摘要：四川盆地地形复杂、水系发达、人口稠密、农林资源丰富,钻前工程实施难度大,安全环保风险高。新的《安全生产法》和《环境保护法》颁布实施后,对钻前工程的作业施工也提出了更高的要求,成本控制难度进一步增大。为此,在分析研究了钻前工程实施关键环节的基础上,提出以下3个方面的改进措施:①优选井位,从源头控制成本;②优化设计、改良技术,最大限度地降低无效工作量,提高投资效益,同时降低环境风险;③创新管理模式,推行总承包制度,压缩管理成本。进而以中国石油西南油气田公司为例,分析了新形势下针对四川盆地油气勘探特点,采取的一系列控制钻前工程造价措施,所取得的良好效果。结论认为,新形势下该公司总体上保持了钻前工程造价的平稳态势,探区钻井成本基本受控,探井钻前工程占钻井结算成本比重、平均单井进尺成本、平均单井新修公路长度和平均单井建设用地数逐年下降,确保了川渝地区油气勘探开发的良好局面。

摘要：深层页岩天然裂缝与层理缝发育,经体积改造后易形成“主缝+支缝+次微缝”的多级裂缝结构,但受高垂向应力和高水平应力差条件的影响,深层页岩压裂裂缝开度极窄且主次缝开度差异较大。为了明确多级裂缝内支撑剂运移机制与分布规律,搭建了大型可视化支撑剂输送实验系统,研究了泵注排量、液体黏度、支撑剂粒径、支撑剂浓度、裂缝特征参数对支撑剂运移与分布的影响规律,最后基于水电相似原理计算了裂缝整体导流能力并开展了评价分析。研究结果表明:①缝内支撑剂存在多种堆积模式,其形成由流体对支撑剂的携带能力决定;②支撑剂分流效率受多种因素影响,增大排量与减小支撑剂粒径均可提高分流效率;③多级裂缝内,增大排量与压裂液黏度均在一定程度上改善了支撑剂非均匀分布,但裂缝导流能力表现为先增大后减小;④综合支撑剂分流结果与多级裂缝内支撑剂分布规律,推荐坚持“大排量+低黏度”泵注思想,以保证大粒径支撑剂占比,适当混合小粒径支撑剂,构建“近井区高导流+远井区有支撑”的高导流裂缝体。结论认为,基于含多级裂缝的大型可视化支撑剂输送实验系统,全面系统研究了不同条件下多级裂缝内支撑剂运移与堆积的模式,研究成果可为深层页岩压裂泵注工艺参数设计与优化提供理论支撑。

摘要：四川盆地东部达州—开江古隆起上的风险探井——五探1井设计?333.38 mm钻头钻经的地层层位多、压力系统复杂,钻井过程中要钻遇气层、易漏层、易坍塌层,如何确保合理的钻井液密度以安全顺利钻达目的层是一个必须要研究并解决的问题。为此,通过分析研究该井工程技术难点及处理技术手段,在总结井控安全密度、垮塌抑制密度、缩径抑制密度、厚泥饼临界密度、漏失密度等5种安全作业密度求取方法的基础上,提出了安全作业密度的解决方案并进行了现场应用。结果表明:(1)在气显示活跃、缩径井段,选择井控安全密度、缩径抑制密度二者中高者为安全作业密度;(2)在井漏、垮塌为主的井段,选择井控安全密度、垮塌抑制密度二者中高者为安全作业密度,再辅以堵漏和其他工程技术措施提高地层承压能力;(3)五探1井顺利完成?333.38 mm井眼段钻井,井身质量全优,?273.05 mm套管顺利下到位。结论认为,利用上述解决方案成功地破解了该井多压力系统安全钻井的技术难题。

摘要：深层超深层已成为中国油气增储上产的重要领域,但油气勘探开发难度加大,尤其是深井超深井超高温复杂工况下固井作业安全和固井质量难以保障,对超高温固井水泥浆技术提出了严峻的挑战。其中,缓凝剂是保障深井超深井固井作业安全的关键材料,直接决定着固井作业的成败。然而,目前国内聚合物缓凝剂耐温能力不超过200℃,无法满足井底循环温度超过200℃的固井需求,超高温缓凝剂仍主要依赖进口。为了给深层超深层油气勘探开发提供技术支撑,通过分子结构优化设计、耐温抗盐基团有效介入,采用自由基水溶液聚合方法制备出超高温固井水泥浆缓凝剂DRH-3L,并对其综合性能进行了评价。研究结果表明:①DRH-3L适用温度范围广(70~220℃),缓凝性能优异,220℃下水泥浆稠化时间在500 min以上;②水泥浆稠化时间与加量、温度呈良好的线性关系;③与常用降失水剂配伍性良好;④在50~120℃大温差条件下,水泥石强度发展迅速且对高温水泥石力学强度发展无不利影响。结论认为,所研发的新型水泥浆缓凝剂在超高温深井超深井等复杂井固井中具有良好的应用前景。

摘要：封隔器是油气田多种井下工艺的关键工具,其性能的好坏直接影响油气井的开发效果。设计的耐高温管外封隔器工作温度达到了300℃,突破了普通封隔器温度限制,能有效封隔油气井的裸眼环空。在新型耐高温橡胶材料高温力学性能试验的基础上,建立了封隔器高温力学性能有限元分析模型,计算可知:温度由常温升高至300℃,新型压缩式耐高温管外封隔器与井壁的接触压力升高1MPa,材料"软化"能间接提高封隔器的密封性;坐封力增大,三个密封件的接触压力均上升,但均匀性有所差异;井径扩大后,封隔器的密封性显著降低,对于φ215.9mm井眼用的φ200mm高温管外封隔器,所适用的井径扩大率不超过10%。综合分析认为,新型压缩式耐高温管外封隔器适用于井温不超过300℃,井径扩大率不超过10%的各类油气井。

摘要：衬管完井具有泄流面积大、完井成本低等优势,目前成为水平井完井的主要方式之一。衬管完井水平井酸化改造的关键是如何实现水平井段上的均匀布酸,但由于割缝衬管与岩石壁面之间环形空间未真正封隔,常规分段工艺的应用受到限制,致使衬管完井水平井均匀布酸困难。为此,通过理论研究和室内实验评价,形成了衬管完井水平井新型均匀布酸技术:(1)预测水平井段上初始表皮系数分布剖面,明确不同井段损害分布特征;(2)建立水平井段上酸液流量数学模型,模拟计算不同井段暂堵转向净压力值;(3)优化设计不同井段衬管割缝参数,优选转向剂加量,实现井底不同转向净压力;(4)采用数值刻画方法定量表征酸蚀蚓孔形态,优选适合的酸液体系。在安岳气田现场应用8口井,井均增产倍比达1.95,井均增加测试产量67.3×104 m3/d,相比射孔完井,单井节约完井成本900万元,对同类型气藏衬管完井水平井均匀布酸技术具有借鉴意义。

摘要：气体钻井钻遇高压、高产气层后往往要进行压井作业,空井压井期间,随着压井液的注入,井筒环空气液两相流动与地层渗流产气发生耦合作用,目前国内外对此研究都很少。为此,基于地层瞬态渗流理论和井筒气液两相流动理论,建立了气体钻井空井压井过程中地层瞬态产气与井筒气液两相瞬态耦合流动数学模型及其数值求解方法。实例模拟计算结果表明:(1)气体钻井空井压井是由气相空井筒—瞬态气液两相流动—纯压井液井筒的物理过程,同时也是一个地层瞬态渗流与井筒气液两相瞬态流动耦合的过程;(2)成功的压井作业需要井口回压、泵排量、压井液密度等关键参数的共同配合,其中控制好井口回压是保证压井作业获得成功的关键。结论认为,研究成果首次量化了气体钻井压井过程,对气体钻井空井压井施工参数的优化设计具有指导意义。

摘要：针对川中磨溪高石梯区块震旦系探井钻井技术难点,开展了深井钻井提速工程研究试验,通过优化井身结构、优选和应用个性化设计的高效PDC钻头、应用复合钻井技术以及优选钻井施工参数等技术措施,大幅度提高了震旦系探井钻井速度,形成了一套适合该区块钻井工程地质条件的深井钻井提速配套技术,为加快该区块天然气勘探步伐提供了有力的技术保证。

摘要：酸岩反应动力学参数是分析酸岩反应特征、评价酸液体系及酸压设计的关键基础参数,为正确分析酸岩反应速率规律、指导酸压施工设计提供基础。通过开展用于四川盆地川东下古生界-震旦系的180℃高温胶凝酸酸岩反应动力学实验,建立了酸岩反应动力学方程,得到了180℃、500 r/min、7 MPa条件下,酸岩反应级数m=0.696 9,反应速度常数K=1.09×10^(-4)(mol·L)^(-m)·mol/(cm^2·s),反应速度方程为J=1.09×10^(-4)C^(0.696 9);其活化能Ea=23 706 J/mol,酸岩反应动力学方程为J=0.070 5e^(-23 706/RT)C^(0.696 9);并明确了胶凝酸的温度、酸液浓度对反应速度的影响程度。

摘要：钻井液和水泥浆的理化性质存在本质差异,超深井固井作业时,二者极易发生化学污染,不但影响顶替效率,而且危及固井施工安全,这在"三高"(高压、高含硫、高危)气田超深井固井作业中尤为突出。为此,针对上述问题,提出了超深井固井隔离液的设计原则和配制工艺,并对相容性实验以及现场施工关键技术进行了深入研究和总结,现场固井实践认为:①隔离液的使用是保障"三高"气田超深井固井作业安全和提高顶替效率的重要举措;②应对隔离液的沉降稳定性与钻井液、水泥浆的化学兼容性予以充分重视,确保隔离液不沉降,对水泥浆的稠化时间无不良影响,防止发生井下复杂情况;③前后隔离液防污染技术可有效防止尾管固井工程事故的发生。隔离液的正确使用可有效地防止化学污染、保证固井作业安全和提高顶替效率。