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辽河油区储气库水平井钻井与固井技术

辽河油区储气库水平井钻井与固井技术

郭胜文

(盘锦职业技术学院,辽宁盘锦 124010)

  摘 要:辽河油区地质条件复杂,针对复杂断块油气藏改建地下储气库面临的技术挑战有两方面:一方面东部断陷盆地形成复杂破碎的断块构造加上储层复杂多变的陆相河流相沉积,建库存在较大的难度;另一方面辽河油区储气库井固井技术还不完善。解决的措施主要包括与建设方合作完成储气库建库评价设计与运行技术,采用水平井、分枝井钻完井技术完成储气库钻井工程。

关键词:储气库;水平井;钻井;固井;低压层

  中图分类号:T E243∶T E256  文献标识码:A  文章编号:1006—7981(2012)05—0118—03

1 辽河油区储气库井地质情况及开发部署

辽河油区储气库井位于辽河盆地西部凹陷双台子断裂背斜带双6区块,圈闭面积7.1km2,盖层厚度200m~400m,边界断层封闭,原始条件下密封性较好。双6块兴隆台油层厚度一般100~140m,储层埋深2500~3000m,为带油环有边水的凝析气藏。平均孔隙度17.3%;平均渗透率224×10-3μm2。双6区块原油密度0.6349~0.6470g/cm3;地层原油粘度小于0.5m Pa·s。天然气的相对密度0.6886~0.7131,甲烷含量80.14%~81.9%,凝析油含量183~289g/ cm3。地层水总矿化度大于9000mg/L,水型为Na HCO3型。双6区块表现为正常的温度压力系统,地层压力由原始的24.6M Pa下降到5M Pa左右,表明双六区块为枯竭油气藏,因此具有改建储气库的良好天然条件。

正规授权彩票2 储气库水平井钻井与固井技术

根据储气库井区地质特点及已钻井实钻情况,储气库井钻完井主要存在以下难点:①本区块馆陶

3 技术优点

①注灰封隔装置的巧妙设计,成功实现密封锚定、胶塞顶替、安全解封结构一体化,杜绝了压井液的使用,减少施工作业环节,缩短施工周期,操作简单。②注灰准确率高,胶塞顶替工艺技术使灰塞的深度更加易于准确控制,可使灰面深度准确到±2m 之内。胶塞在水和灰浆之间,避免了出现混浆段。③杜绝了压井液及灰浆对上部生产层位的伤害,使产能得到迅速恢复。④安全的解封机构:封隔器解封按锁定机构、密封机构、卡瓦机构的顺序逐级进行,不管封隔器上下压力是否平衡,所需解封力均很小。⑤封隔器尾部的锥面设计,封隔器下端只有15cm长,且带有锥角,且外表面使用非金属处理,并且水泥浆在凝固过程中会出现析出水,底部不会存在灰浆,保证封隔器能够安全解封起出。⑥对于上部存在严重漏失的井,也可实现注灰一次成功。⑦适用于夹层小的井注灰,不污染上部待生产层位,避免了重炮工序。

4 现场应用效果及对比

2010年上半年已实施13井次,注灰一次成功率达到100%,杜绝了压井液使用,减少特车费用,单井缩短作业周期24h,并且解决了因使用压井液对油层的污染和伤害的难题,杜绝了灰浆对油层的污染,减少了重炮工序;尤其是对小夹层注灰效果显著。

对比2009年实施注灰135井次,其中溢流井注灰43井次。43口井压井注灰中出现9口井注灰二次成功,有3口井出现注灰3次成功,增加压井液费用33万元,溢流井注灰一次成功率为70%;并且15口井生产后出现产能较低,恢复时间长,最长达到3个月,其中有3口井出现灰浆上窜堵塞炮眼,实施重炮后才恢复正常生产,增加重炮费用11.5万元。

通过与2009年同期对比,单井减少压井液费用5.4万元(出现6口井多次压井注灰),单井节约费用5.5万元,注灰一次成功率提高到100%。

5 经济效益分析

预计每年实施溢流井注灰井数40口。

正规授权彩票投入:平均单井需要工具费用为3万元;40井次合计120万元。

产出(节约):按照压井注灰一次成功计算,平均单井需要压井液4.3万元,节约作业1.2万元,特车费用0.7万元,40井次合计248万元。

投入产出比:1∶2.1

[参考文献]

[1] 倪雪宝.高升油田漏失井挤灰技术研究[J].环

球市场信息导报.

[2] 张玉梅.免污染高压注灰工艺解决小夹层注灰

难题[J].石油钻采工艺,2010,(5).

118内蒙古石油化工          2012年第5期 

收稿日期:2012-01-15

作者简介:郭胜文(1966-),辽宁省沈阳市人,1989年毕业于石油大学(华东)开发系采油工程专业,本科,曾在辽河油田华孚公司,参与了空心过泵电热采油技术开发等技术工作,现在盘锦职业技术学院从事石油开采专业教

学工作,副教授,工程师。