南堡油田潜山油藏水平井完井生产管柱研究与应用

从南堡1-80井纵观冀东油田南堡海域潜山油藏作者：崔福海张骄马彪刘保连来源：《价值工程》2011年第14期摘要：本文通过几口井施工的结果，分析了冀东油田南堡海域几口潜山油藏井即使是同层位毗邻的井最后得到的试油结果却差异很大，根据这些结果，分析了该海域潜山油藏的特点并提出了自己不成熟的看法。

关键词：潜山油藏连续油管-氮气气举灰岩水淹油层裂缝断层中图分类号：TE3文献标识码：A文章编号：1006-4311（2011）14-0032-02General Survey of Buried Reservoir in Nanpu Sea Area of Jidong Oilfield from Nanpu 1-80 Well Cui Fuhai；Zhang Jiao；Ma Biao；Liu Baolian（China Petroleum Group Ocean Corporation Tianjin Branch，Tianjin 300450，China）Abstract: Through the construction of several wells, this article analyzes the results of test oil for buried reservoir wells in Nanpu sea area of Jidong Oilfield which are different even in the same layer and close. Based on these results, it analyzes the characteristics of buried reservoir in this sea area and puts forward its own immature views.Key words: buried reservoir；coiled tubing-nitrogen gas lift；limestone；flooded reservoir；crack；fault0引言南堡1-80井裸眼段为潜山油藏，对裸眼井段3730.00-3792.00m进行试油，采用测试-酸化-排液-诱喷联作工艺，测试后进行大型酸压施工，酸压后进行放喷求产，放喷残酸116.2m3后见油，自喷求产11h，油压由7.4MPa降至0，产油21.7m3，产液132.1m3，最低综合含水30%，最大天然气量43850m3/d。

无固相弱凝胶钻井完井液在南堡油田的应用无固相弱凝胶钻井完井液是近年来广泛应用于油田开采的一种新型井液。

与传统的钻井液相比，它具有诸多优点，如降低顶层压裂、降低破裂带的老化和破坏等。

南堡油田是中国大陆东北地区的一块较为重要的油田，由于地质结构错综复杂，钻井难度大。

在南堡油田的开采中，无固相弱凝胶钻井完井液发挥了重要作用。

本文将着重介绍这种井液在南堡油田的应用情况。

首先，无固相弱凝胶钻井完井液在南堡油田的应用有助于减小钻井风险。

由于地质结构复杂，开采过程中易受到顶层压裂和破裂带的影响。

采用传统的钻井液容易引起井筒环空的狭窄和产生堵塞，从而增加钻井难度。

而无固相弱凝胶钻井完井液具有良好的抑制压裂和破裂带的能力，减轻了这种风险。

其次，该井液在南堡油田的应用有助于提高钻井效率。

由于具有很好的调墨性能，能够稳定泥浆的黏度和流动性，从而减少了井筒的环空阻力和泥浆的渗漏。

在南堡油田这种复杂地质条件下，这一优点显得尤为重要。

最后，无固相弱凝胶钻井完井液在完成钻井任务后还能够起到一定的保护作用。

该井液能够填充井壁缝隙，从而稳定井孔环境，防止井壁溃塌和地层污染。

这对于下一步的采油工作有着不可忽视的重要性。

综上所述，无固相弱凝胶钻井完井液在南堡油田的应用具有显著的优点。

通过降低钻井风险、提高钻井效率和保护井孔环境等方面的作用，该井液为油田开采工作的顺利进行奠定了坚实的基础。

尽管该井液在南堡油田的应用还面临一些问题，如成本较高和技术难度较大等，但相信在不久的将来，这些问题都将得到有效解决。

除了上述优点外，无固相弱凝胶钻井完井液在南堡油田的应用还具有以下一些特点。

第一，该井液不含固相杂质，对井底的石层没有可能造成不良影响。

第二，该井液由于液体成分高，因此相对于其他固相钻井液其携带能力较强，有助于更好的噪音降低，减少环境污染。

第三，无固相弱凝胶钻井完井液废液经简单处理即可直接排放，减轻了废液处理的负担。

最后，近年来该井液技术的发展逐渐成熟，规模化生产已经逐步实现，低成本、高效性是未来发展的趋势。

水平井开发潜山油藏适应性评价研究采用正交实验设计方法对水平井开发裂缝性潜山储层的影响参数进行了分析，评价参数包括基质渗透率、裂缝渗透率、有效厚度、单井产能和单井控制面积。

分析结果表明：单井产能和基质渗透率对水平井开发裂缝性潜山油藏的开发效果影响最大，并对A油田裂缝性潜山储层采用水平井开发适用性进行研究，筛选出适合水平井开发的区块。

标签：潜山油藏；水平井；正交实验；1 前言水平井开发技术是集油藏描述、钻采工艺、井下改造和经济评价多项技术的综合体现，目前水平井开发在国内外复杂油气田已经取得较好的开采效果[1-2]。

无论是碳酸盐岩油藏还是浅变质岩潜山油藏都会不同程度地存在裂缝，而且大多为高角度缝甚至是垂直缝，相对常规直井而言，采用水平井开发此类油藏有明显的技术优势[3-4]，裂缝改善水平井近井油藏地带的渗流能力，保证了在較低生产压差下较高的产液能力，但是对于油藏地质特征不适合的区块采取水平井开发，可能会造成不可预见的开发风险。

因此采用水平井开发裂缝性潜山油藏时需要开展适应性分析。

2 潜山油藏地质参数适应性分析裂缝性潜山油藏分布复杂，通过运用数理统计学分析方法，研究裂缝性潜山油藏储层各项参数对水平井开发效果的影响，依据主要影响因素评价对潜山各断块储层适应性进行筛选。

2.1正交试验设计正交试验设计是以概率论和数理统计为基础、科学安排多因素试验的实用数学方法。

它利用一套现成的规格化的正交表，借助于它的均衡分散、整齐可比进行多因素试验设计，并对试验结果进行统计分析。

利用正交设计的方法研究影响水平井开发裂缝性潜山油藏的主要因素，评价参数为基质渗透率、裂缝渗透率、有效厚度、单井产能和单井控制面积，每项参数分别赋予4个选择范围，按照水平井开发裂缝性潜山油藏的影响参数正交设计表格得到16个方案，见表1。

2.2 水平井开发裂缝性潜山油藏影响参数研究在完成试验收集完数据后，将要进行的是极差分析，利用正交设计的直观分析方法研究水平井开发裂缝性潜山油藏的主要因素，具体结果见表2和图1。

2021年10月第37卷第10期石油工业技术监督TechnologySupervisioninPetroleumIndustryOct.2021Vol.37No.10

超深高温高压气井机械分层压裂管柱研究及应用宋鹏举，徐路，王甲昌，李彦召，陈飞中国石油塔里木油田分公司安全环保与工程监督中心（新疆库尔勒841000）

摘要现有的高温高压气井分层压裂工艺存在封隔器之间轴向应力过大、封隔器密封效果不好、油管应力过大等问题。在分析了高温高压气井存在的分层的固有难点后从设计上解决管柱存在的问题，设计了机械分层压裂-完井投产一体化管柱。采用永久式封隔器、伸缩管、压裂滑套等工具较好地解决了常规机械分层压裂管柱存在的问题，在不动管柱的情况下实现高温高压气井的分层压裂改造、排液和生产3项功能。该技术已在塔里木油田库车山前地区成功应用14口井，取得了较好的效果。关键词超深高温高压气井；分层压裂；完井管柱

ResearchandApplicationofMechanicalSeparateLayerFracturingStringinUltra-DeepHigh-TemperatureandHigh-PressureGasWellSongPengju,XuLu,WangJiachang,LiYanzhao,ChenFeiSafety,EnvironmentalProtectionandEngineeringSupervisionCenter,PetroChinaTarimOilfieldCompany(Korla,Xinjiang841000,China)

AbstractTheexistingseparatelayerfracturingtechnologyforhigh-temperatureandhigh-pressuregaswellshassomeproblems,suchasexcessiveaxialstressbetweenpackers,poorsealingeffectofpackers,excessivetubingstressandsoon.Afteranalyzingtheinherent

67目标气井由于处于开发中后期，且开发层位为中低孔渗储层，动管柱施工过程中，存在储层污染的问题。

目前陆地应用成熟的不压井工艺技术，可有效解决该难题，但海上一直无法成功实施，其中限制因素之一，既是无法不压井状态下处理海上完井管柱的控制管线。

本文介绍了通过工艺创新如何在不压井状态下成功处理控制管线，并通过现场实践成功实施，效果良好。

1 井概况目标井管柱是目前海上典型的分采气井管柱，使用2-7/8″油管作为生产油管，9-5/8″套管作为生产套管完井，管柱结构中包括2.312″油管携带式井下安全阀、3级气举偏心工作筒（内装气举阀）、井下压力计、2.25″CMD循环滑套、2.188″F型坐落接头、2.125″R型坐落接头，其中井下安全阀及井下压力计均带有外置式1/4″控制管线。

需要通过不压井修井方式安全起出原井管柱，重点既是解决控制管线无法带压起下的难题。

2 工艺要求及难点常规不压井工艺通过使用带压修井设备实现在不压井的情况下完成井筒打捞作业，作业全程通过井口多组带压控制设备实现管柱带压起下作业，陆地常规生产管柱，可利用带压作业防喷器，实现全管柱的带压安全起下，但是由于目前的工艺技术和设备能力，无法实现防喷器环抱控制管线带压安全起下，故如何解决该问题，是带压作业工艺在海上成功实施的前提，也是重点和难点。

3 关键配套技术不压井工艺处理带控制管线管柱是一个系统工程，创新性的选择配套的工艺技术及合理的工具，至关重要。

通过对典型目标井分析，结合现有工艺及工具，提出了两大关键配套技术。

3.1 油管内封堵技术3.1.1 SIM型堵塞器封堵目标井为2-7/8″F O X 油管，生产管柱下深2899m，采用2层分采管柱。

管柱带有井下压力计控制管线及井下安全阀控制管线，为保证不压井工艺顺利实施，起原井生产管柱期间使用管柱内封堵技术，可有效封堵产层，保证井口处于不带压状态，从而安全将原井生产管柱起出井口。

根据该井原井生产管柱尺寸，选择SIM型堵塞不压井工艺处理带控制管线管柱研究及应用丁英楠1 陈建廷2 刘信雄2 李凯2 王敬21. 中海石油（中国）有限公司上海分公司 上海 2003352. 中海油能源发展股份有限公司上海工程技术分公司 上海 200335摘要：东海气田是典型的致密中低渗气藏，该类气藏使用不压井动管柱作业，可最大限度地保护油气藏，但是不压井工艺一直以来无法有效解决海上控制管线安全起下的难题，也是一直困扰不压井工艺未能在海上推广的限制因素。

南堡潜山油气层钻井完井液技术卢淑芹;姜薇;陈金霞;吴艳【期刊名称】《钻井液与完井液》【年(卷),期】2015(032)006【摘要】冀东油田南堡潜山油气藏埋藏深(4 000～5 600m),地温梯度大(4.22°/l00m),井底最高温度为223℃,地层压力系数低,为0.96,储层微裂缝发育,气油比大.为满足其储层保护和安全生产的需要,研究了抗220℃高温低密度低固相钻井液和抗170℃高温冻胶阀技术.抗高温低密度低固相钻井液选择2种四元共聚物分别作抗高温增黏剂和抗高温降滤失剂,并配合使用SMP和SPNH以及耐温封堵剂FT3000,抗高温水包油钻井液由研制的抗温能力强、抗盐能力好的HWZR和HWFR乳化剂,优选出的增黏剂HVF-H和抗高温降滤失剂HWFL-H与HVS-H等组成,2套体系在220℃老化48 h性能良好,可满足井眼清洁的需要,使用密度范围为0.98～1.08 g/cm3;抗高温冻胶阀实现了起下钻和套管回接过程分隔油气层和保护油气层的目的.目前已钻井22口,8口探井应用了抗高温低固相钻井液,13口开发井应用了水包油钻井液,2口井应用了抗高温冻胶段塞封堵技术,均取得良好的效果,确保了全过程油气层保护.【总页数】4页(P18-21)【作者】卢淑芹;姜薇;陈金霞;吴艳【作者单位】冀东油田钻采工艺研究院,河北唐山;冀东油田钻采工艺研究院,河北唐山;冀东油田钻采工艺研究院,河北唐山;冀东油田钻采工艺研究院,河北唐山【正文语种】中文【中图分类】TE254.3【相关文献】1.福山油田保护油气层钻井完井液技术研究 [J], 王建标2.深探井保护油气层钻井完井液技术探讨 [J], 叶荆3.大港油田保护油气层钻井完井液技术简述 [J], 熊英;胡成亮;宋玉文;李红4.国内外油气层保护技术的新发展(Ⅰ)--钻井完井液体系 [J], 樊世忠;何纶5.南阳凹陷保护油气层钻井完井液技术 [J], 邱建君;景国安;孙中伟;张国新;陈新安因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

水平井全过程欠平衡钻井技术在大港油田潜山勘探中的应用摘要:针对潜山储层特征及油气保护的特征，钻井工程上需要进一步完善欠平衡配套工艺技术，最大限度地减少可能带来的污染，实现潜山开发井全过程欠平衡，从而实现向潜山要油气的最终目的。

通过本文研究，形成一套适用于大港油田潜山油气藏勘探开发的全过程欠平衡钻井工艺技术，为攻克潜山类型油气藏的高效勘探开发难题提供技术支撑。

关键词:水平井钻井；全过程欠平衡；潜山油气藏；大港油田1 概述潜山类型油气藏也是大港油田众多油气藏类型中的一种，以大港油田千米桥潜山凝析气藏为例，该潜山凝析气藏位于天津市大港上古林乡东部，构造上位于黄骅坳陷中北地区，北大港潜山构造带东北端，是被大张坨断层和港西断层夹持的垒式半背斜潜山构造，属于典型的低孔、低渗、高温、高压、高饱和凝析气藏。

千米桥潜山因受储层裂缝影响，采用大斜度/水平井方式穿越更多有效裂缝，能够扩大有效裂缝的钻遇率，增大储层泄油气面积，同时结合地质储层特征，实现千米桥潜山的高效开发，必需进行全过程保护，这些问题给钻井工艺技术带来了严峻的挑战。

1 影响潜山油气藏钻井施工的难点1.1井身结构前期完钻的井分为大尺寸和小尺寸结构，液相欠平衡实钻效果表现为大尺寸结构优于小尺寸结构，一些大尺寸结构的井在钻进中可直接点火，而小尺寸结构的井钻进中均未实现直接点火，只有个别井在完钻候效时才点火。

主要原因是奥陶系储层压力系数较低（1.039），大、小尺寸结构井均采用相同的钻井液体系，钻进中小尺寸结构的井筒环空循环压力大于大尺寸结构，导致循环井底压力已大于储层的孔隙压力。

1.2储层高温问题潜山储层位置埋深较深（约4300m左右），且地温递度在3.5℃/100m左右（井下温度约>154.8°+地面温度），工程上若想实施潜山欠平衡水平井或大斜井的工艺,实现对潜山水平或大斜度井眼轨道精确控制，首先面临的难题是井下高温对定向工具（井下导向马达和随钻测量、随钻测井）的影响问题。

南堡油田M区低效井特征及治理对策研究【摘要】对南堡油田M区的低效-无效井进行了统计，将低效-无效井分为低产液、高含水、关井和措施成本过高4类。

分析了对不同类型低效-无效井特征及形成原因，指出低效-无效井形成原因在地质上表现为：（1）地层能量亏空，（2）储层非均质性强，（3）储层剩余可采储量少；在油藏管理上表现为注水滞后，注水效果不理想。

提出了以水井措施为核心的不同类型低效井治理原则。

研究成果在南堡油田M区取得了较好的应用效果，是对油藏从“产量管理”向“效益管理”转变的有益尝试。

【关键词】南堡油田低效井注水措施Study on the feature and harness countermeasures of inefficient well in Nanpu M areaXiong Qiangqiang，Zhao Chongzhi，Wu Peng，Zhang Lin（Jidong oilfield of CNPC，Tangshan，Hebei，063200）【Abstract】Count the inefficient wells in M area of Nanpu oilfield，and 划分divide them into four type：low production fluid；high water content；closed in production；high measure cost. Analyse the form reason of different inefficient wells，point out it has there reasons on geology，there are（1）lack producing energy；（2）powerful reservoir heterogeneity；（3）little remainder available reserve，and the reasons on reservoir management is flooding delay and bad flood effectiveness. Propose the core of inefficient wells administer is water wells administer. The outcome of study get preferable effect in M area of Nanpu oilfield.【Key words】Nanpu oilfield inefficient well flood measure随着油田开发过程的深入，开发区块物质基础的减弱、产量递减、含水增加、油井井况变差等因素，低产液、高含水井所占比例将逐渐增大。

南堡凹陷4号潜山油气成藏条件分析
论文以南堡凹陷4号潜山为研究对象,在构造地质学、沉积学和石油地质学等理论指导下,充分利用地质、地球物理和测井等资料,结合前人研究成果,重点开展了潜山形成与演化、储层特征与分布和油气成藏条件的研究,优选了有利勘探目标。

取得的主要成果和认识包括:1.结合区域地质研究成果,确定潜山形成演化经历了五个阶段:①加里东—海西期潜山早期沉积阶段;②印支期弱挤压作用阶段;③燕山期裂陷改造期;④古近纪强烈断陷改造期;⑤新近系稳定沉降期,具有“早抬、晚埋、晚稳定”的特点。

2.明确了潜山储层储集类型为裂缝型,主要受风化淋滤作用、构造运动以及充填作用等因素的影响。

根据裂缝型储层评价标准,结合堡古1井测井解释成果确定储层主要为Ⅱ类储层。

利用地震多属性综合分析,预测出潜山有利储层主要沿断层发育。

3.分析了潜山油气藏形成条件,指出太古界花岗岩储层与上覆沙河街组泥岩构成上生下储式储盖组合,油气源主要来自于古近系沙河街组烃源岩,不整合面和断层是油气运移的良好输导体系,有利于形成“新生古储”型潜山油藏。

4.在建立潜山油气藏形成模式基础上,开展了与邻区太古界潜山类比分析,优选出两个有利勘探区块,并部署1 口探井。