鄂尔多斯盆地长北气田山2段三角洲沉积体系和砂体展布特征

长北气田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东北部,下二叠统山西组为一套碎屑沉积,自上而下被划分为山1(P1s1)和山2(P1s2)等2个岩性段,其中山2段是长北气田主力产层。在岩心描述、岩矿分析及测井资料综合研究的基础上,确定山2段属于海相辫状河三角洲沉积体系。在长北气田范围内,主要发育三角洲平原亚相,次为前缘亚相,其广泛发育的分流河道砂体为油气聚集提供了有利场所。文中采用层序-岩相古地理编图的技术方法,详细描述了山2段砂体的展布特征,为储层预测和描述提供了可靠依据。

长北气田地面工程技术

长北气田由中石油与壳牌石油公司合作开发,其地面工程技术充分吸收了国内外的成熟做法,并遵循壳牌公司的《设计和工程实施规范》(DEP)标准,形成了独特的开发模式。通过对长北气田井丛生产系统、干线集输系统、低温分离脱水脱烃系统、甲醇回收系统、凝析油稳定系统及外输计量系统的介绍和分析,总结出以"丛式水平井开发、气液混合输送、天然气集中处理、各套装置相对独立、重要设备留有备用、设备选型先进"为主的适合长北气田的地面工程技术特点。该地面工程技术具有6个优点:流程简化,节约成本;远程监控,统一管理;多重控制,确保安全;双回路供电,万无一失;气田防腐,多重保护;分区清管,统一收球。实际运行表明,脱水脱烃、凝析油稳定、甲醇回收等装置系统运行稳定,各项参数基本符合设计要求。

长北气田辫状河三角洲单砂体时空建模

地质统计学的研究对象是区域化变量,而区域化变量具有随机性的特点,因此,随机模拟就是用具有随机性的数学模型拟合地质现象或地质过程的区域化变量。为展示不同时期砂体发育情况与空间展布,将序贯指示模拟法与高分辨率层序地层划分方案相结合,以超短期旋回层序的单砂体为等时地层单元,对鄂尔多斯盆地长北气田山西组2段各超短期旋回层序的辫状河三角洲水上分流河道,水下分流河道及河口坝微相的单砂体的时空展布进行了随机模拟。小尺度单元的砂体时空建模结果表明,河道沿沉积物源方向由北向南展布,砂体最发育时期为相当SSSC2—SSSC8超短期基准面上升时期的河道,具有加宽,沉积厚度加大,物性好等有利储层发育的特点,而下降时期河道变窄,沉积厚度减小。单砂体的时空模拟结果在该区勘探实践中得到了很好的验证。

高分辨率层序地层学的应用-以鄂尔多斯盆地榆林长北气田山西组2段为例

以高分辨率层序地层学原理为指导,利用测井、钻井和野外露头剖面等资料,对鄂尔多斯盆地榆林长北气田山西组2段不同级次基准面旋回进行了详细划分,将山西组2段划分为1个长期、2个中期和5个短期基准面旋回。短期基准面旋回细分为两大类5种结构;中期基准面细分为两大类3种结构;长期基准面旋回为不完全对称型结构,区域分布较稳定。分析了不同级别的基准面旋回叠加式样与沉积相展布、演化规律之间的关系,中期基准面旋回上升半旋回开始阶段是辫状河三角洲河道砂体连续叠置形成巨厚砂体时期,洪泛面期及下降半旋回为细粒沉积物发育期。连续叠置的主水道和分支水道砂体形成了有利储层发育区,水下分流河道砂体与河口坝砂体构成了较好储层发育区。

长北气田SMSM低温分离器的优化改造

鄂尔多斯盆地长北气田在国内首次使用了壳牌石油公司的专利技术——SMSM低温分离器。该分离器同时具有过滤式分离器、涡流管除沫器和垂直分离器的优点,但投产后发现天然气处理量达不到设计要求且外输天然气露点不合格。为此,通过对该低温分离器的参数进行倒推计算,找到了原因之所在:SMSM式低温分离器内件结构存在问题,涡流管、二级出口的数量不够。因此,对其进行了改造,割开了被封闭的涡流管进出口的盖片。经考核,改造后的SMSM低温分离器处理量最大可达669×104m3/d且外输产品气露点合格。该低温分离器的成功优化改造,对国内相关设计单位有借鉴作用。

长北气田钻具腐蚀控制技术

针对长北气田的钻具腐蚀现象进行了系统的室内研究和现场取样分析,找出了腐蚀的根本原因是离子环境下溶解氧腐蚀,并通过在循环体系中进行多组氧含量对比测试,找出了钻井液体系中溶解氧的主要来源;并在室内从碱度、盐含量、氧含量等方面对钻具的腐蚀速率影响进行了对比分析,优选出了配伍性良好、有效作用周期持久的新型缓蚀剂,确定了腐蚀控制主要性能参数指标窗口。通过CB19-1等14口井现场实践证明,上述研究成果在经过现场加料工艺改进后,解决了长北气田大位移双分支水平井现场的腐蚀性问题,实现了防止钻具腐蚀控制的目的。

长北气田生产工艺系统本质安全化的实现

长北气田由中国石油与壳牌石油公司合作开发。在该合作项目实施过程中,合作双方始终将HSE"零事故"作为首要目标,并为此制定了相应的程序和管理制度,尤其是在生产系统本质安全化管理方面有独特之处。为此,对比了中国石油与壳牌石油公司在生产工艺系统本质安全化方面的差异,总结出长北项目生产工艺系统本质安全化有以下特点:①本质安全化贯穿于整个项目的设计、施工以及生产运行和维护全过程,且有相应的控制和管理方法;②本质安全化的费用投入最低、合理、可行;③安全仪表系统性能稳定,故障率低,能够实现对生产工艺系统的联锁保护;④生产工艺系统建成后按照设计要求进行严格试车,确保后期操作安全平稳;⑤利用先进的SAP系统对工艺设备进行维护管理,保证工艺系统安全可靠。

长北气田储层保护钻井液技术研究与应用

长北气田采用裸眼完井方式,钻进中钻井液跟储层的接触时间长,为了减小在水平段钻进过程中钻井液液相和固相侵入对储层的伤害,模拟长北气田地层环境做钻井液对储层的伤害实验,研究出一套适合长北水平段山2气层的储层保护技术。现场5口井的应用结果表明,钻进过程中钻井液对储层的伤害很小,CB8-3完井投产后获得超过230×104m3/d的工业气流,创造单井产量最高记录。表明对裸眼水平段的储层保护钻井液技术取得明显效果。

长北气田地面集输管网缓蚀剂研究与应用

长北气田是迄今为止中国陆上天然气勘探开发领域最大的对外合作项目,由中国石油与壳牌石油公司共同承担开发作业;其选用了国内少见碳钢输送湿气的工艺。并首次采用"碳钢+缓蚀剂"措施来保证地面集输管网的安全。在缓蚀剂的选型上通过更能模拟现场真实情况的动态实验室评价方法-旋转笼法,对缓蚀剂的缓蚀效率、乳化趋势、毒性及与水合物抑制剂甲醇的配伍性等进行评价,找出了适用长北气田地面集输管线的缓蚀剂。并对缓蚀剂加注工艺进行了阐述,对加注量进行了计算,最后通过现场验证,证明了该缓蚀剂的使用有效的保护了长北地面集输管线。

新型低温脱烃设备在长北气田的应用

介绍了长北气田低温脱烃装置改造前的运行情况,通过对改造后低温脱烃装置的脱烃效果进行分析,说明了长北气田目前使用的管壳换热器和SMSM低温分离器具有非常高的换热效率和分离效率,并使小压差、大温降低温脱烃工艺取得成功。

鄂尔多斯盆地长北气田钻井工程项目后评价

以鄂尔多斯盆地长北气田为例,对钻井工程项目进行了详细的后评价分析。概述了长北气田钻井工程项目,对长北气田钻井工程方案设计和钻井工程实施效果两个阶段的工作进行了项目后评价;通过采用定量和定性相结合的方式,利用前后对比法,将项目前期的可行性研究和预测结论等与项目的实际运行结果相比较,对比了符合程度,进行了原因分析。评价认为,长北气田井的设计合理可行,方案设计思路正确,对钻井施工中暴露出来的技术风险有一定的预见性,对地质复杂情况和技术难点有一定认识;通过井身剖面优化、钻头优选、钻具组合优化、钻井液体系优化等技术,对钻井工程设计技术方案进行了优化完善,钻井技术经济指标较高,工程质量能满足长北气田开发需要。

长北气田山西组2段储层保护钻井液技术

长北气田采用裸眼完井方式,水平段钻进过程中钻井液跟储层的接触时间长,液相和固相侵入对储层的伤害严重。介绍了长北气田储层特征,模拟长北气田地层条件进行了钻井液储层伤害实验,分析其储层伤害因素,研究出一套适合长北气田水平段山2气层的保护储层钻井液,现场5口井的应用结果表明钻进过程中钻井液对储层的伤害很小,CB8-3井完井投产后获得超过230×104m3/d的工业气流,创造单井产量最高记录。所研究的储层保护钻井液能很好地解决储层伤害问题。

安全仪表系统在长北气田的应用与研究

通过对安全仪表系统及横河Prosafe-RS系统进行介绍,结合长北天然气处理厂和井丛内主要生产装置安全连锁保护功能的实现,阐述了安全仪表系统能够从本质上提高生产装置的安全性能,避免生产事故的发生和进一步扩大,值得在今后的项目建设中进一步推广。

酸性完井液技术在长北气田的应用

近年来不断重复使用低伤害钻完井液,使得一些不易清除的黏土颗粒不断在钻井液中积累,导致钻井液中分散黏土含量不断升高,在液柱的高压差下,使钻井液中分散很细的黏土微粒进入储层,使储层孔隙进一步缩小,水锁加剧,导致产量降低。针对这一难题,主要从改变储层表面性质着手,研制出了酸性完井液体系,室内试验表明:酸性完井液可以使现场泥浆伤害后岩心渗透率恢复率得到明显提高,恢复率提高率达到168.77%,冲洗效果显著。现场试验一口井,试气结果表明:以初期产量计,单井产量提高率达到41.43%,提高产量效果显著。

长北气田完井工程方案分析及应用

长北气田气藏压力系数低、渗透率低。为了保证长北气田安全、科学、高效开发,国内外技术专家对工程技术方案进行了多次编制和修改,最终采用双分支大位移水平井开发,采用裸眼完井或预钻孔尾管(predrilled liner)完井,根据地层腐蚀情况采用日本JFE钢铁公司制造的13铬防腐套管,油管扣型采用VAM或FOX优质扣,完井管串设计有坐落短节、永久性封隔器和地面液压控制的井下安全阀。截至2010年底长北气田完井29口,投产27口,年产量达到30×108t,完井方案科学合理,满足了气田开发和今后维护的需要。

长北气田CB21-2井长水平段煤层防塌钻井液技术实践与认识

CB21-2井是一口壳牌中国勘探与生产有限公司长北气田二期开发井,地处工区边缘,储层地质复杂,特别是下二叠统山西组煤层易碎、易塌,水平井段更为突出。为此,基于长北气田和苏里格气田普遍应用的低伤害钻井液体系,重点考虑泥岩、碳质泥岩、煤层交替出现的水平井段安全钻井的需要,研制了适合该区块的有机盐加重钻井液体系(0.2%～0.3%提切剂+0.1%～0.2%提黏剂+0.3%～0.5%降失水剂+0.1%～0.2%抗盐降失水剂+0.5%～1.0%G301-SJS+18%～20%有机盐+4%～5%无机盐+高效润滑剂+防腐剂+除氧剂+缓蚀剂+石灰石),CB21-2井第2条分支钻穿多套煤层,没再出现卡钻等井下复杂情况,平均井径扩大率只有1.0%。由此总结出该区山西组长水平段煤层防塌技术对策:①钻井液密度提高至1.22g/cm3,平衡地层坍塌压力;②提高钻井液抑制性,防止地层水化膨胀;③强化钻井液体系封堵能力,封堵煤层裂缝,降低钻井液滤失量;④控制钻井液流变性,保持井眼清洁和润滑性。

长北气田集输干线清管研究

长北气田地面建设工程中气田集输采用丛式井及气液混输工艺,集输管道内持液量较大且中央处理厂(CPF)内无段塞流捕集器,集输干线清管操作风险较大。为保证集输系统的安全,有必要对集输干线的清管进行研究。实际清管前采用两相流模拟软件OLGA进行清管段塞液量的模拟,制定详细清管操作方案。将2009年6月长北气田集输北干线的实际清管操作数据与软件模拟结果进行对比,对清管方法提出合理化建议。针对长北气田集输系统的实际情况,采用非常规清管方法对集输管线进行清管有利于降低操作风险。

长北气田地面工程设备材料选用分析

长北气田原料天然气中由于CO2和Cl-联合作用,腐蚀性强。经腐蚀实验和技术经济对比,设备材质创新地采用316L不锈钢复合钢板。通过腐蚀评价和硬度检测等实验,有效解决316L复合钢板设备热处理等技术难题,确保长北气田在CO2和Cl-联合工况下复合钢板设备运用的安全可靠性。

废弃钻井液固液分离—化学处理技术在长北气田的应用

为了解决废弃钻井液中有毒有害组分含量高导致的严重污染环境和损害人体健康等问题,从减少有毒有害组分和降低其含量出发,将初级固液分离、深度固液分离和化学处理技术结合,形成了废弃钻井液固液分离—化学处理技术。长北气田5口井的现场试验结果表明,试验井的废弃钻井液经过固液分离—化学处理后,钻井液污水、岩屑和泥饼浸出液的各项指标均满足相关排放标准,能够达标排放或循环利用,且处理成本低于常规的固化-净化法。研究结果表明,废弃钻井液固液分离—化学处理技术能够实现废弃钻井液的有效处理。

鄂尔多斯盆地长北气田储层保护技术

为了评价钻井过程中钻井液对鄂尔多斯盆地长北气田储层的伤害程度并评选低伤害完井液,实验中应用先进的AC-FDS-800-10000地层伤害系统,在模拟正常钻井和储层参数条件下成功地完成了3套钻井完井液体系对长北气田储层的伤害程度评价。实验结果表明:逆乳化油钻井液对该储层伤害率高达73.91%,因伤害发生在整个岩心而不易解除;油基钻井液对气层岩心几乎100%伤害,但油基钻井液滤失很小,浸入井壁的深度浅,在完井后储层开展射孔或压裂,则伤害很容易解除;相比之下,无黏土低伤害暂堵钻井完井液体系对气层平均伤害率为11.11%,暂堵性好,完钻后可以采取裸眼完井,井壁上形成的暂堵滤饼通过气层压裂完成解堵,并直接气举投产,很大程度上简化了完井、投产作业,值得推广应用。