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快速诊断评价技术在元坝气田中的研究及应用作者：瞿朝朝郭康良来源：《中国科技博览》2013年第34期[摘要]在应用常规试井解释方法对元坝气田气井进行解释时，特征曲线未能达到径向流阶段[4]，解释不出合理的地层参数。
针对元坝高含硫气藏工程地质特征复杂、工况环境恶劣、施工工艺过程复杂的特点，建立快速测试评价技术，准确快速同步跟踪评价现场短时测试资料。
通过对实际测试资料的解释，结果表明，该技术解释出的储层参数符合生产要求。
[关键词]快速诊断地层压力渗透率气井元坝气田中图分类号：TE353 文献标识码：TE 文章编号：1009―914X（2013）34―0558―02元坝气田位于四川省广元市苍溪县、南充市阆中市及巴中市巴州区境内，处于四川盆地川北坳陷与川中低缓构造带结合部，西北与九龙山背斜构造带相接，东北与通南巴构造带相邻，南部与川中低缓构造带相连。
气藏含硫高、埋藏深、温度高的特征，给气井完井测试带来了系列难题，前期测试过程中出现多次井下工具失效、封隔器密封失效等问题，导致气井测试周期长，同时超深含硫气井井控风险及测试过程中的安全环保问题等要求测试时间尽可能短。
因此，在元坝气田开展快速诊断评价技术[1]的研究是十分有必要的。
1.快速诊断评价技术基本原理1.1基本假设由于元坝高含硫气藏的井况复杂，使得获取的短时测试资料容易失真。
可以从测试工具和测试制度两方面进行优化。
通过调研国内外类似气藏勘探开发经验，优化形成了全通径APR测试工艺技术体系，全通径APR测试工具是一种压控式套管测试工具，该工具在封隔器坐封后，开井、关井、循环、取样等各项操作，由环形空间压力控制。
具有可操作性强及成功率高、对高压油气井和超深井测试特别有利、可对地层进行酸洗或挤注作业、适合于含有害气体层测试、对大斜度井特别有利、综合作业能力强等特点。
一套基本的APR测试系统包括以下部件：OMNI阀、LPR-N阀、RD循环阀、RD安全循环阀、BJ震击器、液压旁通阀、RTTS封隔器、压力计托筒等。
元坝13井提速新技术的应用及效果发布时间：2022-01-25T07:43:09.664Z 来源：《中国科技人才》2021年第29期作者：杨东[导读] 元坝气田是中石化川气东送工程的主力气田。
目前，结合元坝地区地质特征，已经形成的工区钻井提速思路及技术组合为：剑门关～上沙溪庙组底部采用气体钻井技术；中石化胜利石油工程有限公司西南分公司四川德阳 618000摘要：元坝地区多为深井、超深井，由于大尺寸井眼长、多压力体系、地层流体分布复杂，局部地区地层具有研磨性强、可钻性差等施工特点，易出现喷、漏、卡等井下故障，严重影响了该地区的施工进度，造成机械钻速提高困难，钻井周期长。
为了进一步提高元坝超深井钻井速度，优化元坝地区超深井提速方案。
在元坝13井的施工中进行了新技术新工具的应用实践。
从钻头及井下工具的使用方面，为元坝工区整体提速方案的形成提供了参数支持。
关键词：元坝工区；钻井；提速；空气钻；钻头元坝气田是中石化川气东送工程的主力气田。
目前，结合元坝地区地质特征，已经形成的工区钻井提速思路及技术组合为：剑门关～上沙溪庙组底部采用气体钻井技术；上沙溪庙组～自流井组顶部陆相地层采用个性化PDC钻头+井下动力工具（大扭矩低速螺杆/扭力冲击器）复合钻井技术；自流井-须家河组地层高研磨地层采用孕镶金刚石钻头+高速涡轮/高速螺杆复合钻井技术；海相地层采用PDC复合钻进技术。
为进一步成熟该工区提速提效方案。
本文对包括空气钻、空气锤、等壁厚螺杆、高效PDC、混合钻头、孕镶钻头、扭冲工具、史密斯钻头等新技术、新工艺，在元坝13井的实践应用为出发点，对比分析了几种井下工具在不同层位的成功及失败的使用经验。
为下部元坝工区整体提速方案的形成提供了参数支持。
1 元坝地区超深井地质情况与影响钻井速度主要因素元坝构造的超深井主要位于川北坳陷九龙山背斜；为川北典型低缓构造。
地层自上而下为白垩系的剑门关组、侏罗系的蓬莱镇组、遂宁组、沙溪庙组、千佛崖组、自流井组, 三叠系的须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组, 二叠系的长兴组、吴家坪组、茅口组、栖霞组。
超深、高含硫底水气藏动态分析技术——以四川盆地元坝气田长兴组生物礁气藏为例詹国卫 王本成 赵 勇 张明迪中国石化西南油气分公司勘探开发研究院摘 要 四川盆地元坝气田上二叠统长兴组生物礁气藏（以下简称为元坝长兴组气藏）为高含硫、局部存在底水的条带状生物礁气藏，储层非均质性强、气水关系复杂，常规的动态分析技术并不完全适用。
为此，通过在该气藏开展井筒压力折算、动态产能评价、动态法储量评价以及水侵早期识别与水侵动态评价等研究，落实了气井产能、动态法储量以及水侵动态等关键问题。
研究结果表明：①所建立的井筒压力折算模型计算的压力误差小于1%，温度误差小于5%，满足现场要求；②建立了考虑硫沉积的稳态产能方程及一点法产能公式，在开发中期，对气井产能进行动态评价以指导气井的优化配产及气藏合理采速的确定；③建立了单井动态法储量评价图版，并针对同一连通单元内的气井，建立“虚拟井”以计算区域内动态法储量，并形成了相应动态法储量评价技术，平均单井动态储量为24.55×108 m 3；④综合考虑高含硫、双重介质、底水等因素，建立了气藏非稳态水侵量计算模型，并形成了生物礁底水气藏水侵动态评价技术；⑤该气藏目前水侵量整体较小，地层水相对不活跃，水体能量为弱—中等。
结论认为，所取得的研究成果不仅为元坝长兴组气藏的高效开发提供了有力支撑，还可以为其他同类型气藏提供借鉴。
关键词 超深气井 高含硫 底水气藏 动态分析 井筒压力 产能评价 水侵DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.S1.028基金项目：国家科技重大专项“超深层复杂生物礁底水气藏高效开发技术”（编号：2016ZX05017-005）、中石化“十条龙”科技攻关项目“高含硫气藏控制递减与提高采收率对策”（编号：P18062-3）。
作者简介：詹国卫，1976年生，高级工程师；主要从事气田开发综合研究工作。
地址：（610041）四川省成都市高新区吉泰路688号。
元坝地区超深井钻井提速难点与技术对策张金成;张东清;张新军【摘要】元坝地区是中国石化天然气增储上产的一个重要勘探开发区域.前期钻探实践表明,元坝地区超深井钻井机械钻速低、钻井周期长,为了加快该地区的勘探开发进程,开展了钻井提速技术研究.对前期完钻的12口井进行了统计分析,指出元坝地区钻进过程中,有3个重点井段存在提速难点,重点介绍了针对该难点所采取的技术对策,以及应用这些技术对策所取得的提速效果.采用泡沫钻井技术后,上部大尺寸井眼的机械钻速提高4倍以上；采用控压钻井、孕镶金刚石钻头+高速涡轮、扭力冲击发生器等钻井新技术后,提高了下部陆相地层的机械钻速；采用优化井身结构以及“PDC钻头+螺杆”复合钻井技术后,解决了超深小井眼机械钻速低的难题.%Yuanba Area is one of key exploration areas to increase natural gas reserves for Sinopec. The previous drilling practices showed that the ROP was low and the drilling cycle was long,therefore the research to improve drilling speed was conducted to accelerate the exploration and development in Yuanba Area. On the basis of statistical analysis of 12 previous drilled wells in this area,three sections in Yuanba Area restricting the rate of penetration were identified. This paper introduced the technical solutions and applications results. The application of foam drilling technology improved the large-size hole ROP by 4 times in upper formation. The ROP in deeper continental strata was improved by using the manage pressure drilling technique,impregnated diamond bit with high speed turbine,torsion and percussion generator,etc. The low ROP inthe ultra-deep and slim hole was solved by using the optimized casing program and PDM with PDC bit compound drilling technology.【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2011(039)006【总页数】5页(P6-10)【关键词】小眼井;深井钻井;机械钻速;井身结构;元坝地区【作者】张金成;张东清;张新军【作者单位】中国石化石油工程技术研究院,北京100101;中国石化石油工程技术研究院,北京100101;渤海石油职业学院,河北任丘062552【正文语种】中文【中图分类】TE2421 概述元坝地区是继普光气田之后中国石化天然气增储上产的又一重点区域，也是川气东送工程资源接替的重要阵地［1－2］。
第15卷第5期2008年10月特种油气藏Spec i a lO il and Gas R eservoirs Vol 115No 15Oct 12008收稿日期:2008-09-03;改回日期:2008-09-08作者简介:王国勇(1968-),男,高级工程师,1991年毕业于中国地质大学(武汉)石油地质专业,现从事天然气勘探开发工作。
文章编号:1006-6535(2008)05-0076-04苏里格气田井网井距优化及开发效果影响因素分析王国勇1,刘天宇2,石军太2(11中油长城钻探工程公司,辽宁 盘锦 124010;21中国石油大学,北京 昌平 102249)摘要:苏里格气田储层为河流相,储层基本呈南北向条带状分布,试井解释也得到同样认识,而且砂体的摆动性强,所以在方案设计中采用菱形井网,南北向排距大于东西向井距。
在方案实施过程中可根据实际情况进行适当调整,形成近似菱形的不规则井网。
井网形式应依据砂体展布情况决定,井距根据单井控制储量、单井累计采气量、稳产时间等开发指标来确定。
通过苏10区块、苏11区块多种方案对比分析及数值模拟研究,得出采用600m @1200m 菱形井网井距能达到较好的开发效果。
并对影响开发效果的影响因素进行了分析,得出井网井距是影响开发效果的敏感性因素,而不同区块Ó类井的比例影响相对较弱。
关键词:苏里格气田;井网优化;采收率;开发效果中图分类号:TE319 文献标识码:A前 言苏里格气田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部中带,勘探面积310@104k m 2以上。
主要产气层位二叠系下石盒子组盒8段和山1段,气层有效储层不足10m 。
储层形成于冲积背景下的辫状河流相沉积体系,为河道亚相沉积中的粗岩相带,储集砂体非均质性强,连续性较差,储层孔隙度一般为510%~1210%,渗透率为011@10-3~510@10-3L m 2。
这就造成了单井控制储量低、气井产量低、压力下降快、稳产能力较差,给气田开发过程中井网井距的确定带来了很大难度[1~3]。
元坝气田采气树压力传导装置的工艺优化研究与应用地区降雨量大及方井池渗水造成元坝气田部分井站方井池积液严重，导致监测套管压力状况的仪表进水损坏，不利于对套管压力的监控同时存在引起井口异常关断的风险。
文章根据仪表损坏情况，分析造成仪表进水损坏的原因，并提出工艺优化改造措施，从根本上解决了仪表浸水损坏的问题，取得了巨大的经济和安全效益。
标签：方井池；压力变送器；防水Abstract：The heavy rainfall in the area and the seepage of water in the square well pool cause serious fluid accumulation in the square well pool of some well stations in Yuanba Gas Field，which results in the damage of the water inflow of the instrument to monitor the casing pressure，which is not conducive to the monitoring of the casing pressure and there is the risk of abnormal shutoff of the wellhead. According to the condition of instrument damage，this paper analyzes the causes of instrument water damage，and puts forward the measures of process optimization and renovation，which fundamentally solves the problem of instrument flooding damage and obtains huge economic and safety benefits.Keywords：square well pool；pressure transmitter；waterproof1 概述压力变送器在能源、钢铁等行业的压力监测和远程控制方面有非常广泛的应用，根据原理不同有多种压力变送器，现今也发展出功能更为强大的智能型压力变送器[1]。
