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塔河碳酸盐岩缝洞油藏深井裸眼段打水泥塞工艺技术

塔河油田位于新疆库车县和轮台县境内,构造位置隶属塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起西南部斜坡,主要产油层为古生界的奥陶系碳酸盐缝洞油藏,埋深5400~6600m,压力系数一般为1.08一1.10,油藏温度12。~150℃,原油密度一般为。.8091一1.028 5 kg/IJ,地层水总矿化度为(20.6671~ 23.1558)X 10‘mg/IJ,为CaCI:水型仁’一5」。近年来,该油田开发力度越来越大困。但有些油井一旦见水就呈直线上升趋势,为了实现产能接替,打水泥塞上返逐渐成为该油田增储上产的主导措施之一。该油田碳酸盐岩缝洞型油藏基本上采用裸眼完井,完钻井眼直径为149.2 mm,主要完井层位是奥陶系的鹰山组和一间房组(5 500~6 10om井段)。由于裸眼段井径不规则(裸眼井段直径平均扩大率15%),导致灰浆计算误差大、用量不准确;地层缝洞发育,导致塞面控制困难;同时,随着老井改造的不断增多,经过射孔、酸压(69%的井经过...  (本文共3页) 阅读全文>>

中国石油大学(北京)
中国石油大学(北京)

金龙2井区长裸眼段井壁稳定钻井液技术研究

金龙2井区不下技套裸眼段长,地层侵泡时间长,极易发生井塌,根据井下地层承压能力低的情况,主要采用密度防塌已经无法满足钻井的防塌需求。急需要采用化学防塌方式进行防塌。为了解决二开井身结构下长裸眼段的井壁稳定问题,调研了“多元协同”稳定井壁理论,并根据其确定了“物化封固-密度支撑-水化抑制-化学平衡”的技术对策。针对金龙2井区的地质特征,对钻井液配方抑制剂、包被剂、封堵剂等添加剂进行了优选。通过抑制和携岩两方面进一步提升钾钙基钻井液体系性能,形成多元协同钻井液体系:利用阳离子乳化沥青(磺化沥青粉)和天然沥青改善泥饼质量,增强裸眼钻井时的封堵防塌能力;采用KCl、胺基抑制剂、有机盐和优选的螯合金属离子聚合物包被剂协同增强体系抑制和包被能力,发挥各自的优点,互相弥补不足之处,充分发挥多元协同钻井液体系防塌能力。同时,还引入了增粘剂羧甲基纤维素钠进一步改善体系空间网架结构,增强携带能力,对抑制剂和包被剂的性能进行补充完善。优选出新的钻井液...  (本文共60页) 本文目录 | 阅读全文>>

《钻采工艺》2004年06期
钻采工艺

中原油田第一口超长裸眼段井钻井液技术

文289井实钻井眼轨迹数据为:Ⅰ靶垂深2700m,水平位移146.63m,方位303.13°,靶心半径16.10m,Ⅱ靶垂深3600m,水平位移454.04m,方位307.03°,靶心半径20.23m。井身结构为:339.7×341.56m+139.7×3764.75m。该井采用“直-增-稳”三段制剖面,从2008m开始进行定向,定向至2152m,稳斜至井底,全井最大井斜为20.7°,最大位移为470.49m。钻井施工难点及钻井液维护处理的原则1.该井钻井中的施工难点(1)裸眼段长。无技术套管支持。该井表层套管仅下341.56m,裸眼段长达3426.44m,钻具上提下放摩阻增大。(2)该井是“L”型井眼轨迹剖面,裸眼段长,钻具由于重力的影响,将自动贴向井壁一侧,使卡钻的机会增大。(3)上、下地层压力梯度差异大。上段地层压力系数为1.05,下部地层压力系数为1.20~1.30,上下地层的自身抗破能力存在着较大差异,钻井过程中存在着...  (本文共2页) 阅读全文>>

《钻采工艺》2004年02期
钻采工艺

裸眼段取套工艺技术的改进

中原油田开发至今已有二十多年。随着油田进入开发后期 ,套管损坏情况越来越严重。如果仅靠打更新井来补救 ,不仅投入资金大 ,而且施工周期长 ,严重影响了油田的上产速度。近几年来 ,中原油田通过加大对老井的修复来完善注采井网的布置 ,大大降低了钻井投资。据统计 ,2 0 0 2年上半年 ,中原油田完成拔套侧钻井 2 4口 ,裸眼换套井 6口。拔套侧钻井成本只占所钻同类井的 70 %~ 80 % ,裸眼换套更是以较少的投入便能使一口井恢复生产。拔套侧钻和裸眼换套两者都涉及到裸眼段取套的问题 ,它不仅占用时间多 ,而且在裸眼中施工时间越长 ,发生事故的机率也就越高 ,因此 ,如何能安全、快速地完成取套工序 ,就成为我们科研攻关的一个重要方向。经过近几年的反复探索和现场施工中的不断完善 ,改进后的裸眼段取套工艺技术日趋成熟。在马1 1 - 1 3井、文 33- 1 30井、胡侧 81等 4口井上的应用证明 ,改进后的工艺技术操作简单 ,实...  (本文共2页) 阅读全文>>

《石油钻探技术》2004年04期
石油钻探技术

鄂尔多斯盆地北部气井长裸眼段固井技术

鄂尔多斯盆地北部气田主要分布于陕西省榆林市与内蒙古乌审旗、伊金霍洛旗交界地区。塔巴庙区块位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部,主要储气层为上古生界山西组和下石盒子组,埋深2600~300om,压力梯度O·088一O,O97MPa/m,属于低压、低孔、低渗气藏。该区块气井井身结构一般为:一开争311.lmm钻头钻至井深约300m,下人小244.smm套管;二开卯15.gmm钻头钻至井深约300om,开发井下人小177.smm套管,探井下入小139.7mm套管。 随着勘探开发的进展加快,该区块气井完井方式由封固目的层改为全井封固,裸眼段长达2700m左右。由于全井封固裸眼段长,温差大,液柱压力大等,易导致固井质量不理想,给后期试采工作带来不必要的麻烦。因此,华北石油局选用了非渗透水泥浆和复合低密度水泥浆体系,制定了合适的施工工艺,成功解决了该区块气井长裸眼段固井的难题。1固井技术难点分析 1)裸眼段长达2700m左右,所需水泥量约120t...  (本文共2页) 阅读全文>>

《钻采工艺》2014年01期
钻采工艺

塔河油田生产井坍塌处理工艺技术

塔河油田奥陶系油藏是大型碳酸盐岩不整合一古岩溶缝洞型油气藏[1-3],储集空间以大型洞穴、溶蚀孔洞和裂缝为主,塔河油田是全国最深的油田之一,储层埋深为5 500~6 800 m[4],奥陶系油井以裸眼完井为主,裸眼段长60~300m,侧钻水平井裸眼水平段长300~500 m。由于套管下深未封住奥陶系巴楚组泥岩段[5],导致该段在油田开发生产过程中因生产压差、液体冲蚀以及水敏作用等原因,降低了泥页岩的强度,导致该层段泥岩不断垮塌[6-7],最终形成“大肚子”,直接埋掉了下面的生产层段,导致油井停产关井。本文将针对复杂的“大肚子”井进行分析。一、裸眼段坍塌“大肚子”井处理难点裸眼井形成大肚子后掉块大,许多石块大于管柱内径,常规正冲反洗易造成管柱堵塞;由于有大肚子的存在,根据水力学原理,冲洗岩石上升到“大肚子”处形成旋流,岩石较难到达地面;泥岩在盐水长时间浸泡和冲蚀下不断垮塌,造成埋钻。二、技术对策1.管柱的选择由于泥岩段垮塌岩块大,...  (本文共2页) 阅读全文>>