长庆油田提高固井质量与套管防腐技术研究

论述了长庆油田固井过程中存在的主要生产难题—水泥返高不足和注水泥井段胶结质量不理想;分析了影响固井质量的主要因素—水泥浆体系质量较差、井漏、长裸眼井段顶替效率不高、水泥浆凝结过程中油气水侵;提出了提高全井封固质量的技术对策、提高天然气井注水泥质量的主要工艺技术以及套管防腐技术。这套技术大幅度提高了低温易漏井段和油气水活跃产层的注水泥质量,并取得了显著的经济效益。     

固井水泥浆水化凝结过程中的温度变化

引用水泥水化热数据建立了水泥浆水化热模型,将具有一定厚度的井眼环状地层划分成轴对称三角环单元,应用热传导问题的有限元法和时域问题的有限差分法,编制了相应软件,实现了水泥浆水化凝结过程中的温度计算和预测。通过对计算结果分析得出:固井水泥浆凝结期间温度变化可划分为三个阶段;影响温度变化的主要因素是地层岩石的热学性质、地层温度、初始温度与单位体积水泥浆量。利用这一方法可以进行注水泥结束之后水泥浆固化过程中各点温度的估算;对固井设计中,温度变化影响套管柱性能、水泥凝结过程中及凝结后性能的大小,有一定的参考价值。     

多级综合评判方法在固井质量评价中的应用

固井优质率是表征固井质量好坏的一个重要指标。影响固井优质率的因素很多,概括起来主要有三大类:井眼状况因素、钻井液性能和固井施工参数。运用模糊数学的理论之一—多级综合评判方法对影响固井优质率的三大因素进行了综合评判,初步得出了哪一类因素起着主导作用的结论,为固井作业施工以及如何合理地进行调控钻井参数和固井作业参数提供了理论依据。     

注水泥循环温度影响因素探讨

循环温度的准确预测是保障固井作业安全和固井质量的重要影响因素之一。特别对深井而言，水泥浆性能对温度十分敏感，温度预测偏低5 ℃会严重缩短水泥浆可泵送时间，易引发固井事故，温度预测偏高会延长候凝时间，甚至可能发生超缓凝，水泥柱顶部十天以上都无强度，延误后续钻进作业。为保证施工安全，提高固井质量，根据井下传热特点及施工流程，建立了一种新的二维瞬态注水泥循环温度预测模型。研究结果表明：（1）固井前应多周循环钻井液，并适当提高循环排量，可以有效降低注水泥循环温度；（2）冬季最高循环温度低于夏季，尤其对浅井而言差别更加明显，冬季适当降低循环温度设计值不会影响安全泵注，而且能减小水泥浆体系设计难度；（3）深井温度系数高于浅井，井眼尺寸越大，循环温度越低。     

油井水泥分散剂SXY在吐哈油田的应用

本文结合吐哈油田固井作业，研究了分傲荆SXY对水泥桨流变性、析水的影响，并就SXY与其它外加荆的配伍性做了评价实脸。丈章认为:SXY是-种高效、技滋型的水泥浆分散荆。     

分支井连接段有限元建模与分析

分支井作为一种能够更加有效地开采油气藏的钻井技术,在国内外已经得到普遍推广。然而在应用该技术的实践中也遇到了一些新的难题,井壁稳定性就是其中之一。在前人研究的基础上,采用有限元方法建立分支井连接段的三维模型,综合考虑各向异性地应力,流体对岩石骨架的影响和方位角、倾角变化等,得出连接段附近的应力–应变和渗流场分布规律。并根据摩尔–库仑准则,利用有限元后处理程序图形化了井壁稳定的预测情况。分析结果表明：当支井方位角为90◦,即与最大水平主应力平行时连接段井壁最稳定;井眼直径和连接段位置深度对井壁稳定性影响较小;后期生产压差过大也会增大裸眼完井井壁失稳的可能性。     

多功能防窜水泥浆体系研究与应用

为解决固井后初次气窜问题, 从阻止气体发生界面窜流和基体内窜流入手, 提出了短静胶凝强度过渡时间、高气侵阻力、 低体积收缩率防窜水泥浆体系设计思想。以此作为指导思想开展室内实验, 通过添加防窜剂 A1 和 A2优化水泥浆性能, 对比 2# 成熟防窜水泥浆体系和 3# 普通水泥浆体系的 3 个防窜关键性能参数, 结果表明： 设计出的1# 多功能防窜水泥浆体系防窜性能更为优良。1# 水泥浆在高压气井 D2–7 获得成功应用, 固井合格率达到了 88%, 后期生产作业也未发现环空带压现象。     

稠油热采井改性纤维复合防砂实验研究

单一的防砂技术在稠油热采井中的应用受到一定限制，为解决热采井防细粉砂，从改善纤维复合防砂技术体系中的基体（树脂涂敷砂）性能入手，以期使纤维复合防砂技术能够用于热采井防砂。通过考察水溶性酚醛树脂、ER树脂粉末、偶联剂、增强剂加量对砂体抗压强度和渗透率的影响，分析了体系中各组分的作用机理。通过室内实验优化了纤维防砂体的配方，研究表明，偶联剂、改性剂、增强剂、ER树脂粉末、水溶性酚醛树脂SR1、石英砂之间的质量比为（0.15~0.20）∶3.1∶1.5∶（2~4）∶10∶100时体系具有较高的防砂强度，并且在350℃下仍能保持在3MPa左右，较不加入纤维时高30%，渗透率可增加10%左右。     

抑制水合物冻堵的天然气开井动态模拟研究

针对天然气井工艺管道在开井过程中极易产生水合物冻堵的问题，采用Dynsim 软件建立了开井工况动态模 拟模型，讨论了开井流量、工艺管道敷设方式与保温层厚度、节流调节方案对节流后温度压力的影响，分析了开井过程 中外界热交换的动态变化特征及对开井过程的影响，提出了加热炉前工艺管道优化设计与开井过程水合物优化控制 方案。结果表明：开井流量对水合物生成风险具有重要影响，开井流量越小，水合物生成风险越大，但不管开井流量 如何调整，井口工艺管道内均存在水合物生成风险；在保证下游出口超压在可接受范围的前提下，应通过同时调节各 级节流阀或主要调节二级与三级节流阀来尽量增大开井流量，并配合注醇、加热等方式来避免在工艺管道中生成水合 物；井口至加热炉前的工艺管道宜采用埋地敷设方式，埋地敷设管道无需保温，而架空敷设管道宜加保温措施。     

水平井注采井网合理井间距研究

为解决水平井注采井网合理井间距问题,从水平井渗流理论出发,运用拟三维思想,采用保角变换的方法,利用势叠加原理推导了水平井注采井网稳态压力分布公式,得到水平井注采井网渗流场图。根据水平井单井控制面积与井间距的关系,推导了水平井井网井间距计算公式。分析认为：水平井井网井间区域中心附近存在难动用区,井间区域内可动用面积大小与注采井距、水平段长度、井间距有关。在此基础上,提出了水平井井网合理井间距的确定方法,对水平井注采井网在油田开发中的应用,特别是开发方案的设计提供了理论基础。     

深井盐膏及盐水地层固井隔离液体系研究

目前国内深井多钻遇盐膏和盐水地层,常用隔离液体系抗温和抗盐能力较差,温度超过100℃时,在低浓度盐作用下体系失稳沉降严重,易造成固井施工复杂,注替安全隐患极大。选用一种多糖聚合物作为高温抗盐悬浮稳定剂,辅以耐盐的降失水剂及流型调节剂,研制了一套高温抗盐隔离液体系。该体系在钠盐、钙盐和镁盐溶液中均能保持稳定的性能;使用温度可达140℃;具有较好的密度调控能力,在1.3～2.4g/cm3可调;且与常规钻井液、水泥浆具有较好的相容性。该套体系有望应用在深井超深井及盐膏地层、复合盐岩层和盐水地层固井注水泥作业中。     

高效自组装超分子驱油体系研究

胜利油田化学驱优质资源一、二类油藏储量基本动用完毕，以高温高盐油藏为主的三类储量（油藏温度>85 ℃，矿化度> 30 000 mg/L）将是今后三次采油的主阵地，但在高温高盐油藏实施聚合物驱油的过程中遇到诸如聚合物遇盐降黏、高温水解、高温降解等问题，严重影响了聚合物驱油技术的应用。超分子体系是一种小分子通过分子间的作用力进行自组装的一个分子聚集体系，以超分子工程学及超分子化学理论为基础，通过设计合成三种高效超分子产品及驱油体系，并对合成的超分子体系进行驱油性能评价，实验表明RTS 型超分子体系增黏效果显著、具有良好的耐温抗盐性、对污水有良好的适应性，并且具有优良的老化稳定性，室内物模实验表明具有良好的提高采收率效果，应用前景良好。     

抽汲井试井分析数学模型的建立及精确解

根据抽汲井试井工艺过程及其特点,采用已知上一次抽汲结束时的地层压力分布规律建立下一次抽汲数学模型的方法,建立了抽汲井试井分析数学模型,并在Laplace空间求解出了相应的精确解。将这一成果应用于长庆油田之中,结果表明:该理论能描述抽汲井的井底压力瞬变性及抽汲期井底压力变化无规律性的特征,符合实际测试工艺情况,弥补了抽汲井试井这一空白;提高了该类井试井的解释率和解释结果的可信度。同时,利用该理论还可计算抽汲过程中任一时刻的井底压力和关井时刻的井底压力,解决了抽汲井难以计算关井时刻井底压力的问题。     

耐温耐盐聚合物堵剂的制备及性能研究

针对高温高矿化度地质条件特点，合成了对苯乙烯磺酸钠–2–丙烯酰胺基–2–甲基丙磺酸–膨润土聚合物堵剂。采用不同浓度盐溶液、使用温度及时间评价其耐盐耐温性能，优化了携带液体系，采用岩芯模拟实验考察堵剂封堵效果及耐冲刷性能。结果表明：该堵剂在80130 ℃恒温放置60 d 后树脂的吸水率和强度基本保持不变，树脂耐温性能良好；在质量分数30% 的模拟盐水溶液中吸水率仍可达12.00 g
g..1，树脂的耐盐性能良好；树脂在含水40% 的乳化油中3 h 不膨胀；岩芯实验测定聚合物堵剂在高渗和中渗通道中封堵率达到99.96% 和96.41%，经30 PV 水长期冲刷封堵率仍可达95.12% 和94.43%。     

高凝油油藏注水开发方式研究

通过室内实验分析了高凝油油藏储层敏感性、流体性质和不同温度下的水驱油规律。结果表明：温度和储层敏感性对高凝油油藏的开发影响较大；高凝油由于其含蜡量高、凝固点高，温度变化对其流变特性影响很大；随着温度的下降，油相渗透率降低，降温后再升温，油相渗透率可以恢复，但不可逆；温度对高凝油油藏驱油效率影响较大，温度低于析蜡温度以后，蜡的析出影响水驱油效率；而当析蜡温度接近地层温度时，就会产生冷伤害，因此应采取相应措施使油层温度保持在原油析蜡温度以上。沈84-安12块注水井温度测试表明，目前地层存在冷伤害，如果油层温度下降过快，应适当考虑提高注入水温度，使油层温度高于析蜡温度，改善油田开发效果。     

四川盆地中三叠世盐盆分布与演化特征研究

四川盆地卤水分布广泛，资源丰富, 早为世人所瞩目，中三叠统雷口坡组是四川盆地最早开采天然气和盐卤的层系之一。根据盆地雷口坡组大量钻井资料研究表明，盆地雷口坡组主要成盐期分别为雷三2 期和雷四2 期，在盆地东部和南部由于受到古隆起的影响，盐岩地层已被剥蚀难以保存，现今盐岩主要分布在开江古隆起和泸州古隆起的西部以及天井山古隆起的南部（华蓥山以西—龙门山以东的川西—川中地区）。印支运动对盆地雷口坡组盐岩在平面的迁移起着十分重要的作用，根据不同时期盐岩统计数据看，两期盐盆在平面上具有向西迁移、叠加的特征，其中川中的GS1 井就钻遇了这两期的盐岩。     

抗温抗盐聚合物降滤失剂的研制及其作用机制

针对当前国内外超高温水基钻井液滤失性及高温稳定性调控难点，新研制出抗240 ℃高温、抗盐聚合物降滤失剂HTP–1。热重分析表明，HTP–1 分子链热解温度达320 ℃以上，热稳定性强；在各种钻井液基浆中的降滤失作用评价结果表明，HTP–1 在钻井液中具有优异的抗高温（240 ℃）抗盐（饱和）、抗钙（0.5%）降滤失作用，优于国内外同类产品。通过吸附实验、粒度分布测量、胶体稳定性测试和泥饼压缩性测试等手段，探讨了HTP–1 的降滤失作用机理：（1）在粘土颗粒上的吸附量大且吸附牢固，受矿化度、pH 值和温度的影响小；（2）老化（240 ℃/16 h）前后均能明显改善泥饼可压缩性，降低其渗透率；（3）增强钻井液体系的胶体稳定性，改善其中的颗粒粒径级配。     

中原油田文25 东块聚合物微球调驱研究与应用

针对中原油田高温高盐油藏开发后期的剩余油挖潜，提出了聚合物微球深部调驱的技术设想；以现有微球制备技术为基础，通过调整水相比、交联比和耐温抗盐单体共聚，研制出了适于文东试验区孔喉尺寸及油藏特征的系列调驱微球，并在高温高盐的油藏条件下，评价了微球的膨胀性能、抗剪切强度和持久稳定性；采用均质和非均质填砂模型，模拟了微球浓度、注入量和注入模式对调驱效果的影响，为矿场试验方案的合理制订提供了理论支撑；文25 东微球调驱矿场试验共实施2 个层系9 个井组，通过“PI 技术”的动态调整，共注各类调驱微球276.58 t，总体实现了注入压力升高、波及体积改善和明显增油的目的；通过微球调驱，区块自然递减显著下降，油田稳产基础进一步得到增强。