摘要：大兴场地质构造、岩性复杂,地应力高,地层压力系统差异大,钻井中溢漏塌复杂问题十分突出,严重阻碍了大兴场区块深层安全高效钻井进程,亟需开展大兴场构造地应力与三压力三维展布规律研究。结果表明,大兴场构造地处四川西南部地质构造运动活跃带,为典型走滑断层类地应力;大兴场构造陆相地层异常高压形成机制为沉积压实与加载作用,海相地层异常高压则与该地区多期次剧烈构造运动有关,熊坡断层的泄压作用导致断层附近地层压力降低;地层存在3套地层压力系统,严格控制井筒当量循环密度(ECD)在地层压力与临界漏失压力范围内,优化井身结构设计,有效封隔高低压地层,以降低溢漏风险。研究成果可为大兴场构造后期钻井井身结构设计、关键工艺参数优化及井下复杂防控工艺制定提供科学依据。

摘要：现场作业中,温度压力变化频繁,双封隔器与管柱承受巨大压差,导致完井管柱失效频发,威胁完井管柱力学完整性。为保障现场生产安全,根据双封隔器段完井管柱在多工况下的温度压力变化,考虑密闭环空流体的温度效应和油管的弹性变形对密闭环空流体压力的影响,建立了多工况下双封隔器密闭环空压力的计算模型,并对管柱的安全性进行了校核。研究结果表明:在生产、测试和生产工况下,双封隔器以及油管承受的压差小,不影响管柱完整性;在酸化工况下,双封隔器承受压差巨大,为79.74 MPa,此时管柱极易发生失效;建议在酸化工况下,合理控制酸化液流量,降低温度效应对管柱的影响。研究结果可为双封隔器管柱的井身结构设计与现场工艺实施提供参考。

摘要：四川盆地渝西区块Z203井区雷口坡组缺失,导致须家河组-嘉陵江组地层不整合接触,区内井漏频发,其中,Z203H5-2井钻至须家河组发生恶性井漏,采用常规化学方法堵漏34次仍未解决,采用膨胀管技术对漏失井段进行物理封堵,将原井段扩径至满足膨胀管下入的井筒条件后,下入膨胀管至目的井段并开展固井和膨胀作业,通过膨胀管底部水泥密封和顶部悬挂密封确保漏失井段完整封隔。应用表明,膨胀管技术可物理封堵须家河组-嘉二段顶漏失井段,将地层承压能力由1.07g/cm^(3)提高至1.95g/cm^(3)以上,后续钻井作业中未出现井漏复杂并顺利钻至龙马溪组顶中完,最终采用原设计井眼尺寸完井,该技术为处理突发复杂井况并最大限度保留原井眼尺寸提供了有效途径。

摘要：四川南部地区的页岩气井具有井深(平均超4 000 m)、水平段长(平均超1 500 m)的特点,因页岩气井采用大规模分段加砂压裂获取产能,大量桥塞残留碎屑、压裂砂返吐堆积于水平段产层造成生产通道受限,严重影响产能发挥以及后续维护作业,因此投产前采用连续油管进行水平段专项井筒清洁作业。长水平段井筒清洁作业面临两个难题:(1)冲砂过程中悬浮于环空的沉砂再次沉降、堆积;(2)沉积于水平段的复合桥塞钻屑、可溶桥塞的未溶解物、前期作业残留铁片打捞困难,常规打捞工具效果差。针对难题一,发明了适用于提高可改变射流方向的换向冲砂工具,有效解决了长水平段冲砂面临的再次沉降难题;针对难题二,设计、加工了通过文丘里效应产生大吸力的负压清洁工具,适用于长水平段沉积碎屑打捞,其工具端局部循环即可产生吸力的特点也适用于低压井况下捞砂作业;在新工具的基础上进行配套工艺研究,形成了适用于深层页岩气的井筒清洁技术。在深层页岩气井开展了换向冲砂工具、负压清洁工具现场试验,获得良好的效果。

摘要：四川盆地安岳气田寒武系龙王庙组、震旦系灯影组气藏具有埋藏深、高温、高压、含H_(2)S和CO_(2)等特点,对气井完井管柱强度、密封性、抗腐蚀性能要求高,导致钻井难度大,井身结构及其管柱受力复杂,固井质量、气井环空异常带压等完整性问题突出。为此,针对上述气井完整性问题,基于钻完井设计、现场施工质量控制、井筒完整性评价、气井安全管控等方面开展了持续攻关及现场实践,形成了高温高压含硫气井完整性设计、评价和管理等关键技术。研究结果表明:(1)形成了高温高压含硫气井全生命周期完整性设计及现场施工质量控制技术,为建井阶段井控安全和建立良好的井屏障奠定坚实基础;(2)形成了环空压力评价、井口抬升评价、气井安全风险量化评价等井完整性评价关键技术,实现了气井安全风险定量评价,为井完整性分级管理提供科学依据;(3)建立了高温高压井完整性标准体系和信息化管理系统,实现了井完整性管理的标准化和信息化。结论认为,通过高温高压含硫气井完整性技术的全面应用,气井环空异常带压比例逐年下降,有效支撑了安岳气田的安全高效开发,该技术可为国内外类似气井完整性设计、评价和管理提供借鉴。

摘要：页岩气水平井压裂多采用泵送桥塞分段压裂工艺,如遇套管变形则桥塞不能泵送至设计位置,将导致变形段以下未改造井段不能按照设计方案进行改造。四川盆地长宁、威远区块页岩气水平井压裂约有30%的井都发生了不同程度的套管变形。早期对于发生套管变形后不能改造的井段一般就放弃了施工,造成页岩气井控资源量不能有效动用,对压裂效果也产生了较大的影响。页岩气水平井压裂套管变形机理复杂、影响因素多、变形时机难以预测,探寻套管变形影响段的分段改造工艺尤为重要。为此,针对套管变形井试验了缝内砂塞分段压裂和暂堵球分段压裂工艺:(1)缝内砂塞分段压裂采用单段射孔、单段压裂方式施工;(2)暂堵球分段压裂采用一次射孔,连续压裂投球分段方式施工。并在此基础上对比了上述两种工艺的优缺点,开展了现场试验。现场施工过程中的压力响应、邻井压力监测、微地震监测等数据均表明:上述两种工艺均成功地实现了对套变影响段的有效改造,实现了页岩气井控储量的有效动用,确保了压裂效果。

摘要：为了提高天然裂缝较发育的碳酸盐岩储层酸化压裂设计的准确性和有效性,在采用经典裂缝拟三维延伸数学模型模拟前置液造缝过程中裂缝几何尺寸动态变化的基础上,结合液相反应平衡原理和局部反应平衡原理,建立了考虑天然裂缝、蚓孔及基质多重滤失效应的酸液流动反应模型,以现场实例井的酸化压裂改造为例,使用所建模型模拟前置液酸压注酸过程中裂缝内酸液渗滤过程及酸岩动态刻蚀形态,通过酸液沿水力裂缝长度方向的浓度变化和残酸极限浓度综合确定酸蚀裂缝有效缝长,并与压力恢复试井的解释结果进行了对比。结果表明:(1)裂缝—孔隙型储层酸化压裂过程中,沿裂缝长度方向的酸液滤失速度非定值,滤失速度曲线呈锯齿状波动变化,在酸蚀蚓孔与天然裂缝相遇时酸液滤失速度普遍大于基质处的滤失速度;(2)裂缝—孔隙型储层酸化压裂过程中酸液滤失严重,酸液有效作用距离大幅度降低;(3)验证井酸化压裂解堵增产效果显著,该井试井解释结果与所建立的数学模型模拟解释结果相吻合,说明所建立的前置液酸化压裂数学模型可靠。结论认为,考虑多重滤失效应的前置液酸化压裂数学模型更适用于裂缝—孔隙型储层的酸化压裂模拟。

摘要：石油天然气钻井过程中,上覆非目的地层钻取的岩心数量有限,在一定程度上限制了其岩石力学行为的研究,不利于安全高效钻进。为此,采用数字岩心模型对上覆长井段非目的地层岩石力学行为开展了反演研究,并以四川盆地天府气田上三叠统须家河组地层为例,基于目标层位岩屑组分测试结果与Voronoi理论,建立了用于表征须家河组岩心力学行为的数字岩心三维Voronoi体模型,还原了矿物成分、黏土以及孔隙的空间分布,最后从微观角度分析和研究了岩石的力学特性及损伤演化过程。研究结果表明:①数字岩心单轴压缩变形存在空隙压密、弹性变形、塑性变形和破坏后4个阶段,破坏形式主要为剪切破坏,这与实验结果高度吻合;②在轴向压力加载时,矿物颗粒受到挤压产生应变,当应变超过矿物本身的屈服应变时,矿物开始损伤,并将无法承受的压力传递给邻近矿物颗粒,逐渐形成裂纹和破裂面;③矿物空间分布仅对数字岩心的损伤演化和裂纹发展有影响,颗粒尺寸对弹、塑性以及破坏后阶段的力学行为均有影响;④随着围压增加,抗压强度和残余强度明显增大,且岩心尺寸越大弹性模量和峰值强度越低。结论认为,该方法分析结果与实验结果吻合,为岩心缺少条件下研究钻井过程中上覆地层岩石力学特性提供了新思路,并对破岩机理认识及优化钻头选型与设计具有重要工程意义。

摘要：页岩气储层采用水平井钻井和大型加砂压裂能够获得增产,但气井井筒堵塞的问题也频繁出现,如何清除钻塞作业残余的桥塞碎屑及砂粒,确保页岩气井井下生产通道的畅通,成为气井安全生产的重要环节。为此,在分析水平井井筒清洁生产技术现状的基础上,总结了页岩气水平井井筒清洁处理面临的技术难点,结合当今世界页岩气井井筒清洁技术的进展,对清洁工具及工艺、工作液性能进行技术攻关,研发了清洁处理工具,提出了清洁处理技术对策,并对其现场应用效果进行了评价分析。研究结果表明:①所研发的针对大通径桥塞处理的套磨打捞一体化工具,可实现工具入井后对大通径桥塞的套铣、打捞一次性作业;②形成的换向旋流冲砂工艺在长水平段中作业时能避免砂粒沉降,能实现将砂粒冲洗出井筒的目标;③常压及高压井可以选用气井返排液、KCl、CaCl2溶液等作为工作液,而低压井则可选用泡沫流体作为工作液;④对于低压井,通过优化设计局部压差打捞工具形成局部压差吸附的方式带动井内碎屑物或沉砂进入工具内部,进而完成打捞作业。结论认为,所形成的适合页岩气水平井的井筒清洁工艺技术为后期大规模页岩气井筒清洁处理奠定了基础。

摘要：水平井钻井技术已广泛用于页岩气开发,但水平井钻井过程中环空岩屑易沉降在井眼低边形成岩屑床,导致钻柱高摩阻、高扭矩,卡钻、埋钻事故频发。目前考虑环空岩屑颗粒随机分布特征对起动速度影响的研究较少,受力及作用规律分析尚不完善,为了明确岩屑床颗粒重新起动流速及规律,更好地保障井筒的流动安全,在引入粒子随机分布函数确定岩屑起动百分比,考虑净重力、拖拽力、举升力、附加质量力、固体颗粒黏结力、液流压耗、钻井液静压力、范德华力建立了岩屑滚动、举升起动力学模型的基础上,分析了不同影响因素的作用规律,并利用已有的实验数据验证了模型准确性。研究结果表明,(1)举升方式的起动流速大于滚动方式,当床层高度足够小时,对应的流速即为无岩屑床生成的钻井液最小流速;(2)随着岩屑粒径的增大,岩屑起动流速先增大后降低,临界粒径为1.1 mm左右;(3)岩屑颗粒的相对隐蔽度、岩屑密度、钻井液有效黏度、钻柱偏心度、岩屑起动百分比越大,所需的起动流速越大,但岩屑起动流速随着井斜角的增大而降低。结论认为,研究取得的新认识可为页岩气水平井水力参数设计和岩屑运移提供技术支撑,保证了页岩气水平井的安全快速钻进。