钻井机械能效地层压力监测新方法在南海莺琼盆地的应用

南海莺琼盆地超压成因复杂,传统的地层压力监测方法现场应用局限性较大。基于此采用基于钻井机械能效的地层压力监测新方法通过破岩效率分析实时反演地层压力。结果表明:MSE数据对加载和卸载型超压均有较好的响应特征,且随钻定量监测结果与实测数据吻合度较高;该区域超压起于莺歌海组二段,黄流组超压显著,存在地层压力“台阶”现象。新方法的经验参数选取方便,可直接通过随钻参数对地层压力进行实时监测,相对于传统的Dc指数等方法,定量计入了扭矩的影响,并联合测井数据进行综合评价,监测结果更为可靠。

压缩感知提频技术在莺琼盆地W1井区地震资料处理中的应用

针对莺琼盆地W1井区地震资料分辨率低、砂体展布及叠置关系复杂的问题,综合莺琼盆地W1井区三个年份的原始资料,设计了一套包括预处理、去噪处理、偏移以及偏后处理的整套资料处理流程。在偏后处理中将压缩感知提频技术应用于叠前深度偏移剖面上,并与蓝色滤波提频技术、零相位反褶积提频技术进行了对比,体现了压缩感知提频技术的优势;运用压缩感知提频技术解决了莺琼盆地W1井区目前存在的地质问题,证明其在莺琼盆地W1井区后续开发实施上的合理性。结果表明:相较于其他两种提频技术,采用压缩感知提频技术可以保护主频以下可靠的低频信息,拓展高频,提高了资料的分辨率。通过压缩感知提频后的地震数据,气水关系更加清晰,砂体的叠置特征得以真实呈现,验证了其对后续油气勘探的指示意义。压缩感知提频技术作为一种新的地震资料处理技术,能够较好地解决地震资料分辨率低、砂体展布及叠置关系复杂等问题,值得在实际地震资料处理中推广应用。

莺琼盆地高温高压井地层温度计算方法研究与应用

南海西部海域莺琼盆地地质环境非常复杂,地层温度分布范围较广,最高地层温度超过240℃。目前探井地质设计时地温计算沿用的方法大多是利用最大测井温度或完井测试温度计算的地温梯度来预测井底温度,存在较大的局限性和误差。为了降低井底温度的预测误差,优化勘探开发地质设计,对随钻测量温度和电缆测井温度的影响因素进行了分析,利用外推法建立了地层温度的计算模型,与测试所得的静止温度基本一致。此外,利用外推法计算得到区域单井的井底温度数据,建立了莺琼盆地不同地质层组的地温梯度模型,同时,采用地质分层组地温梯度累加计算井底温度的方法,对单井井底温度进行预测,预测结果与测试静止温度误差较小。结果表明,利用外推法计算地层温度是正确且可行的,可以用于钻前井底地层温度的预测。

莺琼盆地特殊岩性识别方法研究及应用

随着南海西部勘探的不断深入,在目标靶区钻遇了低速泥岩类型的特殊岩性。这些特殊岩性在地震特征上大多呈现强亮点特征,与有利目标特征较为类似,因此在勘探过程中识别特殊岩性引起的的假亮点十分关键。常规的振幅分析方法对其识别几无作用。基于此,以低速泥岩研究为例,通过已钻井岩石物理规律,系统梳理储层与特殊岩性对应的特征,总结了低速泥岩的类型与形成机理,有效区分低速泥岩。

莺琼盆地高温高压井水基钻井液技术

中国南海莺琼盆地具有温度梯度高、地层压力高、安全密度窗口窄的特点,在高温高压状态下经常出现钻井液流变性控制困难、井漏、电测遇阻和储层污染等问题。根据该区块地层的特点,通过大量的室内研究,在聚磺体系的基础上,引入甲酸钾作为抑制剂,优选了磺化材料及抗温聚合物,在提高抑制性的同时,有效地降低了体系的活度,通过加重剂的优化,改善钻井液的流变性,同时使其具有低的高温高压失水,密度2.4 g/cm3的体系抗温可达200℃。现场应用结果表明,该钻井液体系具有良好的抗温性和流变性,高温高压失水低,泥饼质量好,电测结果显示,该钻井液体系具有良好的储层保护效果。

莺琼盆地流体包裹体对热液活动及油气运移的示踪作用

流体包裹体对地下热液活动及油气运移具有较好的示踪作用 ,尽管在确定最高古地温及其时间方面存在一些不确定性。为了评价均一温度的可靠性 ,该文首先用物质平衡法推导出了包体测温的数学模型。模型表明 ,体积较大的包体测温数据较准确。对莺琼盆地包体测温数据系统分析研究表明 ,该区包体的均一温度主要受来自深部 30 0 0～ 40 0 0米的热液活动控制。流体包裹体发育与超压层埋深、烃源岩生排烃作用而引起的热液活动和油气运移具有密切关系。

高温高密度油基钻井液处理剂性能研究

介绍了一套适用于南海莺琼盆地的高温高密度油基钻井液体系,对其中各种处理剂对体系性能的影响进行了研究。结果表明,所研究的高温高密度油基钻井液体系及其处理剂不仅具有较好的高温稳定性,而且在高达2.3g/cm^3的密度下体系的流变性稳定,满足钻井工程的需要。

莺-琼盆地原油成熟度研究

运用反映原油整体面貌及反映原油组成的成熟度参数对莺-琼盆地原油(凝析油)进行综合研究后认为,莺-琼盆地原油(凝析油)主体可能是成油高峰期的产物,但有程度不同的未熟—低熟原油的混入。凝析油并不一定是高温裂解的产物,在相应地质条件下,正常的成熟度也可形成凝析油。金刚烷业已用于原油成熟度研究,但在莺—琼盆地未熟—低熟油样品抽提物中均发现了单、双金刚烷,说明金钢烷不一定只受高温条件的控制,其形成还可能受沉积环境的影响,故将金刚烷参数用作成熟度指标时要慎重。

莺-琼盆地YA13-1气田成藏过程分析

根据埋藏史、热史恢复，运用有机地球化学指标和稳定碳同位素比值，判断出莺－琼盆地 ＹＡ１３－１气田天然气的母质来自于以Ⅲ型干酪根为主的崖城－陵水组。有两个来源：一个是琼东南盆地崖南凹陷埋深在４４５０ｍ以下的烃源岩，另一个是莺歌海盆地埋深在４７００ｍ以下的烃源岩。通过流体包裹体分析，确定出天然气以水溶相在５．８～２．０Ｍａ和２．０Ｍａ至现在期间发生两次高峰运聚。梅山组碳酸盐岩和钙质泥岩具７～１０ＭＰａ的排替压力并发育有４９～６６ＭＰａ的异常超压，从而成为其有效盖层。陵水组储层因浅埋时间长，受大气淡水淋滤作用和有机酸对铝硅盐骨架颗粒和碳酸盐胶结物的溶解／沉淀，在后来的深埋过程中仍然保持平均１４，９％的孔隙率和２１３ｘ１０^（－３）μｍ~２的渗透率，披覆背斜的ＹＡ１３－１圈闭形成于１０．５Ｍａ，远远早于天然气的运聚时间。从而在生、运、聚、保和圈闭、储－盖层演化诸方面奠定了在ＹＡ１３－１地区形成我国迄今最大气田的必要条件。

高密度双作用前置液性能研究

针对南海莺琼盆地存在井底温度高、地层压力高以及深部井段钻探使用油基钻井液等特点,研究出了具有冲洗和隔离双重功能的高密度前置液体系。结果表明,该体系密度可达2.30g/cm3,抗温可达180℃,滤失量低,稳定性好,流变性好。因此,前置液不但在较低返速下能够实现紊流顶替,有利于提高顶替效率,同时也有效解决了高密度、稳定性和流变性3者之间的矛盾;前置液能有效地洗净附着在井壁、套管壁上的油浆、油膜,冲洗效率达到90%以上,使井壁和套管壁从“油湿”变成“水湿”状态,有利于提高水泥界面胶结强度;前置液与水泥浆具有好的相容性。

深水浅层钻井液安全密度窗口研究

深水浅层钻井液安全密度窗口窄,给深水浅层钻井设计和工程安全带来极大挑战。根据深水浅层地层特征,运用四参数流变模型进行了波动压力计算,在此基础上考虑深水浅层隔水管安全余量和浅层地质灾害安全余量建立了深水浅层钻井液安全密度窗口确定方法。以我国南海莺琼盆地YC1井为例,计算分析了深水浅层钻井液安全密度窗口变化规律,结果表明隔水管安全余量、浅层安全余量对深水浅层钻井液安全密度窗口影响较大。根据上述结果,提出了利用双梯度钻井技术(DGD)解决钻井液安全密度窗口窄的方法,可为深水钻井设计提供参考。

莺琼盆地高温超压环境有机质热演化及成烃模式探讨

方法 针对莺琼盆地的成藏地质条件 ,对其温压环境及地化指标进行了综合分析。目的 研究莺琼盆地的有机质热演化及成烃模式。结果 莺琼盆地的演化机制在盆地内大的热传导背景下主要受地温梯度和演化时间控制 ;在盆地内热流体活动强烈的地区 ,源岩的演化得到明显的加强 ,同时 ,盆地普遍超压的特点减缓了超压层内有机质的成熟速率 ,使本来在无超压抑制作用已进入准变质阶段的源岩保持在有利的生气带内 ,从而拓宽了生烃窗的范围 ,扩大了油气勘探领域。结论 只有在充分了解莺琼盆地源岩演化特征和成烃模式的基础上 ,才能在一定程度上掌握盆地的勘探方向 ,从而发现新的油气远景区。

南海超高温高压气井裸眼完井测试关键技术

南海莺琼盆地超高温高压区块油气资源潜力巨大,随着超高温高压区块勘探力度的逐步加大,海上超高温高压气井裸眼完井测试的需求逐渐上升。目前海上超高温高压气井的裸眼完井测试存在巨大的风险和挑战:高密度测试液清喷困难,极端条件下易造成测试液稠化沉淀堵塞测试管柱;超高温高压测试条件下,测试管柱配置较为复杂,同时管柱伸长量设计不合理,存在测试工具失效的风险;井壁岩石不稳定性风险较高,存在着井壁坍塌、地层出砂、埋卡封隔器等风险。为解决上述难题,自主研发了一套适用于海上高效勘探开发的超高温高压气井裸眼完井测试关键技术:研发了沉降稳定型测试液,通过在原完钻钻井液基础上添加抗高温降滤失剂和增加石灰含量增强沉降稳定性能;在常规测试管柱的基础上增加RD循环阀和选择性测试阀并合理计算测试管柱的伸长量,优化设计了测试管柱结构;合理优化海上平台的测试管线流程和装置布局,有效降低了测试过程中的风险;考虑测试过程中井壁不发生剪切破坏的前提下,制定了合理的测试压差和测试时间。该技术在南海超高温高压气井DF13-Y-Y井中进行了现场应用并取得了圆满成功,为后续海上超高温高压井的裸眼完井测试积累了宝贵经验。

莺—琼盆地原油类型划分及成因探讨

莺歌海盆地乐东和东方地区、琼东南盆地崖13-1构造原油的Mango轻烃参数和同位素组成有明显差异,这可能是油源不同或原油成藏分异效应不同所致。该两盆地原油的芳烃组成和分布也有差异,琼东南盆地原油高含联苯系列化合物,莺歌海盆地原油反之。将乐东和东方地区原油的类异戊二烯烃相互对比,发现同一盆地不同地区原油之间在成因上可能存在差别。东方1-1-5和乐东20-1-2井原油的脂肪酸组成和分布明显不同,前者以正构脂肪酸为主和低碳数化合物占优势;后者富含类异戊二烯酸和正构脂肪酸中高碳数化合物占有较高比例:表明两者成油母质的生源和沉积环境可能有差别。

莺─琼盆地梅山组烃源岩中树脂物质的特征和赋存形式

莺─琼盆地中新统梅山组有机质类型为典型的Ⅲ型干酪根，其饱和烃和芳烃馏分中富含来源于化石树脂的杜松烷系列化合物。显微镜分析表明梅山组有机质中树脂体含量较低，在有机显微组分所占比例在４％以下，平均含量只有１．５％～２％，且颗粒细小，多为１～３μｍ。干酪根超薄切片的透射电子显微镜分析证实微米级和微米级以下超微树脂体在低成熟（Ｒｏ＜０．７０％）梅山组烃源岩干酪根中广泛存在，其丰度可达５％～１０％，而较高成熟度下则其中广泛存在亚微粒体和微粒体。梅山组烃源岩植物树脂主要赋存在超微层次和分子级层次，成烃过程中植物树脂的贡献远较烃源岩中树脂体数量所反映的高。根据梅山组有机质组成和丰度，认为它可作为良好气源岩，丰富树脂物质的存在大大提高了其生气强度。

莺琼盆地高温高压钻井工程风险定量评价方法

南海莺琼盆地具有温度高、压力高、压力台阶多、安全密度窗口窄等地质特性,钻井施工过程中工程风险事件发生概率较高、处理难度大,严重制约了高效、安全钻井。传统钻井工程风险评价结果多为定性或半定量,无法满足南海莺琼盆地高风险钻井施工作业的安全要求。本文建立了一套钻井工程风险定量评价方法,首先对地层压力和钻井液当量循环密度(ECD)的不确定性进行了分析,得到了地层压力和ECD的概率分布;在此基础上,基于广义应力与强度干涉可靠度理论推导了风险评价模型。莺琼盆地高温高压探井实例分析结果表明,本文提出的钻井工程风险评价模型计算得到的钻井风险概率结果与现场实际发生风险相吻合,可为该地区高温高压探井钻井安全作业提供指导。

莺琼盆地高温高压窄安全密度窗口钻井关键技术

南海莺琼盆地高温高压井安全密度窗口极窄,部分井甚至无窗口,钻进过程中溢流、井漏、喷漏同层等复杂情况频发,多口井被迫提前完钻甚至报废。为解决窄安全密度窗口引起的钻井问题,经过多年的实践与摸索,通过优化套管下深拓宽安全密度窗口、薄弱地层挤水泥提高地层承压能力、使用小尺寸钻具显著降低循环压耗、优选抗高温弹性堵漏材料对诱导裂缝进行堵漏、使用纳米防漏隔离液及锰矿粉高密度水泥浆应对窄安全密度窗口固井漏失与压稳问题,形成一套针对高温高压窄安全密度窗口的钻井技术及配套工艺,详细探讨了各项技术原理及现场应用效果。南海西部莺琼盆地十几口高温高压探井的应用结果表明,该技术有效应对了井底温度高达212℃、地层压力系数超过2.30、窄安全密度窗口仅为0.04等恶劣井况,钻井复杂情况发生率得到显著降低,为类似窄安全密度窗口钻井提供借鉴。

莺琼盆地钻井井壁稳定性定量风险评价

南海莺琼盆地前期作业实践表明,钻井施工过程中工程风险事件发生概率较高,处理难度大,井壁失稳问题尤其突出,严重制约了安全高效钻井。针对这一问题,文中开展了莺琼盆地钻井井壁稳定性分析:首先,建立井壁稳定性计算模型输入地质力学参数不确定性的量化表征方法,得到地质力学参数概率分布;然后,生成符合各参数概率分布特征的随机数,并将其代入压力当量密度定量计算模型,得到压力当量密度预测结果,进而通过正态信息扩散估计得到地层坍塌及破裂压力当量密度概率分布;最后,基于定量风险评价方法实现对地层井壁稳定性的定量评价与分析。实例分析表明,基于该方法得到的风险评价结果与实际风险发生情况相吻合,说明该方法可进行有效风险预测,有助于保障安全高效钻井作业。

莺琼盆地高温高密度水基钻井液流变性调控方法

南海莺琼盆地高温高压地层钻井安全密度窗口窄,对钻井液流变性要求苛刻,而高密度钻井液因固相含量高其流变性调控难度大,因此研究高密度钻井液流变性的影响因素和调控方法对确保该地区高温高压钻井安全至关重要。提出通过控制钻井液处理剂液相黏度来调节水基高温高密度钻井液流变性新方法,并通过毛细管黏度法评价莺琼盆地两套高温高压水基钻井液体系的流变性能及液相黏度,对高密度水基钻井液流变性影响因素进行评价和分析。结果表明,钻井液的液相黏度和固相含量是影响高密度钻井液的关键因素,钻井液体系的液相黏度由处理剂液相黏度决定,而固相含量主要由加重材料的品质决定。进一步评价结果表明,磺化类降失水剂液相黏度最低,其次为改性天然高分子降失水剂,合成类的聚合物型降失水剂液相黏度最高;钻井液在相同组成和密度条件下,重晶石品质越高,即密度越高,粒径越小,所配制的高密度钻井液流变性越优。研究结果表明选择低液相黏度处理剂、低剂量膨润土和优质重晶石是高密度水基钻井液流变性调控的主要技术手段。

莺琼盆地重点区带深层储层岩石力学参数求取及意义

莺琼盆地中新统是油气勘探开发的重点层系,但海上区块深层储层取心极少,岩石力学参数研究较为薄弱。针对这种现状,文章基于声波全波列测井曲线,计算岩石动态力学参数;利用全岩矿物、物性分析以及压汞实验资料,分析岩石力学参数的影响因素。结果表明:研究区中新统储层杨氏模量介于20~50 GPa之间,泊松比介于0.1~0.35之间,内摩擦角介于20°~35°之间,抗张强度介于5~30 MPa之间。横向上,同一层位各岩石力学参数之间具有非均一性;垂向上,岩石力学参数与埋深呈弱正相关性。影响因素分析表明,岩石孔隙度、粘土矿物含量、脆性矿物含量以及孔隙半径影响岩石力学参数大小。研究成果一方面为该区地应力场模拟、储层裂缝评价以及目的层压裂优化设计提供了可靠的基础数据;另一方面,为衔接深部储层地质参数与地质力学参数评价提供了理论依据。