关闭、开启压力偏高和开启后压力下降等情况.对于故障原因的排查,遵循先易后难、先地面后井下的原则.针对地面控制单元及辅助设备设施的故障,通过修复或更换故障零部件的方式来恢复井下安全阀的功能;对于安全阀本体、阀瓣及井下控制管线等地下部分的故障,处置措施则相对困难,当采取常规解决措施无效时,可采取更换安全阀或将安全阀锁定在常开状态进行生产,或结合钢丝作业及连续油管作业的配合施工解决.该方法为后续现场施工提供借鉴和参考,有效防止了井喷,保证了生产安全.
对于渗流机理不明确或地质模型不确定性高的非常规油气藏,基于油藏工程和数值模拟法的油藏动态分析误差较大.利用生产监测数据,分析油藏动态,实现数据驱动的监测井网优化和生产动态预测预警.采用K均值法建立生产井聚类算法,实现生产监测数据驱动的监测井网优化;构建卷积神经网络拟合生产监测指标间非线性关系,量化指标的不确定性区间,通过计算小概率事件进行预警.经实际算例验证表明:监测井网优化算法能够有针对性地在特征空间实现聚类,得到最具代表性的井位构成监测井网;指标预测预警方法能够稳健地预测指标不确定性区间,作为预警的依据.该方法为监测井网优化和生产动态预警提供了一种不依赖渗流机理的数据驱动技术,对智能油气田建设有积极作用.
川西气田雷口坡气藏具有埋藏深、温度高、高含硫、非均质性强等特征,超深、小井眼、长水平段等复杂井况导致投产管柱的安全下入、长水平段的有效改造、高含硫气井的安全测试投产面临巨大考验.通过对管柱下入影响因素分析、长水平段均匀布酸管柱设计、含硫气井环保测试工艺等研究,形成了以"反演分析+静止模拟"为主的超长水平井管柱下入方法、"多级滑套定点"的五联作一体化投产管柱、"密闭排液系统+放喷口喷淋喷火"为核心的环保测试技术.现场成功应用6井次,实现了 8 000 m井深、2 000 m以上裸眼段的投产管柱安全下入,水平段分级作业能力达到10级,满足了施工压力95 MPa、排量7 m3/min以内的酸化改造要求,测试平均无阻流量222.89×104 m3/d,较前期提高64.56%,测试返排液pH值大于7,H2S浓度小于10 ppm,达到了川西气田长水平井测试投产目的.该技术有利于提高单井产量,满足环保测试要求,为类似气藏的开发提供借鉴.
针对油井在多层合采情况下,采用其他方法和资料不易确定剩余油的分布情况,利用四中子饱和度测井资料的解释资料分析各产层的物性、含油性,确定生产潜力层段.四中子饱和度测井用镅铍中子源向地层发射快中子,快中子与地层中的元素发生一系列反应,通过长短源距四个探测器记录中子-中子、中子-伽马双物理过程得到中子-中子、中子-伽马共四个计数率,进而计算地层的泥质含量、孔隙度、含油气饱和度,评价套后地层物性特征及剩余油分布状况.C区块的A井在多层合采时的含水率很高,利用四中子饱和度测井资料解释结果分析产层的物性和含油性,指导分层采油,制定合理的分采方案,关闭高含水层段、生产低含水层段,取得了较好的应用效果,可为油气田开发方案的制定或调整提供可靠依据.
苏里格致密砂岩储层低孔、低渗、低压、低产、多层比例高、非均质性强,常规小井眼压裂工艺成本高,工序繁琐,压裂效果不及预期.对比四种小井眼压裂改造工艺特点,优选小尺寸封隔器分层压裂和可溶桥塞+射孔联作套管压裂两种适合苏里格气田小井眼压裂改造工艺技术.通过改进封隔器尺寸和胶筒的长度,更换水力锚的密封胶圈,研制可溶桥塞等,完善了小井眼压裂工艺技术.经现场施工30 口井,其中采用小尺寸封隔器分层压裂17 口,采用可溶桥塞+射孔联作套管压裂13 口,施工成功率 100%,与邻井相比平均无阻流量分别提升 52.31%和 92.14%.该技术为下步致密砂岩储层有效开发奠定了基础,具有推广价值.
川西海相雷口坡为埋藏深、高温、高压、高含酸性腐蚀气体的碳酸岩储层,其纵向上Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层交叉叠置,储层非均质性强,笼统酸化改造无法达到产能评价目的;多趟管柱逐层测试作业时间长、成本高,无法满足降本增效的要求.为了实现一趟管柱分段改造,兼顾资料求取的目的,针对储层类型特征,通过封隔器及配套工具优选、多封隔器管柱受力分析、超高压施工参数优化设计等手段,形成了一套以"国产机械式+液压式封隔器组合实现分段、APR测试工具实现资料求取"的分段测试管柱及作业技术.该技术在PZ103 井经受了 155℃高温、112 MPa高压、长达 13 h作业,成功实现了储层的有效分段改造,录取到了完整的产能数据,为超深含硫气井分段测试提供了新的思路.
四川盆地资阳须五段致密砂岩气藏具有储层非均质性强,改造体积不高、压裂适应性较差的特点,主要表现在加砂规模较小(20～60 m3),施工压力较高(50～82 MPa),压裂后产量不理想.基于裂缝扩展模型进行地质工程一体化分段分簇实现高密度完井,以大排量造缝携砂理念优化支撑剂铺置,配套双重暂堵转向工艺实现多簇裂缝的均匀扩展,提高裂缝对砂体的控制程度.结果表明,11.8 条/100 m高密度布缝能有效提高储层平面动用程度,以2.73 m3/m高强度粒径组合铺置能构建高导流人工裂缝,运用"缝口+缝内"双重暂堵转向工艺可有效提高分簇有效性.该工艺现场应用后加砂规模提高到 2 000～3 000 m3,综合砂液比提高到 17.6%,横向覆盖率提高至 91%,已实施井体积改造测试产量为邻井常规压裂的 6～10 倍,DF501HF井计算无阻流量 46.5×104 m3/d,EUR 0.78×108 m3,增产效果明显,为深层须家河组气藏开发提供技术储备.
南海东部古近系储层埋藏深,探井DST地层测试风险大,传统的存储式和电缆地面直读式压力传输方式均不能同时保证测试的实时性、安全性和时效性.声波无线遥测技术利用声波在测试管柱中的传播实现信号传递,通过井下中继器克服声波信号传输中的衰减问题,实现井下压力温度数据上行和操作指令下行的双向传输功能.应用该技术对南海东部X井古近系储层进行DST测试,在不同测试阶段下载实时压力数据,辅助判断了射孔情况、产能测试稳定情况、以及关井压力恢复阶段,获取有效的井底压力和温度数据,准确解释得到测试井产能和储层参数,并提高了作业时效性.该技术为海上油气井的测试提供了一种安全、高效、准确的井下数据传输方式,具有良好的实用性.
合川-潼南地区海相储层埋深 4000～4500 m,属于深层海相酸性气藏,具有储层温度高、非均质性强、水平应力差值较大、部分层位厚度大等特征,难以实现均衡酸压改造,需采用暂堵等措施来提高纵向上改造程度,以达到各小层酸液均匀进液的目的.结合暂堵限流酸压工艺需求,评价了研制的耐高温暂堵球,该暂堵球在120℃条件下8 h内完全降解,封堵强度达40 MPa以上;优化了暂堵球大小、用量、泵送排量及投注方式,形成了投球暂堵限流酸压工艺技术.现场试验及推广应用表明,泵注压力上升了 2～4.2 MPa,暂堵限流效果明显,有助于酸液进入最小水平主应力相对较高的射孔段,从而实现均衡改造.
缝洞型储层的主要存储空间是裂缝和洞穴,凝析气相态变化复杂,使得缝洞型凝析气藏试井解释方法一直没有被深入研究.根据力学三大守恒定律,定义了凝析气质量流量拟压力,提出缝洞中不仅存在管渗耦合流动,而且压力以波的形式传播.建立了井筒与洞穴相连通情况下的流动方程,并给出了井筒和洞穴之间的流动压差表达式,以此作为地层流动方程的内边界条件以形成完备的流动方程组.在此基础上,建立了缝洞型储层凝析气藏井-洞-缝试井解释模型.经塔里木盆地某井实例应用,试井解释结果洞穴空间体积75.66×104 m3,裂缝空间体积551×104 m3,解释凝析气动态储量21.5×108 m3,与后期物质平衡法计算动态储量 22.3×108 m3 仅相差 3.5%,解释结果与生产实际相符合.新的建模方法首次利用试井资料解释出凝析气藏的洞穴和裂缝体积,是对缝洞型凝析气藏流动方式的一个有益探索.
塔里木油田普遍存在高压气井的井位距离较远,试采作业中需要长距离输送回收天然气的问题,现有 10 MPa分离器受自身承压等级限制无法提供足够的出口压力克服沿程摩阻完成天然气回收,为此研发出 25 MPa高压分离器.经对10 MPa分离器材质进行选择,优化焊接工艺,增强了分离器在高温高压工况下的耐压和耐腐蚀性;对入口分流器、聚结构件进行结构和参数优化,增强了分离器内部结构的可靠性,提高了分离器高压高产工况下的分离效率;设计了液相多级节流装置,延长了高压工况下分离器液相调节阀的使用寿命,避免了因高压差造成的阀门失敏,提高了分离器液面的稳定性.25 MPa高压分离器分别在博孜X井及迪那X井进行了长期现场实验,取得了良好的效果,在酸化解堵及天然气进管网的施工工艺上,满足塔里木油田安全生产需求.
