疏松砂岩多层气藏钻井难点及优化对策

涩北气田是典型的疏松砂岩气藏,具有纵向气层多、储层疏松非均质性强、敏感性矿物多等地质特征。利用大量的气藏地质、动态监测和钻录测资料,剖析钻井施工中存在的问题和技术难点,开展优化对策研究。结果表明:1)储层疏松、薄互层多、矿化度高和开发后期纵向压力系统紊乱是影响优快钻井施工的主要因素;2)针对钻井施工中井控风险大、井身结构确定困难的问题,通过优化研究确定了不同气藏、不同深度、不同部位井的井身结构;3)针对比较突出的井漏问题,研发适宜的低伤害、能有效抑制黏土膨胀的MEG (甲基葡萄糖苷)钻井液体系;4)针对固井质量难以保证的问题,采用纳米基低密度水泥浆、工艺改进和精细施工等措施得以解决。认为,优化技术对策应用效果明显,解决了钻井技术难点,实现了疏松砂岩多层气藏快速安全钻井。

疏松砂岩储层压裂液滤失特性与压裂能效分析

压裂充填是解决渤海油田防砂与增产问题的主导工艺技术,但高渗储层压裂滤失特性及其对压裂能效影响规律不明确,造成压裂选井选层和施工优化缺乏有效指导。通过对储层岩心压裂液滤失评价和疏松砂岩岩心三轴压裂模拟试验,并基于压裂液滤失和裂缝形态,构建了中高渗储层压裂模拟和能效评价指标与方法,实现了对不同储层条件和施工参数下起裂效率和裂缝延伸效率的有效评价。研究结果显示,相对于低渗透储层,非均质性明显的疏松砂岩储层裂缝不规则性更加明显,并且存在主裂缝分支多条细裂缝的情形。基于压裂机理和滤失特性的压裂能效的分析结果,得到了渤海油田典型工况下的推荐作业参数范围:压裂充填实施的储层渗透率低于2.0~4.0μm^(2);滤失系数控制在0.006 m/min^(0.5)以下;压裂排量不低于2.0~2.5 m^(3)/min;压裂液黏度保持在180~200 mPa·s以上。所得结论可为渤海油田中高渗储层压裂充填选井选层和施工参数优化提供理论支撑。

疏松砂岩稠油油藏钻井液技术研究

我国海上油田的大部分油藏为稠油油藏,地层胶结疏松,如何提高钻完井工程时效、降低开发综合成本,如何提高采收率、增加原油产量是稠油开发过程中面临的艰巨任务之一。在分析海上疏松砂岩稠油油藏储层损害机理的基础上,构建了适用于海上疏松砂岩稠油油藏的高分子胶束钻井液体系。研究表明,高分子胶束钻井液具有很强的束缚水能力和成膜封堵能力,能够有效地避免和减少自由水和固相颗粒对地层的侵入。

渤海海上疏松砂岩油田大通径分层注水一体化工艺管柱设计

渤海海上疏松砂岩油田注水井采用机械筛管防砂,造成井眼内通径小,易出现管柱拔不动、拔断等复杂情况,导致注水井大修费用高、工期长、工序复杂等问题。通过分析机械防砂注水管柱问题,设计了大通径分层注水一体化工艺管柱,该工艺管柱关键工具包括穿线缆顶部封隔器、穿线缆隔离封隔器、缆控智能配水器、伸缩短节、液压油管锚,并对管柱进行了安全校核。所设计的大通径分层注水一体化工艺管柱可通过一次打压实现所有封隔器坐封、上提管柱,实现整体管柱逐级解封,井筒内无需留防砂工具,提高了完井时效,扩展了井筒内通径,降低了水井后续大修风险和大修难度。大通径分层注水一体化工艺管柱在渤海P油田成功应用,实现了?177.8 mm套管大通径分6层有缆智能测调注水,完井工期提效21.8%,有效避免机械防砂管柱后期复杂情况处理尺寸受限的问题,应用效果良好,可作为配合瘦身后小井眼注水井的首选工艺技术推广应用。

海上疏松砂岩井间优势通道识别与表征方法

为了识别井间优势渗透流道,基于井间连通性方法,综合考虑井间连通单元渗透率差异程度及占比,提出并建立了渗透率不均匀系数,实现井间优势连通单元定量表征,结合模型分析和油田实际数据建立了分级标准,并在渤海S疏松砂岩油田开展了实际应用。结果表明:随渗透率不均匀系数增加,累产油持续下降、无水采油期持续缩短且注入不均现象加剧;当渗透率不均匀系数大于3时,注入井单一方向劈分量可达70%,对应生产井无水期缩短75%;实际区块模型计算渗透率与示踪剂解释渗透率相对差异为4.5%,与油田动态和测试结果相符,并筛选P07-P01、P07-P08、P09-P04等优势连通单元组作为后续调堵优化目标。

疏松砂岩水平井分段压裂分层开采一体化工艺研究

针对疏松砂岩具有高孔、高渗、且强度低、塑性强的特点,裂缝起裂与延伸机理较为复杂,储层非均质性强,裸眼水平井全井段单次压裂起裂位置具有不可控性。压裂充填是为了提高疏松砂岩储层产能,增强低渗层导流能力,解除近井地带污染,实现防砂、增产、调剖和控水等多重目的的有效技术手段。通过对水平井全井段单次压裂和多段压裂的产能模拟对比分析,结果表明,疏松砂岩裸眼水平井分段压裂是可行的、必要的。研制了一套适用于疏松砂岩地质的裸眼水平井分段压裂、分层开采一体化工艺管柱。该工艺管柱通过裸眼封隔器对长水平段进行封隔,每层段设置有双层复合筛管、充填滑套、生产滑套和循环滑套,其中双层筛管基管不打孔。一趟管柱下入即可实现裸眼水平井分段压裂充填防砂作业,且留井管柱保留有分层开采手段,无需后期单独下入分采管柱即可选择性隔离含水、含气储层。该工艺管柱可为海上疏松砂岩储层的高效开采、防砂控水提供新的思路和方向。

马达钻具在疏松砂岩地层中轨迹控制实例及技术措施

Y油田位于渤海辽东湾海域,C1井是其中1口水平井,在三开f215.9 mm井眼钻进过程中,轨迹即将偏离设计,通过更换钻具组合,并调整钻进参数,成功将轨迹控制在设计范围之内,确保了油层钻遇率。这为Y油田同类型储层钻进轨迹控制积累了经验,同时为其他地区使用马达钻具在疏松砂岩地层中控制轨迹提供参考。

疏松砂岩出砂预测数值模拟方法可靠性分析

疏松砂岩出砂的准确预测对于防砂设计具有重要意义。通过研究有限元方法在出砂预测方面的不足,以及当前离散元方法在疏松砂岩出砂预测方面的研究进展,提出利用井筒内圆孔等效塑性应变并结合离散元方法的特点来进行出砂预测。结果表明:离散元方法的提出使得疏松砂岩储层在出砂预测方面的数值模拟精度进一步提高,并可从微观角度观察到疏松砂岩储层的出砂行为。

疏松砂岩油藏储层物性时变研究进展及前景展望

油田经过长期开发,受驱替介质冲刷或吸附、滞留等多因素作用,储层渗透率、孔隙结构、润湿性、相对渗透率及原油黏度等物性参数发生明显变化。储层物性时变研究方法主要有以下3种:取心井物性对比方法、物理模拟驱替实验方法、数值模拟方法。取心井物性对比方法受经济成本制约,采样位置、数量及采集时间对研究结论有重要影响;物理模拟驱替实验方法借助岩心驱替、核磁共振和CT扫描仪等仪器,可实时获取驱替过程中储层物性参数(如孔隙度、渗透率、相对渗透率及剩余油饱和度等)的变化规律,但实验条件与实际油藏开发过程的相似性有待进一步提高;数值模拟方法可实现对水驱油田剩余油分布、含水率、产液量及采收率的定量预测,但对聚合物驱油过程研究较少。随着越来越多油田进入“双高-双特高”阶段,需加大对储层时变机理探索力度,构建基于物性时变的剩余油精细表征及模拟技术,以物性时变为基础优化调整油田后期开发策略,为提高采收率奠定基础。

疏松砂岩储层油井岩石扩容增产技术及其应用

针对疏松砂岩储层产量递减快、增产技术难度大等难题,中国海上油田将一种用于稠油SAGD开发中的岩石扩容新技术应用于油井增产领域。利用宏观和微观2种方式对疏松砂岩储层油井扩容机理开展研究,首次在国内海上油田进行了2口井的现场试验,并从油井扩容增产工艺及关键参数方面进行应用研究。结果表明:疏松砂岩储层油井扩容主要包括剪切及张性裂缝带的形成和近井反向解堵2种机理;岩石扩容的地应力测试、地应力预处理、扩容区扩展和扩容区反演4个工艺步骤中,需重点关注扩容压力、扩容半径、扩容频率和扩容反演配套参数;2口实验井作业后,P‑B7H1井的产液量由213.7 m^(3)/d增加至405.2 m^(3)/d,地层孔隙度增加了1.6%~2.0%,E‑A9H井的产液量由236.7 m^(3)/d增加至510.0 m^(3)/d,平均渗透率由386.2×10^(-3)μm^(2)增加至808.0×10^(-3)μm^(2)。岩石扩容技术可用于疏松砂岩储层油井增产,具有广阔的应用前景,为油田增产提供了一种新思路。

疏松砂岩储层化学稳砂剂性能评价及抑砂机理研究

南海西部油田疏松砂岩储层自身胶结疏松易出砂,开发中后期随着含水的升高,敏感性矿物遇水膨胀、分散运移,尤其采取换大泵提液措施后,进一步加大生产压差,导致储层出砂影响油井产能。针对稳砂剂ZJ-1开展了相关实验研究,结果表明该体系具有较好抑砂性能:砂样经过稳砂剂处理后粒径增加幅度较大,稳砂剂处理后的粒径中值为空白样粒径中值的7.3倍;砂床滤失实验中,与空白样相比,稳砂剂处理后滤液澄清得多、浊度值小得多;填砂管驱替实验中,稳砂剂处理前出砂量较多,计算出砂率为3.873%,稳砂剂处理后出砂量较少,计算出砂率为0.045%,满足海上油田电泵井正产生产出砂要求。通过显微镜观察实验和扫描电镜实验,分析揭示了稳砂剂ZJ-1的抑砂机理。相关研究成果为类似储层化学防砂稳产具有重要指导意义。

疏松砂岩滤失规律研究

针对疏松砂岩储层的特点,通过人工压制岩板(模拟疏松砂岩储层)开展了静态滤失实验,研究了缝内压差与渗透率对累计滤失液量及滤失系数的影响。分别测试100 mD、1500 mD和3000 mD模拟岩板在0.5~6 MPa压差条件下的滤失情况。结果发现,累计滤失液量受控于缝内压差与渗透率,滤失系数受控于缝内压差。

基于定向井轨迹的浅层海相疏松砂岩密闭取心技术

在斜井中对浅层海相胶结疏松砂岩进行密闭取心是一技术难点。由于砂岩松散易碎,胶结程度差,非均质性强,岩心收获率普遍低于50%,严重制约了油田后期开发对岩心资料的需求。为有效解决这一难题,总结了适用于浅海三角洲前缘疏松砂岩密闭取心的技术措施,具体包括储层物性分析、取心进尺设计、井眼轨迹控制、取心流程细化控制等,通过一系列措施的应用,有效解决了这一困扰。利用此技术在番禺A油田A5P井对珠江组浅层海相疏松砂岩连续密闭取心8筒次,共计取心68.20m,收获岩心68.00m,获得99.7%的超高收获率,为番禺油田中后期开发提供了重要岩心数据,该技术在指导后续取心作业具备很高的实用价值。

探讨常规录井技术在疏松砂岩开发井中的应用

常规录井技术是一种在油气勘探开发过程中,通过观察和分析钻井过程中返出的岩屑、气体、泥浆等参数,来获取地下岩层信息和含油气情况的技术。基于此,从常规录井技术原理入手,对影响录井数据质量的因素进行了分析。进一步对常规录井在疏松砂岩开发中实施的技术要点进行了探讨,为在疏松砂岩地层进行钻探过程中及时准确地获取录井数据提供参考。

高渗透疏松砂岩油藏防砂工艺研究

随着勘探开发技术的进步和提高,近年来国内稠油油藏勘探开发发展迅速,开发范围也越来越广泛。但是在浅层压实程度较小的疏松砂岩稠油油藏生产过程中经常受到出砂影响,导致产量迅速下降甚至停产,已经严重制约稠油油藏的开发发展要求。疏松砂岩稠油油藏出砂问题已经引起广大石油工作者的关注,针对浅层疏松砂岩的特点,结合国内外先进的防砂工艺,经过多年的技术提高和完善,研制了一套疏松砂岩油田防砂配套工艺,为该类稠油油藏稳产增产提供了坚实的技术支持。

疏松砂岩水平井射孔完井工艺优选研究

疏松砂岩油气藏开发过程中突出的问题是油气井出砂情况严重,尤其是水平井存在井段长,井斜大等问题,在出砂后进行改造的难度更大。而选择合适的射孔完井工艺对降低油气井出砂的风险有重要意义,本文从出砂趋势预测、出砂临界压差分析、射孔工艺适应性、射孔方式适应性几个方面以实际井为例对压力疏松砂岩水平井射孔工艺进行研究,旨在射孔之初能够有效防砂同时为后续的进一步防砂工艺实施打下良好的基础。

疏松砂岩油藏压裂防砂一体化技术

为解决疏松砂岩油藏、稠油出砂油藏、低产能出砂油藏常规防砂后油井产量低的开发难题,研究开发了压裂防砂一体化技术。在获得大量油层物性参数的基础上,利用开发引进的MFrac压裂防砂软件进行裂缝形态及几何参数模拟,优化施工参数,优选携砂液体系,设计泵注程序,然后将开发的压裂防砂一体化管柱下入井中,按设计的泵注参数和程序,对地层压裂充填,实现端部脱砂,之后通过管柱的转换进行环空充填防砂。现场应用结果表明该技术成熟可靠,简化了施工工序,缩短了施工周期,具有明显的增产防砂效果。

疏松砂岩出砂机理与出砂临界压差计算方法

涩北气田由于成岩程度差、岩性疏松,在气田开采过程中极易出砂,并且伴随着地层出水导致出砂将逐渐加剧。合理的防砂策略是控制生产压差,实施主动防砂。从疏松砂岩储层岩石成分、出砂的力学与化学机理等角度出发,结合对岩石内聚力强度影响因素的实验数据分析,建立了新的气井出砂临界生产压差计算方法。新模型以常规理论解析模型为基础,根据实验数据的回归,引入随含水饱和度而变化的岩石强度计算模型。对比现场出砂压差实测数据,新方法的计算结果更为合理。

疏松砂岩油藏大孔道形成机理及判别方法

动用填砂玻璃板模型对疏松砂岩油层大孔道形成机理进行物理模拟 ,探讨了沉积特征、油层物性、开发过程等因素对大孔道形成的影响 ,归纳了大孔道形成的因素模型及大孔道形成过程中的产量压力特征 .以渗流力学原理和油气工程方法为指导 ,提出了描述大孔道的数学模型 ,运用灰色关联理论和常规动态资料识别描述油层大孔道 。

高泥质含量疏松砂岩油层解堵防砂技术

高泥质、疏松砂岩油藏同时存在大量出砂和地层严重污染堵塞问题。对这类油层如采用传统的机械和化学防砂工艺 ,则防不住粉细砂 ,或防砂有效而产液量大幅度下降。分析了曲堤油田防砂及解堵过程中的经验教训及要解决的关键技术问题 ;通过室内防膨、解堵、稳砂拦砂流动模拟试验等方法 ,研究开发出解堵防砂一体化技术 ,该方法可在酸化解除地层堵塞的同时改变砂粒表面电位 ,增强砂粒内聚力而起到防砂的作用。通过现场 156口井的应用 ,解堵防砂有效率达 92 .3 % ,平均有效期 2 74d ,累计增油 43 .4× 10 4 t 。