摘要：为实现“稀井高产、效益开发”的目的,实现有效动用地质储量和提高页岩气单井产量,在重庆南川东胜区先导试验超长水平段水平井,探索形成适合于非常规油气开发工程新模式。超长水平段水平井固井面临套管下入难度大、顶替效率差、水泥浆性能差异化等技术挑战。通过开展超长水平段水平井套管下入技术、长效密封水泥浆体系及配套工艺研究,形成以“套管安全高效下入及居中度控制+防漏防窜长效封固水泥浆+固井施工参数精细化设计与控制”为核心的超长水平段水平井固井关键技术系列。该技术系列在该区第一口超长水平段水平井SY9-2HF(水平段长3 583 m)成功完成应用,固井质量合格率100%,优质率95%,为该井后期压裂施工、高效开发奠定了良好工程基础。

摘要：四川盆地外缘页岩气储层压力系数为0.90～1.20,属于常压页岩气储层,采用高压页岩气钻井技术进行开发,开发成本高。在分析常压页岩气与高压页岩气钻井差异的基础上,分别从井身结构、井眼轨道设计、井眼轨迹控制、钻井液和固井工艺等方面探讨了降低钻井成本的技术措施,提出将三开井身结构优化为二开井身结构,采用"双二维"模型设计井眼轨道、利用旋转导向技术控制二开井眼轨迹、使用低油水比油基钻井液和优化生产套管水泥返高等降低钻井成本的配套技术和措施,以期为实现四川盆地外缘常压页岩气的经济有效开发提供技术支撑。

摘要：京津冀岩溶热储钻井存在以下技术难点:风化壳判断不准,易发生失返性漏失,导致垮塌埋钻;岩溶热储胶结差,取心收获率低;基岩储层非均质性强、可钻性差,钻头选型困难、机械钻速低。因此,利用XRF元素录井技术准确判断风化壳,防止风化壳发生失返性漏失,提高成井率;选用JS-6型全封销挂式多用取心筒与一体化岩心爪配合提高取心收获率;针对基岩储层的岩性和可钻性优选钻头型号和进行个性化设计,提高基岩储层的机械钻速;针对钻井过程易发生卡钻和漏失的问题,制定防卡和堵漏技术措施,最终形成了京津冀岩溶热储钻井关键技术。京津冀岩溶热储钻井应用该关键技术后成井率达到100%,钻井周期缩短10%以上,钻井成本降低12%。研究和实践表明,京津冀岩溶热储钻井关键技术可以解决京津冀岩溶热储钻井存在的技术难点,为京津冀地区地热资源的勘探开发提供技术支持。

摘要：首此利用物理分级技术对粉煤灰开展物理改性,研制高性能低密度水泥浆体系,有效解决延川南易漏煤层气井固井难题。结合现场固井先导试验,确定延川南固井过程地层动态承压能力,确定低密度水泥浆密度范围;利用粉体颗粒分级技术,开展粉煤灰物理改性方法,优选合理粒径粉煤灰,开展低密度水泥浆体系研究。通过室内研究形成1.6g/cm^3水泥浆体系早期强度提高60%以上,各项性能满足API固井技术要求。通过现场26口井现场应用,固井质量合格率达到100%,水泥浆返高符合设计率100%,施工过程为发生漏失,有效提高延川南煤层气井固井技术难题。

摘要：针对高矿化度地层堵水需求,结合油田实际出水情况分析了聚丙烯酰胺结构与耐盐性能的关系,并研制了一种耐高矿化度的阳离子聚丙烯酰胺为主剂的凝胶型堵剂,交联剂采用含苯环结构的树脂,并加入保护剂减缓高温下主剂水解。实验评价结果表明:堵剂体系能封堵85℃下、NaCl矿化度220000mg/L、CaCl2矿化度10000mg/L的地层水,堵剂体系最佳pH值为7～11;有效期长;岩心封堵水突破压力大于45MPa/m,突破后20PV体积驱替后封堵强度大于30MPa/m,封堵率98%以上;并且堵剂对含油饱和度高的地层封堵强度低,具有一定选择性。