磨溪—龙女寺区块高效钻井实践与启示

川中地区磨溪—龙女寺区块是地质特征复杂的古老深层碳酸盐岩气藏,地质构造复杂、纵向上多压力系统,深部地层可钻性差、研磨性强。钻井过程中,常常面临井壁易失稳、安全密度窗口窄、固井质量差、机械钻速低等技术挑战,导致作业风险大、周期长、成本高。针对上述问题,文章结合长期钻井实践、钻井工程技术难点,基于地质工程一体化的基础上,优化了井身结构,开展了复杂地层堵漏与精细控压钻井技术的研究,完善了全过程固井工艺,形成了分开次、分地层的钻井提速提效模板。通过该模板的应用,将被动钻遇复杂、解决复杂变为主动预防和控制复杂,同时应用多工艺协同强化模板,有效降低了井下复杂、提高机械钻速,显著缩短钻井周期。该技术的推广应用有利于在大型油气田钻井中化被动处理复杂为主动预防、化解井下复杂,尤其是深井超深井钻井工程中,更有使用价值。

安岳气田龙王庙组气藏地质特征与开发技术政策

综合地震、钻井、测井、生产动态等资料,针对四川盆地安岳气田磨溪区块下寒武统龙王庙组储集层特征与展布、气水分布等影响开发效果的关键地质问题开展研究,确定开发技术对策。结果表明:(1)磨溪区块垂向发育4期颗粒滩体,平面呈现"两滩一沟"格局;(2)储集层可分为溶蚀孔洞、溶蚀孔隙和基质孔隙3种类型,有效储集层以溶蚀孔洞和溶蚀孔隙型为主;(3)储集层基质物性较差,受高角度构造缝影响,整体表现为低孔、中—高渗特征;(4)气藏由西向东,气水界面逐渐降低,呈"三段式"结构,建产区统一气水界面为-4 385 m。在气藏地质特征认识基础上,结合数值模拟结果与国内外相似气田开发经验,确定开发技术政策:以颗粒滩主体发育区作为优先建产目标区;在构造高部位集中布井,延缓边水非均匀推进速度,延长气田稳产期;部署水平井,提高单井产能;确定气井合理配产和调峰气井产量,提升气藏开发效果。

四川盆地高石梯—磨溪区块震旦系储层敏感性实验评价

储层敏感性是指对储层造成伤害的各种因素的敏感程度。储层敏感性分析的主要目的是研究各种敏感因素对储层的伤害程度,并提出预防措施,从而提高原油的最终采收率。为了研究四川盆地高石梯—磨溪区块震旦系在开采过程中对储层的伤害,对其岩心做了大量的室内实验研究,并利用储层敏感性实验评价方法,参照储层评价标准对该区敏感程度进行了评价。结果表明:研究区速敏程度中等偏强,水敏程度弱,盐敏程度中等;当p H值小于10时,碱敏程度弱;当p H值大于10时,碱敏程度强;酸化对储集层渗透率有明显的改善作用。

安岳气田龙王庙组气藏高产井模式研究与生产实践

四川盆地安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏属于构造背景上的岩性气藏,受岩相及岩溶作用差异的影响,储层存在一定的平面非均质性,气藏单井测试产气量差异较大。为提高气藏开发效益,实现"少井、高产",尽早建立龙王庙组气藏高产井模式就显得尤为重要。为此,综合利用岩心、测井及地震等资料,通过分析储层特征、高产控制因素、优质储层地震响应特征等,建立了该气藏高产井模式。结果表明:1龙王庙组溶洞型储层厚度与产能具有明显正相关关系;2成像测井上溶洞型储层表现为蜂窝状暗色斑块状,常规测井具有"三低两高"特征;3地震剖面上表现为龙王庙组内部"亮点"(强波峰)响应,"亮点"波峰极大值大致对应储层底界,"亮点"之上波谷振幅越强代表储层溶洞越发育。在此认识基础上,利用高品质三维地震资料,对龙王庙组内部"亮点"、强波峰之上波谷进行精细追踪解释,刻画了龙王庙组气藏高产溶洞储集体的平面展布。该成果指导了一批开发井的部署和钻井井轨迹调整实施,已实施井均钻遇厚层溶洞型储层,30口完试井有28口井测试产气量超过100×10~4 m^3/d。

川中须家河组牙轮-PDC混合钻头钻井提速实践

四川高石梯-磨溪区块须家河组地层岩性致密、抗压强度高、研磨性强、软硬交错频繁,牙轮钻头磨损速度快、进尺短,不能满足快速钻进的要求,常规PDC钻头切削齿钝化较快,崩齿较为严重,长期以来都是高石梯-磨溪区块钻井提速的瓶颈地层。针对高石梯-磨溪区块须家河组地层特点,结合其他区块须家河组及类似复杂地层的钻头选型经验,选用的牙轮-PDC混合钻头,兼具牙轮和PDC钻头两者的优点,适合在须家河组地层长段钻进。牙轮-PDC混合钻头不仅单只钻头进尺大幅度提高,配合螺杆辅助钻进后,平均机械钻速也明显优于常规PDC钻头,实现了高石梯-磨溪区块须家河组复杂地层钻井提速瓶颈技术突破,积累了重要的实践经验。

KCl—有机盐钻井液在高石梯—磨溪区块上部井段钻井提速中的应用

四川盆地川中地区高石梯—磨溪区块因上部地层出水而使气体钻井受到限制,在上部大尺寸（（O）311.2 mm）长井段（500～2 300 m）采用钻井液钻进情况下,如何提高钻井速度成为加快该区深部气藏勘探开发进程的主要问题.为此,从加强钻井液抑制性能的研究入手,在保证井眼稳定的前提下,采用降低钻井液密度的技术路线,来实现钻井提速.措施如下：①在KCl—聚合物钻井液的基础上,通过对引入有机盐的钻井液综合性能测试与经济性评价,优选出5％ KCl＋ 10％有机盐聚合物钻井液配方,该配方具有抑制性能强、封堵性能好、流变性能优良且易于调控等优点;②现场钻井液管理,按钻进速度来调整控制钻井液性能和钻井液的维护补充量,以及防塌抑制剂的浓度;③同时做好钻井液劣质固相的清除,保证入井钻并液的清洁及低密度钻井液的回收利用.磨溪11等井现场应用的效果表明,采用该钻井液技术顺利钻过了上三叠统须家河组,井眼畅通、井壁稳定,井径规则、电测顺利,助推了震旦系钻井提速目标的实现.

磨溪-高石梯区块密闭取心技术在深层高温储层中的应用

磨溪-高石梯区块寒武、震旦系的前期密闭取心作业,平均取心收获率及单筒进尺低,未能达到岩心分析要求。为提高取心效果,成功研制了抗高温高压密闭液、新型密闭取心钻头与新型密闭取心工具。5口井密闭取心现场试验表明,平均单筒进尺由2.32 m增至8.5 m,取心收获率由24.35%最高增至93.12%,获取的高质量、原始地质状态岩心为该区块评估方案提供了详实的资料。形成的密闭取心技术填补了国内在高温高压环境下密闭取心技术领域的空白,具备推广应用的价值。

安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏产水类型识别

四川盆地川中地区安岳气田磨溪区块下寒武统龙王庙组气藏为中高渗、特大型海相碳酸盐岩整装气藏。气井生产过程中产水类型多样、产水量差异较大,部分气井受水影响大,导致气井产气量、压力快速下降,不能持续稳定生产。为此,采用地层水识别的凝析水含量法、水化学特征法以及生产动态识别法,建立地层水综合判别标准对气井产水类型进行判别。研究结果表明:①龙王庙组气藏地层水矿化度大于100 g/L;Cl^-含量大于60 g/l,Br^-、Ba^(2+)+Sr^(2+)等为地层水典型的特征离子;②目前气藏生产井水气比普遍介于0.2~10 m^3/10~4 m^3,远高于饱和凝析水水气比0.1m^3/10~4m^3,生产动态Gp/Gw关系曲线呈上翘的趋势;③依据标准识别出气藏气井产水类型有入井液、凝析水和地层水,其中11口气井产地层水,10口气井具有较大的产地层水风险,23口气井以产凝析水为主。气藏气井产水类型的准确识别为及时调整产水井生产组织方案以及气藏治水对策提供技术支撑。

多尺度裂缝地震综合预测方法——以川中地区下寒武统龙王庙组气藏为例

四川盆地磨溪区块下寒武统龙王庙组有效储层的分布主要受裂缝及孔洞发育程度控制,由于裂缝具有多尺度性和非均质性,传统单一的裂缝预测方法难以对其进行精细刻画。为此,针对该区龙王庙组储层裂缝发育特征,利用叠后地震属性预测大尺度裂缝规模,利用应力场分析及叠前方位各向异性联合精细预测中小尺度裂缝密度和方向,综合研究了该地区裂缝展布规律,最终优选出4个裂缝发育条带,并对预测方法进行了对比评价。结果表明:(1)龙王庙组储层的大尺度裂缝主要沿着断裂级构造转折端的高应变区展布,中小尺度裂缝主要集中在工区的东北和西南方向;(2)裂缝类型以构造缝为主,走向为北西—南东向,与主应力方向基本一致。研究区成像测井和钻井取心资料验证了地震预测结果是准确可靠的,证实了以叠前方位各向异性裂缝预测为主、叠后地震属性及应力场分析为辅的裂缝预测方法为分析磨溪区块龙王庙组储层渗流情况、寻找高效储渗区提供了有效的技术支撑。

磨溪高石梯区块震旦系探井钻井完井完整性评价

油气井完整性评价是完整性管理的重要内容。开展油气井完整性评价的目的在于通过对油气井建设和生产过程中风险因素的识别、评价和控制,防止地层流体发生无控制流动,确保油气井安全生产。文章从分析地层压力特征入手,分别针对磨溪高石梯区块震旦系探井钻井和完井过程的完整性进行了初步评价,重点分析了井身结构、钻井液密度、井控和套管装置等井屏障组件的完整性,钻井期间各开次和完井期间各阶段的完整性。整体评价结果表明,该区块震旦系探井钻完井工程具有完善的井屏障系统,各个作业阶段配置的井屏障组件总体上是有效的,井屏障系统能有效隔挡地层流体,从而保证井筒的完整性和钻完井工程作业的安全运行。

气藏复杂水侵动态巨量网格精细数值模拟

传统数值模拟研究由于计算机能力的限制,通常要先对精细的地质模型进行粗化,从而导致数模模型与实际地质情况存在较大差异,难以对气藏复杂的水侵动态进行模拟,影响了模拟的准确性。新一代精细数值模拟基于AMG-CPR代数多重网格与约束压力残差预处理技术,结合更高效的并行剖分技术,在网格规模和运算速度上相对于传统数值模拟有了巨大的提升,并使数模模型更加逼近真实的地质实体。通过裂缝地质建模建立了四川盆地磨溪区块龙王庙组气藏7 800万网格数量的双重孔隙介质模型,不进行粗化直接进行新一代精细数值模拟应用研究,其网格数量规模位目前居国内第一。将巨量网格模型在服务器集群上进行上千核的大型并行计算,其计算效率和能力相对于传统数值模拟均有新的突破,以往难以实现的巨量网格模型数值模拟能在2 h完成模拟运算,极大地提高了运算性能。从模拟计算结果来看,相对于传统数值模拟,高精度的双重孔隙介质模型能够对气藏的非均质性有较好的描述,对实际气藏楔形区底水的水窜和边水水侵均能进行较好地模拟。

磨溪—高石梯区块断层对裂缝分布的控制作用

为了查明磨溪—高石梯区块断层展布与裂缝分布特征,以地质力学理论为指导,利用地震、测录井、岩芯及相关实验测试资料,识别不同断层类型,划分断层级别,开展裂缝定量预测工作,建立断层与裂缝分布关系模式。结果表明,磨溪—高石梯区块断层在纵向上规模大,延伸长,断开层位多,具有明显的分层性,可划分为3个构造层,且在平面上具有显著的分区性和分带性。不同规模、走向及性质的断层对裂缝的分布影响显著,裂缝密度普遍在1.5～5.0条/m,最高为7.0条/m,高值区主要分布于断层及其周缘。裂缝开度在断层发育带最高可达3 mm。磨溪—高石梯区块是一套断层-裂缝共生系统,主断裂控制次级断裂及裂缝的发育,次级断层控制局部裂缝发育。

磨溪气田玻璃钢完井管柱修井技术研究

针对磨溪气田玻璃钢完井管柱失效的现状,进行了磨溪气田修井液优选,提出了符合磨溪气田的实际且现场应用效果好的修井中一次压井、打捞磨铣阶段采用密度1.04～1.05g/cm3低固相钻井液作为修井液,二次压井时采用3%KCl溶液(或本区块地层水)作为压井液的方案;提出了一次压井采用挤注+置换法压井技术,作业过程中充分循环确保压井平稳,在磨铣作业进入产层时先挤入一定量随钻堵漏剂暂堵产层,再用修井液正常磨铣的压井工艺措施,缩短了施工周期,提高了修井作业成功率和有效率;开展了磨X井的现场试验,经过8次下入工具打捞、磨铣、排液后成功恢复产能,取得了较好的效果,为磨溪气田玻璃钢完井管柱修井提供了技术参考。

局限台地沉积相类型及井震响应特征分析--以四川盆地磨溪地区龙王庙组为例

四川盆地磨溪地区龙王庙组为典型的局限台地沉积,明确其沉积相类型及其井震响应特征可以较好地指导该段储层的空间展布预测。为此,分析了岩心、镜下薄片、测井和地震等资料,结合前人研究成果,明确磨溪地区龙王庙组的沉积相类型和特征,分析并总结了各亚相的测井、地震响应特征,编制了连井相剖面和沉积相模式图,最后基于多属性拟合方法预测得到的颗地比值(颗粒岩累计厚度与地层厚度之比)分布并结合最大正振幅属性分布,圈定有利相带展布区域,建立磨溪地区龙王庙组沉积地震相模式。研究认为:磨溪地区龙王庙组沉积时期主要发育云坪、滩间洼地、台内滩和潟湖4种沉积亚相,纵向上表现出多滩体叠合的发育特征,且滩体沉积厚度大,横向上表现出东西向滩体连通性好的特征;基于地震剖面反射特征识别了3种地震相类型,分别对应于滩间洼地亚相(Ⅰ类)、台内滩滩翼(Ⅱ类)和台内滩滩核(Ⅲ类)微相,进而明确了3套“Ⅱ类Ⅲ类Ⅱ类”地震相展布组合关系;在研究区西部、南部和东部圈定了3个台内滩主体分布区,作为龙王庙组的有利沉积相带展布区域;总结了从滩间洼地滩翼滩核滩翼滩核滩翼滩核滩翼滩间洼地的“三滩”(即3个滩主体)的沉积模式及展布特征,为类似储层的勘探开发提供了指导思路。

四川盆地磨溪–高石梯区块定向钻井关键技术

四川盆地磨溪–高石梯区块采用“螺杆+MWD”钻进ϕ215.9 mm定向井段时,由于造斜点深、地层温度和钻井液密度高、地层复杂,存在井眼轨迹控制困难、托压严重、机械钻速低等问题。为解决这些问题,通过优化井眼轨道、优选个性化钻头、配套水力振荡器提速工具、制定降摩减阻和预防压差卡钻等技术措施,形成了ϕ215.9 mm定向钻井关键技术。磨溪–高石梯区块ϕ215.9 mm定向井段应用定向钻井关键技术后,降低了井眼轨迹控制难度,有效减轻了定向托压现象,提高了机械钻速,降低了井下卡钻风险,ϕ215.9 mm定向井段的钻井时间由应用前的44.75 d缩短至27.51 d,定向井段提速效果明显。研究和现场应用表明,ϕ215.9 mm定向钻井关键技术能有效解决磨溪–高石梯区块ϕ215.9 mm定向井段钻进过程中存在的技术难点,可在该区块推广应用。

磨溪-高石梯区块深井优快钻井技术

四川盆地磨溪-高石梯区块具有储层埋藏深,地层高温、高压、含硫,纵向上多产层、多压力系统,岩石硬度高、研磨性强、可钻性差等复杂地质条件,严重制约了钻井速度。针对钻井提速难点,重点从井身结构、钻头个性化设计及有机盐钻井液体系等方面进行了攻关研究与现场试验,显著提高了钻井速度,大幅节约了钻井周期,平均机械钻速由1.69 m/h提高到3.0 m/h;龙王庙专层井平均周期97 d,比高石1井同井深节约111 d,有力助推龙王庙组中国最大单体规模海相碳酸盐岩整装气藏的发现;震旦系井钻井周期从302 d缩短至149 d,实现了安全快速钻井。

录井参数识别安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏气水层新方法

安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏为目前国内单体规模最大的海相碳酸盐岩整装气田。由于以孔隙(洞)储集层为主,非均质性较强,局部含封存水,随着气藏勘探开发的持续深入,原始封存水多见的边探井、评价井录井气水解释符合率较低,原有录井解释技术难以适应新形势下生产需要,亟需一种更适于新探区、新层系的流体解释技术。围绕录井参数内在联系,通过录井参数优选、数学处理和图板,建立了一种利用钻井液参数结合工程参数识别储集层及其含流体性质的录井解释方法——ST流体解释法,并在磨溪构造寒武系龙王庙组开展了大量应用实践。目前,推广应用普及率为89%以上,应用该技术在磨溪区块龙王庙组累计录井解释75口井,解释符合率达86.48%,成效显著,前景广阔。

高石梯—磨溪构造龙王庙组优快钻井技术研究

高石梯—磨溪区块位于四川盆地乐山—龙女寺古隆起磨溪潜伏构造带,在须家河组、嘉陵江组、龙王庙组、灯影组地层都有较好的油气显示,特别是龙王庙组及灯影组,是四川盆地近20年勘探取得重大突破层系,目前是重要的勘探前景区。针对该区块上部垮塌、缩颈、泥包、地层压力梯度大,二叠系地层易井漏、地层研磨性强等钻井难点,应用了高扭矩螺杆+PDC钻井技术、个性化钻头技术、优化钻井液性能、强化钻井参数、控制井眼轨迹等多项技术措施。在磨溪20井提速效果明显,该井创下高石梯—磨溪区块行程周期最短、平均机械钻速最高,311.2 mm井眼行程周期最短,仅用4只PDC钻头就钻完311.2 mm井段等多项纪录。

高石梯-磨溪区块高压气井尾管固井技术

针对西南油气田高石梯-磨溪区块高压气井φ177.8 mm尾管固井遇到的气层活跃、安全密度窗口窄、流体相容性差及高温大温差等问题,制定了相应的固井技术措施。开发了适合高温大温差固井的自愈合防窜高密度水泥浆体系,并进行了室内研究。结果表明:该体系密度为2.0~2.8 g/cm^3,现场一次混配可达2.6 g/cm^3以上;适应温度为常温~180℃;浆体的上下密度差不大于0.05 g/cm^3;失水量不大于50 mL;稠化时间与缓凝剂掺量具有良好的线性关系,稠化过渡时间不大于10 min;静胶凝强度过渡时间不大于20 min;24 h抗压强度大于10 MPa,水泥石顶部48 h抗压强度大于3.5 MPa,低温下强度发展快,形成的水泥石体积稳定不收缩,具有类似韧性水泥的力学性能;遇油气产生体积膨胀,保证了界面胶结质量和密封完整性,降低了固井后发生气窜的风险。该固井技术在高石X井和高石Y井中进行了应用,固井优质率和合格率得到较大幅度提高,水泥环后期不带压,获得良好应用效果。

孔洞缝白云岩储层连通性评价方法研究及应用

四川盆地磨溪区块龙王庙组储层为一套发育孔、洞、缝3种储集空间的白云岩储层。孔、洞、缝配置的多样性,造成不同滩体部位的储层物性及产能差异大,储层非均质性强,连通性评价难度大。针对这类储层的特点建立了动态、静态相结合的气井连通性评价方法,首先用静态分析法(地质特征、原始地层压力和流体性质对比分析方法)初步评价气藏(井)的连通性,再用动态分析法(试井、类干扰试井和生产动态分析法)进一步评价气藏(井)的连通性。最后,基于连通气井达到拟稳态渗流后,气井的配产与井控动储量成正比的渗流理论,结合动静态分析法的结果综合评价气藏(井)的连通性。通过该方法评价磨溪9井组的连通性,认识到该井组处于滩体的主体部位,气藏性质相同,新投产的井地层压力均下降,试井曲线无明显边界特征,生产动态曲线出现井间干扰现象及气井的配产与井控动储量成正比,证明气藏(井)的连通性好。由于磨溪009-X6井投产时的地层压力高于同一时间相距1.5km的磨溪009-X1井的地层压力,进一步说明该气藏(井)连通具有方向性。