四川持续优化井身结构提高四川油气勘探开发效益正式NXPowerLite.ppt

优秀精品课件文档资料,2008.1.3.,四川石油管理局 西南油气田分公司,持续优化井身结构,提高四川油气勘探开发效益,一、前言,储层类型与优化思路,广安须家河区域,苏码头浅层气合作开发,五宝场浅层气合作开发,一、前言,磨溪嘉二区域,广安须家河区域,安岳须家河区域,苏码头浅层气合作开发,五宝场浅层气合作开发,一、前言,井身结构优化原则,以实现地质目的为首要目标,随着对地质工程特点的认识逐步深入,井身结构不断得到优化（可能变简单或变复杂），以满足工程需求。,一、前言,一、前言,井身结构必封点的确定,分隔差异较大的压力系统,喷漏同存 严重压差卡钻,封隔恶性井漏层 封隔失稳垮塌段,储层保护要求,储层欠平衡钻井,环境保护要求,压稳H2S气、盐水层,避免重大事故、复杂,固井技术要求,防硫、非防硫套管强度限制 高温差、高压气井固井技术难题,二、四川油气田井身结构优化做法与效果,四川油气田经过几代人的努力，总结认识各构造地质工程特点，结合实际情况，实行单井设计制度，加强现场的跟踪分析，适时开展优化工作，目前井身结构基本满足勘探开发和天然气效益开发的要求。,四川油气田地质差异大、储层类型多，井身结构千差万别。归结起来，可分为四种典型类型：大川中须家河等低效浅层气藏、磨溪嘉陵江气藏、川东飞仙关、石炭系含硫气藏、龙岗飞仙关、长兴气藏。,大川中须家河气藏,大川中须家河气藏,广安须家河区域,安岳须家河区域,荷包场须家河气藏,合川潼南须家河区域,大川中须家河气藏位于四川中部，气藏以须家河（须六、须四、须二）低渗砂岩为储集层，主要包括广安、荷包场、合川、潼南、安岳构造，为近年来四川油气田天然气勘探开发的重点区域。在盆地其余地区有少量浅层气藏分布。,大川中须家河气藏,主要地质工程特点,储量大、埋藏浅、低渗、低产、水敏性储层,须家河埋藏深度一般在16002300,压力剖面特点：压力表现为常压，部分区块低于静水柱压力。,沙二段,沙一段,凉高山,自流井,须家河,1.0,1.0 1.05,0.85 1.25,孔隙压力,坍塌压力,漏失压力,1.151.40,主要以水化膨胀为主，施工时间直接影响井壁稳定状况,个别区域表现井漏,沙二段,沙一段,凉高山,自流井,须家河,1.0,1.0 1.05,0.85 1.25,1.151.40,过去井身结构,244.5mm×300m,177.8mm×须顶,127mm尾管完钻,244.5mm表层套管封隔地表疏松串漏层，提供一定的关井条件，应对侏罗系可能出现的浅层气,177.8mm油层套管下至须家河储层顶部，封隔侏罗系可能存在的垮塌层,暴露出问题： 开钻次数多，钻井周期长，单井钻井成本较高，影响整体经济效益； 127mm尾管固井质量相对较差，从而影响后期储层改造；,井身结构优化方案,沙二段,沙一段,凉高山,自流井,须家河,1.0,1.0 1.05,0.85 1.25,1.151.40,244.5mm×300m,139.7mm套管完钻,215.9mm钻头,直井、一般定向井,244.5mm表层套管为类似低渗气藏提供有效的关井条件，同时封隔地表疏松串漏层,通过强化钻井液性能和钻井参数，以快致胜。有效的解决了自流井组井壁失稳的问题,采用215.9mm钻头下139.7mm套管成功提高了固井质量，保证储层的加砂压裂改造顺利实施,水平井,磨溪嘉陵江气藏,磨溪构造位置分布图,磨溪嘉二区域,区域构造处于四川盆地川中古隆中斜平缓构造区南部，南与潼南构造相连，北为遂南构造，东与龙女寺构造相连，西与安平店构造相望 2003年至今，磨溪构造进入了规模开发阶段。,压力剖面特点：多压力系统，嘉二为超高压力体系，雷口坡压力变异大，自流井组坍塌压力较高,1.05钻井液浸泡10天易发生水化膨胀垮塌,1.21.6的钻井液不能长时间浸泡,1.051.15,沙二段,自流井,须家河,雷口坡,嘉二,1200m,孔隙压力,坍塌压力,1600m,沙一段,900m,2250m,3000m,3200m,嘉五三,2700m,1.0,1.08,1.38,1.22,1.25,2.17,1.71.8,0.80.,9,高压盐水,异常低压,过去的井身结构,沙二段,自流井,须家河,雷口坡,嘉二,1200m,1600m,沙一段,900m,2250m,3000m,3200m,嘉五三,2700m,1.0,1.08,1.38,1.22,1.25,2.17,1.71.8,0.80.,9,高压盐水,异常低压,孔隙压力,坍塌压力,压力必封点,压力必封点2,优化方案,优化前提,磨溪会战取得技术上的重大突破,区域地质认识取得进展,构造不同部位区别对待（西南部、北部 较为简单）,“磨溪经验”使钻井进度加快，浸泡时间减少 欠平衡控压钻井技术在须家河地层的成功应用 “三强”防塌钻井液体系的成功应用,优化方案,1.5,1.7,沙二段,自流井,须家河,雷口坡,嘉二,1200m,1600m,沙一段,900m,2250m,3000m,3200m,嘉五三,2700m,1.0,1.08,1.38,1.22,1.25,2.17,1.71.8,0.80.,9,高压盐水,异常低压,压力必封点,244.5mm×600m,177.8mm×3005m 嘉二顶,127mm尾管完井,244.5mm表套下深600m，封隔地表疏松串漏层，安装井口，具备关井条件。,177.8mm油套下至嘉二顶，封隔嘉二以上的低压层,(针对磨溪西南部、北部地质条件相对简单的区域）,川渝浅层气藏,浅层气藏是四川油气田最近几年开发的热点区块之一，主要包括川东五宝场沙溪庙气藏，川西北苏码头、白马庙、盐浅蓬莱镇气藏。埋深一般在6001200m。,白马-松花 浅层气开发,苏码头-盐井沟 浅层气开发,五宝场 浅层气开发,主要地质工程特点,埋藏浅、气质好、通常需要储层改造以获得工业气流,压力剖面相对较为简单，一般接近静水柱压力,一般不存在压力 与复杂必封点,井身结构优化思路与方案,由于压力相对简单，主要以表层 防跨、防串漏为主,井身结构应以缩短钻井周期，降低单井生产成本为主要目的,在简化井身结构的同时，根据现场实际需求，对钻井装备、基建工程进行简化配套，大大节约了钻前、钻井工程时间及费用，从而实现降低单井成本的目的,从而实现效益开发。,川东飞仙关、石炭系气藏,川东飞仙关、石炭系气藏是四川油气田开发较早的区块之一，主要以大池干、天东、罗家寨等构造为主，飞仙关气藏埋藏深度一般在35004000m，石炭系埋藏深度一般在45005000m，以含硫气田为主。,川东飞仙关、石炭系气藏,川东飞仙关、石炭系气藏主要地质工程特点,压力剖面特点,沙溪庙,须家河,雷口坡,石炭系,孔隙压力,自流井,长兴,1.0,1.30,长兴开始压力将达到1.70以上,凉高山,嘉陵江,飞仙关,龙潭,栖霞,茅口,梁山,1.40,1.70,1.23,嘉五区域漏失层，可能钻遇溶洞放空井漏,嘉二3钻遇裂缝压力将达到1.60以上,部分区域飞仙关龙潭压力系数低，与茅口相差过大,1.20,由于裂缝性气层以及漏层具有不确定性，且目前套管层序难以满足封隔所有压力必封点，因此目前常常采用堵漏提高承压能力的方式来予以解决,飞仙关的井身结构优化,沙溪庙,须家河,雷口坡,石炭系,自流井,长兴,1.0,凉高山,嘉陵江,飞仙关,龙潭,栖霞,茅口,梁山,1.30,1.70,1.23,1.20,压力必封点1,压力必封点3,压力必封点2,嘉五区域 漏失层,石炭系井身结构优化,沙溪庙,须家河,雷口坡,石炭系,自流井,长兴,1.0,凉高山,嘉陵江,飞仙关,龙潭,栖霞,茅口,梁山,1.30,1.70,1.23,1.20,压力必封点1,压力必封点2,压力必封点3,339.7mm×300m,244.5mm×2600m 嘉二3,177.8mm×4350m 石炭系顶,127mm×4530m尾管完井,508mm×30m,常规套管程序难以解决，采用提高承压地层承压能力等工程手段予以解决,龙岗飞仙关、长兴气藏,川东石炭系气藏开发区域,龙岗飞仙关-长兴区域,龙岗构造主要地质工程特点,主力产层埋藏深，高压、高含硫，属于“三高”气藏,压力剖面特点：多产层、多压力系统、压力变化大,易垮层段,针对区域地质特点，提出井身结构优化设计方案,蓬莱镇,沙二,自流井,雷口坡,嘉陵江,600m,2500m,2900m,3150m,4200m,4900m,5800m,508mm×50100m,遂宁组,沙一,须家河,凉高山,飞仙关,长兴组,龙潭组,1200m,3500m,6200m,6500m,6530m,1.0,1.05,1.25,1.04,1.02,压力 变化带,339.7mm×600m,244.5mm×3510m 须顶,177.8mm×5900m 飞三顶,127mm×58506530m,必封点,必封点,508mm表套封隔地表疏松串漏层段，建立循环,339.7mm第一次技术套管下深600m左右，封隔可能存在的浅层地下水，以及浅层串漏层段，同时为三开提供一定的关井条件。,244.5mm第二次技术套管下至须家河顶，封隔侏罗系浅层油气以及可能出现的压力变化带、垮塌段，为四开创造良好的条件。,177.8mm油层套管下至飞三顶部，分隔储层，有利于储层 保护，避免井漏等复杂的发生。,127mm尾管射孔完成目的层，便于进行酸化等后期作业,井身结构的进一步探索,蓬莱镇,沙二,自流井,雷口坡,嘉陵江,600m,2500m,2900m,3150m,4200m,4900m,5800m,508mm×50100m,遂宁组,沙一,须家河,凉高山,飞仙关,长兴组,龙潭组,1200m,3500m,6200m,6500m,6530m,1.0,1.05,1.25,1.04,1.02,压力 变化带,339.7mm×600m,244.5mm×须顶,177.8mm完钻,高压盐水,1.70,339.7mm×600m,244.5mm×3510m 须顶,127mm尾管完钻,龙岗9井设计,龙岗9井实钻,嘉二钻遇高压盐水，提前下入177.8mm套管,177.8mm×飞三顶,合理的井身结构保证了钻井工作的顺利实施,三、成功经验,充分论证、结合现场、跟踪调整,针对四川油气田复杂地质工程特点，坚持进行单井论证、 设计，力求做到地质认识清楚、工程措施合理，减少复 杂、杜绝事故，加快进程。 结合多学科，系统设计，不给后期作业添困难。 设计密切结合现场，现场反馈指导设计，做好跟踪分析工 作，压力系统发生重大变化时，按程序对井身结构修正。,四、存在问题,规范、规定对个别区域存在制约,裸眼井段不同压力系统梯度差超过0.3MPa/100m值或压井时可能发生严重井漏时，必须下技术套管。 套管层次不足，部分区域难以满足要求。,集团公司2006年(274)文对 “三高井” 进行了规定： 预测井口关井压力可能达到或超过35MPa的高压井； 地层天然气中硫化氢含量高于30g/m3的高含硫油气井； 高危地区油气井。,244.5mm×4270.9m ，须四,177.8mm×6383m，飞顶,508mm×294.5m,339.7mm×1840.25m蓬莱镇组,127mm×62037098m龙潭,剑门1井钻遇须家河超高压层,四开须家河钻遇异常高压，钻井液密度达到2.47g/cm3，给下部钻井带来极大的困难,工程技术水平及管材限制,高压超深井面临防硫套管选择困难，90MPa以上的防硫套管选择余地非常小，尤其是对于95/8、106/8套管几乎无法满足标准要求； 高温差、高压气井、恶性井漏井、窄环空固井难以得到有效的保证，国内外有待攻关。 低效油气藏小尺寸套管（127mm）增产改造技术还不成熟，限制了小井眼技术的推广应用。,五、下步优化方向及目标,开展非常规套管的现场应用试验，以期解决类似九龙山、剑门1的超深复杂井常规套管程序难以保证顺利实现地质目标的难题； 加强小尺寸套管（127mm）增产改造技术研究，以便小井眼技术能推广应用到低效气藏，提高开发效益。,谢谢各位专家领导,