水平井裸眼砾石充填防砂工艺研究与应用

埕海一区采用水平井开发,水平段长且油层易出砂。通过储层、流体性质分析,在理论分析和地层砂粒分析试验的基础上,提出水平井裸眼砾石充填防砂工艺。对砾石尺寸和筛管进行了优化设计,确定施工用砾石直径0.45～1.05mm,筛管缝隙0.23～0.3mm,优选了施工参数,在整体施工过程中注意油层保护,实施后取得了显著效果。该工艺的成功实施对环渤海类似储层的滩海油田开发具有良好的借鉴作用。

埕海油田2区沙河街组地层井壁失稳原因及对策

埕海油田2区沙1段地层在钻井过程中,井壁失稳,垮塌严重。通过分析沙1段地层岩性、矿物组分、理化性能、三个压力剖面、钻井液的抑制性与封堵性对该段地层力学性能与坍塌压力的影响,认为造成该地层发生井壁失稳的主要原因是,钻井液密度低于地层坍塌压力当量钻井液密度(考虑实际井身剖面、地应力与岩石力学性能等因素计算)、钻井液封堵性与泥饼质量差。提出了以下技术措施:先根据地层特性选择钻井液体系,再根据所钻井实际井身剖面、地应力、岩石力学性能确定的地层坍塌压力系数确定钻井液密度,最后通过对钻井液进行维护处理增强钻井液的抑制性和封堵性。在张海21-21L井155.6 mm井眼侧钻过程中的应用表明,该技术措施较好地解决了沙1段地层的井壁失稳难题,顺利钻穿易坍塌的沙1段,仅用时7 d就钻至完钻井深(4 070 m),且测井、下筛管和完井等作业均顺利完成。

水平井现场决策系统与应用

大港埕海油田采用人工岛与人工井场开发,受地面井场条件限制,以井口槽为基础,以水平井及大斜度井为主进行开发。由于存在井网较稀、井型复杂、地下靶点位移大等问题,仅靠室内研究成果难以保证新井实施效果,需要开展现场随钻分析,及时决策。在大港埕海油田水平井实施过程中,通过不断探索,提出了水平井随钻分析技术方法。该方法以石文地质研究软件为平台建立水平井现场决策系统,实现室内研究与现场随钻分析无缝连接,将地震、钻井、录井、测井、模型等数据综合运用,解决了水平井实施现场快速决策难题。另外,对不同钻井条件下角度与厚度的关系进行了探讨,方便现场角度控制。水平井现场决策系统在埕海油田得到规模应用,效果显著。

随钻导向钻井提速技术在埕海油田的应用

由于大位移井和水平井井眼轨迹水垂比较大,容易产生大扭矩、高摩阻等难点,导致埕海油田使用常规钻具组合技术时井眼轨迹控制差、机械钻速低、建井周期长。因此,为了提高机械钻速、降低钻井成本,埕海油田在311.1mm和215.9mm井眼中大量采用随钻导向钻井技术,即PDC钻头+导向马达+MWD钻具组合钻井技术。对该技术的提速机理进行了简要介绍,通过对实钻资料分析表明,在埕海油田一区和二区2个区块完钻井的相同井段该技术比其他钻具组合技术取得更高的机械钻速,提速效果显著,建议在埕海油田大规模推广该技术。

埕海6区块火成岩类型及分布规律研究

针对埕海6区块火成岩刻画难度大、控藏机理难以厘清等问题,综合利用岩心、镜下鉴定、测井、录井、地震等资料,并采用地震剖面追踪、地震属性提取、相干体切片等技术,开展深化认识火成岩分布规律研究,有效识别火成岩类型及纵、横向展布范围,对火成岩分布规律进行验证和刻画,进一步明确火成岩区域控藏机理。结果表明,研究区火成岩表现为2种岩性、多期喷发特征,火成岩类型以喷出岩和火山碎屑沉积岩为主,岩性以致密玄武岩为主,沙河街组至馆陶组末期为火成岩喷发期;火成岩测井及地震响应明显,多方法、多属性技术相互配合验证并与火成岩分布范围有良好的匹配关系。通过对研究区火成岩的识别,明确研究区火成岩的发育有利于各断块岩性圈闭形成一系列火成岩遮挡的构造-岩性油气藏,对指导研究区油气发现与开发具有重要意义。

超滤膜处理埕海油田微粒径杂质的试验研究

针对大港埕海联合站2μm以下的悬浮物含量偏高导致回注水质超标的问题,提出采用中空纤维超滤膜过滤技术予以解决。对中空纤维超滤膜进行了试验研究,试验结果表明,装置出水含油质量浓度≤1 mg/L,悬浮物质量浓度≤1 mg/L,粒径中值≤1μm,超滤膜过滤效果显著,满足埕海油田回注水的标准。针对超滤膜在油田应用中不耐油污的问题,提出了采用错流过滤的方法和"清水正冲洗→除油剂浸泡→循环"的清洗再生方式,处理效果显著。该项研究结果可为我国低渗透、超低渗透油田回注水处理问题提供借鉴。

歧口凹陷埕海高斜坡低饱和度油藏形成机制与开发实践——以刘官庄油田馆陶组三段为例

位于歧口凹陷南缘埕海高斜坡的刘官庄油田,低饱和度油藏分布规律认识不清,具有原油密度高、黏度大及含油饱和度低的特点,热采和化学降黏效果不理想,难以开发动用。通过详细分析低饱和度油藏的形成机制,明确油气远源运移、储层非均质性强、构造幅度宽缓是刘官庄油田馆陶组三段低饱和度油藏形成的主要因素;并结合刘官庄油田低饱和度油藏富集特征,指出埕海高斜坡发育的馆陶组不整合面与其上底砾岩层配置,既是油气输导的主要通道,也是低饱和度含油“箱体”的载体;在刘官庄油田形成以低饱和度油藏为主,常规构造、岩性油气藏为辅,沟槽内“立体含油,整体连片”的油气富集模式。探索“水平井+CO_(2)吞吐”开发实践,累计实施水平井10口,单井平均产量由2t左右,最高上升到50t,采收率提高7.9%,大幅度改善了刘官庄油田低饱和度油藏的开发效果。

水平井随钻地质导向方法的研究与应用

以大港埕海油田水平井随钻地质导向的应用为例,总结分析了国内外现场水平井地质导向技术方法,提出了水平井优化设计的技术思路;通过结合精确地质模型的建立、随钻过程中围岩储层的识别及现场录井等技术,摸索出了水平井着陆与水平段钻进的主要技术流程与导向原则,提出了钻头位置、地层倾角及地层视厚度的判定方法;并在此基础上,完成了地质导向监测系统的构建,实现了油田地质、钻井、录井实时数据的资源共享,保证了水平井精确中靶及最大限度地钻遇储集层,该方法与传统水平井导向相比,较大幅度地提高了水平井的钻井成功率。

大港埕海油田“滩海模式”剩余油研究

认识和掌握剩余油分布规律,即明确高含水后期剩余油所在的空间位置、规模及其与储集层非均质性、注采状况之间的关系,是进一步提高驱油效率及采收率的前提和基础。结合滩海地区埕海油田"海油陆采"开发现状,综合分析埕海油田剩余油平面、垂向分布特征,首次将埕海油田剩余油分布模式定义为"滩海模式",并划分为难以效益开采型、水驱滞留型和水驱优势型,其中难以效益开采型分为特殊岩性型和深层油藏型;水驱滞留型分为井网难以控制型、层间差异型、单向受效型、局部微构造型、河道砂边部尖灭型、长水平段水平井动用不均型;水驱优势型分为沉积韵律控制型、夹层遮蔽型、底水稠油油藏水锥型、沉积相带控制型。研究认为,埕海油田剩余油平面上呈孤岛状或条带状,纵向上受非均质性及沉积韵律影响,为下一步剩余油挖掘和提高埕海油田采收率提供了支撑。

张海39-39Z分支井钻井液技术

张海39-39Z分支井是大港油田第一口真正意上的四级分支井。根据该地区地层特性,综合考虑该井的井身结构、工艺特点、分支井眼工序复杂、保护油气层以及环境保护对钻井液的要求等,结合以往该地区钻井所用钻井液体系应用效果及其现场技术,张海39-39Z分支井在主井眼一开浅地层采用膨润土-聚合物钻井液钻进,二开明化镇组采用聚合物钻井液、进入馆陶组转化为硅基防塌钻井液钻进,主井眼三开及分支井眼均采用有机盐钻井液钻进,较好地满足了分支井不同阶段钻井与其它作业施工要求,钻井液性能稳定,效果明显。该井以合理的流变性能解决了井眼净化问题,以控制合理的有机盐含量和膨润土含量保证了钻井液抑制性、稳定性问题,运用合理的钻井液密度等解决了井壁稳定问题,为今后采用常规钻井液体系及其现场技术完成类似分支井作业提供了借鉴意义。

套管钻井技术在埕海一号人工井场的应用

大港油田滩海地区埕海一号人工井场应用Weatherford公司套管钻井技术,通过在导管上安装快速连接套管头装置进行无钻机固井,与套管钻井交叉施工,完成了13口井表层套管段的钻井作业。13口井表层套管段平均井深320.49 m,总进尺4166.40 m,平均机械钻速83.13 m/h,单井平均机械钻速最高127.28 m/h,均创造了大港滩海地区套管钻井的新纪录。通过应用套管批钻井,缩短了钻井周期,也降低了钻井成本,值得在同类井组开发中推广应用。主要介绍了埕海一号人工井场的概况、13口井φ431.8 mm表层套管钻井的情况,对其应用效果与邻井区套管钻井或常规钻井进行了对比分析,并提出了进一步提高套管钻井时效的主要技术措施。

随钻测井技术计算有效孔隙度方法研究与应用——以埕海油田中生界储层为例

高效、准确获取储层有效孔隙度是油气勘探与开发中的重要一环。大港探区埕海油田由于有多家测井公司开展测井作业,已有的测井资料复杂多样,为测井资料计算有效孔隙度增加了难度。通过分析随钻测井与常规电缆测井资料之间的关系,在岩心归位的基础上,针对埕海油田中生界储层,开展有效孔隙度计算方法研究,建立了有效孔隙度模型。该模型应用于埕海中生界储量研究,测井计算孔隙度经岩心标定后,相对误差仅在-3.07%~4.41%之间,能够满足储层孔隙度评价精度要求。由于储集岩性多以砂岩为主,岩石骨架密度差异不大,研究模型可以应用于渤海海域大港探区以"四组合"随钻测井系列为主的勘探区。

提高埕海二区大斜度井固井质量对策研究

针对大港油田埕海二区大斜度井的固井难点,开展了固井质量的影响因素分析,结果表明,通过优化固井工艺,优选稠化过渡时间短、防窜性能强、析水小的水泥浆体系,可以有效防止油气水窜,通过优化井眼条件、优选顶替液排量、优化钻井液性能、优化套管居中度,可以提高顶替效率,有效保证固井质量。

埕海油田火成岩分布特征——以埕海DD区块为例

大港埕海油田埕海DD区块位于浅海地区,钻井资料相对较少,主要依靠地震资料来进行储层的预测。钻井资料显示该区发育连片的火成岩,在利用反演属性与地震属性方法未能准确识别火成岩范围的情况下,为了研究该区火成岩的分布特征,采用了相干体切片技术和变密度浮雕显示技术方法,即先识别火山通道再识别火成岩最后精细刻画火成岩分布范围。结合地震、测井、录井资料以及地质体切割率分析火山喷发时期、油气成藏模式后,研究结果表明研究区火成岩分布为受火山通道控制的条带状展布,火成岩对油气藏起到了遮挡圈闭的作用。通过对埕海DD区块火成岩分布特征的研究落实了埕海DD区块储层的边界,为研究区井网部署提供了重要的地质依据,降低了实施风险。

埕海油田馆陶组水平井随钻曲线物性反演研究

大港滩海地区埕海油田馆陶组为底水稠油油藏,采用水平井开发,其测井系列全部为随钻测井,电测曲线仅有自然伽马和电阻率,缺乏物性曲线,影响了油藏描述工作中剩余油分布预测,导致后期调整开发方向不明确、产能建设实施风险大,严重制约了馆陶组的高效开发。针对上述难题,开展了随钻条件下测井曲线物性反演研究,首先采用直方图平移法,以顶部稳定发育的泥岩为标准,对钻遇本层位的探井及评价井测井曲线进行校正;其次开展物性敏感曲线分析,通过分析自然伽马、电阻率曲线与物性的相关性,优选自然伽马为模拟储集层物性的曲线。在此基础上,开展储集层孔渗反演,将自然伽马与孔隙度、渗透率交会,在多项式相关系数研究前提下,采用分段式交会法进行相关性研究,通过提高孔渗反演精度,确定孔隙度反演公式,使相关性得到提升,r^(2)达到0.9以上,反演孔隙度平均相对误差在5%以内,反演渗透率全部在同一数量级范围内。采用此储集层物性表征技术,对埕海油田12口水平井进行反演,准确率达到94%以上。

埕海油田大斜度井超短尾管固井技术

埕海油田大斜度井技术套管下不到底而漏封水层,采用尾管补救固井时存在超短尾管串在大斜度井段悬重轻、丢手和判断丢手是否成功困难、水层活跃易窜流、尾管串居中度差及顶替效率低等问题,为此进行了大斜度井超短尾管固井技术研究。在封隔式尾管悬挂器下部增加牵制短节,增大尾管串悬重;使用膨胀防窜水泥浆体系,以防止地层水窜流;应用PVI软件模拟优化扶正器加装位置,提高尾管串居中度;优化固井浆柱结构及流变性能,以提高顶替效率。综合上述措施,形成了大斜度井超短尾管固井技术。该技术在埕海油田2口大斜度井进行了现场试验,试验中牵制短节反向牵引明显,尾管串丢手顺利,丢手判断明显,油水层封隔良好,后期开采获得了稳定高产油流。研究表明,大斜度井超短尾管固井技术可以解决埕海油田大斜度井超短尾管固井难题,也可为其他类似复杂情况的固井提供技术参考。

从环保角度分析埕海油田油气生产风险管理

油气资源在现代化社会生活以及经济发展中占据重要地位,是一种不可或缺的资源,但是这一资源在开发与生产过程存在严重的环保问题,与可持续发展理念相违背,极大程度上对我国油气资源的开发工作带来抑制作用。然而,随着社会经济的不断发展,海洋油气资源的开发工作不断深入,环保节能工作对埕海油田油气资源开发工作所提出的要求与标准越来越高。由于我国海洋油气资源的开发工作要比陆地油气资源开发工作要困难许多,整个油气资源开发过程需要消耗较高的开发成本,且生产风险也很高。为此,本文将从环保视角出发,对埕海油田油气生产风险管理工作进行分析与探究。

浮力作用对大斜度井套管居中度的影响

准确了解套管内外密度差所产生的浮力对套管居中度的影响对于大斜度井合理安放扶正器,降低套管下入风险具有重要的意义。通过对扶正器受力分析模型进行修正,建立了套管内外密度差对套管居中度的影响图版,同时考虑顶替过程中套管内外密度差随时间变化情况,形成埕海油田大斜度井套管扶正器安放方法。计算结果表明,埕海地区扶正器安放间距分别为30 m、20 m、15 m时,通过浮力作用使套管居中度最大可增加36.4%、19.6%、12.2%,井斜角越大、套管内外密度差越大,居中度变化值越大。扶正器安放间距为10 m时,浮力作用减弱,居中度变化值最大仅为6.2%。研究结果表明,扶正器安放间距、井斜角的正弦值、套管内外密度差与浮力作用下的居中度变化量呈三次多项式的非线性正相关。ZH29-30井实践表明,考虑浮力作用的套管居中度设计方法,可以有效提高固井顶替效率,保证套管安全下入。

埕海油田油气生产应急管理系统建设分析

在埕海油田针对油气构建生产应急的管理体系作用下,分析高效运转应急救援系统以及上下联动性的应急管理系统,进而实现应急救援响应速度提高的目的,制定一个具有经济性和合理性的救援资源,促进安全事故处理能力提高。在本文中,主要对埕海油田油气生产应急管理系统建设进行分析。

大港探区埕海油田水平井钻探配套技术

埕海油田位于大港南部滩海4 m水深海域,随着“海油陆采”勘探开发的不断深入,水平井开发钻探取得重大突破,主要体现在以包括储集层预测、倾角预判、靶点优化等内容的地质井位设计优化技术为基础,通过应用密集丛式井防碰绕障技术、单筒双井钻井技术、钻井提速配套技术等钻井工程设计配套技术,引进PeriScope随钻探边测井技术完善水平段轨迹控制,总结水平井精准入窗卡层技术,地层倾角与井斜角匹配识别技术和随钻上下伽马曲线中心对称识别技术,实现了水平井实施成功率100%。这表明,地质工程一体化是水平井成功实施的基础,钻探配套技术在大港探区埕海油田勘探与评价过程中发挥出重要作用,为大港滩涂区域油田优质高效开发提供了重要技术保障,也为类似油田建设开发提供了技术借鉴。