《克拉苏构造带盐间定容高压盐水层控压放水钻井工艺技术研究》招标-分析测试百科网

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克拉苏构造带盐间定容高压盐水层控压放水钻井工艺技术研究预审公告招标编号：2017-6935 一、招标条件本科研已按要求履行了相关报批及备案等手续，资金已落实，具备招标条件，现对其进行公开招标。二、项目概况与招标范围 1.1项目概况研究目的及需要解决的关键技术问题塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带发育的盐层埋藏深度一般在484~7350m之间，沉积厚度为200~1000m，局部地区厚度变化较大超过4000m。盐间普遍发育高压盐水（当量密度高达2.40～2.60g/cm3），由于高压盐水形成古环境和构造应力的复杂性，导致高压盐水层纵横向上分布规律性极差。目前，高压盐水层地层压力的精确预测在国内外尚未见报导，此外盐间低压薄弱砂质夹层也是盐水层安全钻井的制约因素之一。由于套管层数受井身结构限制，无法将同一裸眼段存在的多套压力系统（即高压盐水层和低压漏失层）隔离开；对于低压漏失层，当前技术不能将地层承压能力提高到满足压稳高压水层的要求，这就造成该类地层安全钻井压力窗口窄、采用常规钻井技术难以正常安全钻进，钻井施工过程中井漏、溢流、反复承压堵漏、卡钻和套管挤毁等恶性循环状况频繁出现，严重影响钻井的安全性和勘探周期。近年来，克拉苏构造带钻遇盐水溢流的井数总体呈上升趋势，2009~2017年克拉苏构造带发生高压盐水溢流井29口，占钻井总数的25%以上，共漏失钻井液10962 m3，累计损失时间926天，损失钻井费用超亿元。 2014年11月，克深13井钻进至井深7138.4m发生超高压盐水溢流，压井后钻井液密度由2.4g/cm3提高至2.55g/cm3，之后钻进过程中持续井漏。采用常规堵漏和控压钻井技术强钻至井深7275.89m井漏失返，找不到压力平衡点，形成了井漏、溢流、循环加重、井漏的恶性循环（累计漏失油基钻井液880m3），井筒安全性极差，处理时间长达1个月仍未取得明显进展，被迫进行控压放水工艺的探索性试验，累计排放地层盐水208m3，钻井液密度逐渐降至2.37g/cm3，降低了井漏发生率和下步作业的风险，最终顺利钻至中完井深并下入封盐套管。 2016年2月，克深905井通过实施控压放水钻井工艺技术，较同区块钻遇高压盐水层的其它井平均损失周期缩短113天，油基钻井液漏失量减少1320.6m3，盐层段作业事故复杂率降低52.2%，固井合格率高达85.24%。截止2017年6月，控压放水钻井工艺技术在库车山前克拉苏构造带开展了4口井（克深13井、克深905井、克深1101井、克深132井）的现场先导性试验，有效地降低了盐水层的压力，拓宽了安全钻井液密度窗口，能确保一层套管封固整套盐层，极大提高了克拉苏构造带超高压盐水层的钻井安全程度。目前，克拉苏构造带钻遇高压盐水层后的处置工艺主要有：常规提密度压井+堵漏处置工艺、控压钻井技术和控压放水工艺技术。其中控压放水工艺技术效果较好，但当前存在的问题是难以准确预测盐水层的位置、水量的大小，而且控压放水的方式目前仅处于探索状态，缺乏控压放水实施的必要性、工程可行性和经济可行性评价研究，需要建立控压放水钻井工艺的适应性评价技术体系。控压排水工艺技术的方案也亟待进一步优化完善，以便于促进控压放水工艺的科学选区、选井和选层，减少决策的盲目性，推进盐层控压放水钻井技术在库车山前高压盐水层安全钻井的应用。研究内容： 1、克拉苏构造带已钻井钻遇高压盐水情况调研;2、成熟区块控压放水钻井工艺适用条件研究;3、控压放水回压、排量、盐结晶量关系图版研究;4、盐水对钻井液污染及快速性能恢复措施研究;5、控压放水钻井工艺技术经济性评价研究;6、控压放水钻井工艺技术优化方案研究。考核指标： 1、建立成熟区块（2-3个）高压盐水层排水量与地层压力变化模型关系1套； 2、建立控压放水回压、排量、盐结晶关系图版1套； 3、形成高压盐水层控压放水工艺技术优化方案和现场操作规范各1套； 4、参与控压放水钻井工艺现场试验1-2井次。 2.3 服务期：自合同签订生效之日起至2019年6月30日。三、投标人资格要求 3.1 投标人资格基本要求： 3.1.1资质条件：在中国境内注册的企业法人或其他组织，具有有效的营业执照或事业单位法人证书等。营业范围涵盖本项目相对应的经营内容；投标单位未处于因违约等被中国石油天然气集团公司、中国石油天然气股份有限公司或中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司取消（或/暂停）交易资格（取消相应�... 查看详情

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《克拉苏构造带盐间定容高压盐水层控压放水钻井工艺技术研究》

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