川西地区深层致密砂岩气氮气钻完井试验及发展建议

深层低渗致密砂岩气藏基质黏土胶结物含量高、孔喉细小、低渗透率、低孔隙度、强亲水,采用常规水基工作液勘探开发易产生储层伤害,且伤害后渗透率难以恢复。氮气钻完井技术可从根本上避免钻井液中的固液相侵入引起储层损害,有效保护储层,提高单井产量。文章回顾了近年来氮气钻完井技术开发深层致密砂岩气的实践应用情况,从储层保护、及时发现气层、自然建产、提供地质甜点依据、为气藏富集规律确定提供辅助依据五个方面系统评价该项技术开发深层致密砂岩气的效果,同时针对井眼轨迹控制、井壁失稳及井下岩爆诱发卡钻、钻杆完井和井位及井段优选四个方面阐述了将来氮气钻完井技术的研究方向,以期为四川盆地须家河组致密砂岩气及国内外其他相似气藏的高效开发提供借鉴。

水平井精细分段深度酸化压裂技术研究与应用

近年来,油田行业发展迅速。随着油田开采技术的不断进步,许多油田的产油量和储层厚度都远远小于以前。低渗透油田经过长期开采,原油总量大大减少,综合水面浑浊,油田规划布局存在不合理问题,最终影响了低渗透油田的开发。针对上述情况,在开发过程中应注意低渗透油田的开发效率和资源开发程度,并结合水平井压裂等技术,促进油田产业的稳定发展。基于此,主要探究了水平井压裂技术在低渗透油田开发中的研究与应用。

川西坳陷上三叠统须家河组天然气分布及成藏特征

川西坳陷自晚三叠世以来 ,经历了印支、燕山、喜马拉雅多期构造运动 ,导致了上三叠统须家河组岩石物性、构造特征、流体性质和地压场的多期次变化 ,油气运移聚集经多次反复而成藏。川西坳陷上三叠统须家河组天然气富集带环绕彭灌生烃凹陷 ,在其东、西、北坡呈马蹄形分布 ,显裂缝系统构成天然气自然渗流的重要通道 ,天然气藏主要聚集在以早期构造为基础的各种复合圈闭中。综合源岩生排烃期 -储层致密化期 -流体充注储层时期 -圈闭形成期的分析 ,川西坳陷上三叠统的原生气藏成藏期为印支中晚期 -燕山中晚期。晚白垩世以后 ,储层整体致密化 ,烃源岩生排烃高峰期结束 ,油气被致密化作用所“封存”。喜马拉雅运动使区内产生强烈形变 ,主要表现为裂缝对早期致密化“封存”油气的活化作用。因此 ,川西坳陷上三叠统须家河组天然气的成藏特征 :早期“古构造”是天然气藏聚集的基础 ;中期“致密化封存”是天然气保存的条件 ;晚期“裂缝活化”是天然气富集的关键。

长石砂岩次生溶孔的形成机理

在酸性水介质条件下,长石类矿物都能发生程度不同的溶蚀反应并形成次生孔隙。根据原始矿物和次生矿物的组成和物理化学性质可以定量计算次生孔隙度。钾长石被溶蚀时形成的次生孔隙度最高,达1 1 91 % ,钙长石形成的次生孔隙度最低,为0 72 % ,钠长石和中长石形成的次生孔隙度介于两者之间。长石溶蚀过程中所需的CO2 ,一部分来自大气降水或水与大气接触过程中所溶解的空气中的CO2 。

川西坳陷中段须家河组天然气地球化学特征与气源追踪

川西坳陷中段上三叠统须家河组天然气组成、碳同位素、天然气轻烃的地球化学特征及气源追踪研究表明:须家河组天然气不含H2S,属于典型的煤成气。其中川西坳陷整体表现为须二天然气以自生自储为主,不排除下部小塘子组和马鞍塘组源岩对其有一定贡献。须四上亚段天然气也以自生自储为主,在有断达深部的断裂发育地区可能有下部(如须二)天然气窜层运移至该层,须四下亚段天然气主要来自须三段。须五段天然气则主要为自生自储为主。

基于沉积微相-储集空间类型的储集层流动单元划分——以彭州气田雷口坡组碳酸盐岩储集层为例

沉积微相和储集空间类型分别从不同的角度反映了储集层的非均质性。四川盆地川西坳陷彭州气田中三叠统雷口坡组四段上亚段缝洞型碳酸盐岩储集层具有很强的非均质性,采用沉积微相-储集空间类型定性识别与流动层带指数定量划分相结合的方法,优选参数并利用聚类分析将彭州气田雷四上亚段缝洞型碳酸盐岩有效储集层划分为4类流动单元,不同类型流动单元与沉积微相、物性特征、储集空间类型具有很好的对应性。用典型岩心的压汞曲线对分类结果进行验证,揭示该方法对缝洞型碳酸盐岩储集层具有较好的分类效果。Ⅰ类和Ⅱ类流动单元具有相对优质的储渗条件和含气性,是彭州气田雷四上亚段缝洞型碳酸盐岩优质储集层评价的主要类型。

复杂礁滩体超深水平井地质导向关键技术

元坝气田长兴组高硫气藏开发主要是利用大位移水平井来实现的,由于受礁滩体埋藏超深、储层横向变化大和气水关系复杂等因素影响,水平井存在着不能达产的风险。针对常规地质跟踪分析技术不能满足复杂礁滩体水平井长穿优质储层的要求,从气藏特点出发,综合应用X射线荧光分析、核磁共振分析、近井约束反演等新技术,研究解决碳酸盐岩地层随钻岩性识别、随钻储层评价、随钻储层预测等难题,建立了元素录井岩性识别、核磁物性分类评价等标准,形成了实用有效的元坝超深水平井地质综合导向与轨迹优化调整技术,并在10口井中成功应用,完钻水平井精确入靶并长穿多个礁滩优质储层,投产测试井全部获得高产,实现了边际储量的有效开发动用,对同类型井的地质导向和轨迹随钻调整具有指导意义。

考虑应力敏感和吸附的页岩表观渗透率模型

页岩气流动存在明显的多尺度效应,而应力敏感和吸附现象的存在使得页岩气的渗流机理更为复杂。基于Beskok-Karniandakis模型,推导了考虑应力敏感和吸附的页岩表观渗透率计算模型。利用该模型进行计算并分析了应力敏感和吸附对页岩表观渗透率的影响。当页岩孔隙半径大于5 nm时,应力敏感对表观渗透率的影响占主要地位,应力敏感和吸附综合作用下的页岩表观渗透率随压力降低呈先降后升的趋势;当孔隙半径小于5 nm时,应力敏感导致的渗透率损失要小于气体解吸和滑脱引起的渗透率增大,页岩表观渗透率随压力降低而增大。

广西百色油田那读组油基钻井液技术

针对广西百色油田那读组地层复杂,在该地层钻进极易发生井壁失稳导致恶性坍塌的井下复杂情况,特别是在水平井钻井施工过程中,更易发生恶性坍塌甚至卡钻的问题,开展了针对性的那读组水平井强封堵油基钻井液体系研究。该钻井液体系以纳米级固-液复合等封堵材料增强封堵性能,同时体系具有较强的抗污染性能、良好的润滑性能等特性。该体系在坤8-6HF井三开进行了现场试验,应用效果表明该体系能有效地保持井眼稳定,优质的油基钻井液性能满足了安全钻井施工的需要,很好地解决了百色地区那读组水平井钻井过程中的恶性坍塌等技术难题。

川南下古生界高演化页岩成熟度指标

川南下古生界下寒武统筇竹寺组及下志留统龙马溪组2套页岩,具有时代老、热演化程度高、缺乏镜质体等特点,因此,如何准确定量化评价有机质成熟度,一直是学术界争论的焦点。为此,文中总结了过成熟页岩各项成熟度实验过程及数据应用时的注意事项:1)热解实验需要人工识别真实的热解烃峰值温度,排除钻井液污染产生"假峰"的影响,获取真实的热解峰温;2)分析每个样品所有测点沥青质反射率及笔石反射率的分布特征,剔除不可靠测值的影响;3)伊利石结晶度可应用于伊蒙混层比小于15%的过成熟页岩,当无测点或测点少时,作为过成熟度的可靠指标。最终采用了岩石热解峰温-沥青质反射率-笔石反射率-伊利石结晶度综合评价方法,明确了永川、威远地区龙马溪组镜质体反射率(Ro)为2.05%~2.35%;井研地区筇竹寺组Ro为2.57%~2.74%。

准噶尔盆地准南坳陷侏罗系含气潜力

准噶尔盆地准南坳陷多层烃源岩叠合 ,生烃丰度之高为国内罕见。二叠 -三叠系由于埋藏过深 ,除通过断层向浅层输送外 ,原层已无勘探意义。侏罗系是评价很高的供烃层系 ,在坳陷中心埋深可达 10 0 0 0m ;并已致密化或超致密化 ,晚期难以形成常规油气聚集。侏罗系经历了早期形成深盆气阶段和晚期深盆气破坏、改造、调整阶段。主要含气领域包括 :(1)北大坡可保留部分深盆气 ;(2 )山前挤扭形成的三排构造 ,通过烃源断层在浅层构造中形成次生气藏 ;(3)虽已超深 ,但侏罗系晚期裂缝可能重新组成高储、高产气藏 ,仍具很大的勘探潜力 ;(4)在深盆气区 ,有利相带厚层大砂体和古圈闭等“甜点” ,其含气资源潜力应特别注意。

WEIBULL峰型开发模型

建立了Weibull峰型开发模型油气开发指标的数学表达式,例如采油速度、采出程度等开发指标的数学表达式。还提出了Weibull峰型开发模型的早期决策方法。提出了Weibull峰型开发模型的lgVD-lgRp,lgVD-lg(c0.5t),lgRp-lg(c0.5t)三种典型图版及其中晚期的匹配方法。

川西海相超深井优快钻井技术

针对川西海相气藏平均井深6 000 m、岩性致密、可钻性差、多套压力系统并存等工程地质难点,沙溪庙组地层多井次压差卡钻;T3x4~T3x2二裂缝发育,井漏、井涌频繁,稳定性差;同一井眼存在多套压力体系、安全窗口窄。以海相超深井提速为目标,优化四开制井身结构,配套形成复合钻井、垂直钻井、欠平衡钻井、涡轮钻井以及钻头优选等关键技术。陆相复合钻井同比提高20%,垂直钻井提高45%、欠平衡须家河组须四段以上井段提高1.5倍,须三段井段提高62%、涡轮钻井提高85%~278%;海相优选钻头钻速与常规钻井头相当,有效进尺提高5~10倍。现场应用表明,配套集成技术应用后同比邻井相同井深的情况,平均钻速提高39.7%,缩短钻井周期170 d,节约1 200万元。

“香菱学诗”中的诗歌赏析与创作

在《红楼梦》第48回,曹雪芹借香菱向黛玉讨教如何作诗写出了自己对于诗歌赏析与创作的理论,从诗歌结构到诗歌的立意最后到诗歌的格调,读者随着香菱的学习过程也对诗歌有了进一步认识。

水平井压裂液返排技术研究

跟踪川西致密气藏水平井压裂液返排情况,分析水平井压后排液返排时机、控砂效果、助排效果及返排率。水平井由于其特殊的井身结构,趾端液体在流向跟端时需克服水平段的井筒摩阻,若提高趾端液体返排速率,则跟端流动压差增大支撑剂容易回流,如何在保持裂缝导流能力的前提下,尽快尽多地返排出液体成为备受关注的问题。通过分析,总结出区域性压裂液返排规律,为今后水平井压裂施工设计、压后排液管理提供依据。

川西气田雷口坡组气藏超深大斜度井钻井关键技术

针对川西气田雷口坡组气藏钻井面临的地层压力体系复杂、上部地层易发生井斜超标、须家河组—小塘子组可钻性差、雷口坡组地层破碎等技术难题,根据地层三压力剖面和井壁稳定性特征,优化必封点设置,形成三开制井身结构设计方案;根据预弯曲动力学原理优化易斜地层钻具组合设计,基于地层可钻性特征开展钻头个性化设计和高效钻头优选,优化形成破碎地层滑动导向轨迹控制技术。将上述技术集成应用于PZ3-5D井,该井完钻井深7339 m,平均机械钻速4.28 m/h,钻井周期238.4 d。现场应用表明,超深大斜度井钻井关键技术能够有效保障钻井安全,实现提速提效,为后续大斜度开发井的实施提供技术支撑。

纳米硅乳液水泥浆体系在川东北元坝地区的应用

川东北元坝地区生产套管固井具有井深、温度高、气层压力高等特点,固井防气窜难度大。针对该地区的固井技术难点,设计研究了纳米硅乳液水泥浆体系。该水泥浆体系具有流动性好、API失水量小、零自由液、稠化过渡时间短、防窜效果好等特点,其形成的水泥石具有更低的渗透率,更高的抗压强度、抗冲击韧性、界面胶结强度和抗酸性气体腐蚀能力。研究结果表明,与常规水泥石相比,10%纳米硅乳液加量可以使水泥石抗折强度提高24.2%、抗压强度提高32.0%、弹性模量降低40.4%、渗透率降低81.8%、腐蚀后渗透率降低57.4%,并显著提高界面胶结强度和水泥环防气窜能力。此外,将纳米硅乳液与常规硅粉复配还可以提高水泥石的高温稳定性能。纳米硅乳液水泥浆体系在川东北元坝地区多口井成功应用,固井优良率100%,且井口不带压,较好地解决了元坝地区超深高温高压气井固井技术难题。

超深海相碳酸盐岩储层气水相对渗透率实验

针对超深海相碳酸盐岩储层水侵特征复杂的特点,选取基质、含溶蚀孔、天然裂缝等不同类型介质岩心开展气水相对渗透率实验研究,搭建了高温高压(150℃,50 MPa)的气水相对渗透率测试实验装置,设计了实验流程及实验方案。当实验围压分别为10,30,50 MPa时,测得不同围压对应的气水两相相对渗透率并绘制曲线,分析气水两相相对渗透率曲线随围压的变化特征。研究结果表明:当围压增大时,气水相对渗透率曲线普遍向下移动,其中,天然裂缝岩心的气水相对渗透率下降幅度更为明显;气水相对渗透率等渗点向含水饱和度小的方向移动,相对渗透率曲线形态发生变化。不同介质的气水相对渗透率曲线两相同流区宽度也存在明显差异,其中,随围压升高,含溶蚀孔岩心的两相同流区宽度变化幅度最小。该实验结果可用于解释深层碳酸盐岩气田水侵特征及气井产水现象,为该类气藏水侵规律的确定提供依据。

油层套管保护技术在元坝投产气井中的应用

元坝气田是迄今为止国内埋藏最深的海相酸性气田,井型主要采用超深水平井和大斜度定向井。在投产测试前期,扫塞、通井、刮管等井筒作业极易磨损油层套管,为后续投产作业带来严重安全隐患。通过对钻具材质规格的优选,非旋转套管保护器的使用,泥浆体系的低磨阻优化,形成了针对元坝高含硫超深投产气井的油层套管保护技术。该技术的实施对油层套保护效果显著,为该区块高含硫化氢海相井的安全投产提供了又一技术保障措施。

导致钻铤失效的井下振动分析及其解决方案

在某些区块或地层尤其是大井眼钻进时,因井下存在较为严重的振动,钻铤出现频繁的疲劳破坏,且多数刺漏、断裂处于螺纹根部。分析上述钻铤失效的原因后发现:井下严重的振动所引起的循环往复弯曲应力导致了该种疲劳破坏。为此,对井下振动模式进行理论分析,包括纵向振动、横向振动和粘滑(扭转)振动及力学界建立的物理模型,从理论角度剖析了实际井下不同振动形式可能产生共振的危害和理论依据;然后根据钻柱井下横向振动情况及涡动规律,分析了根据既定的边界条件确保稳定的钻井参数的最佳区域,阐释了在最佳区域内钻井,既可以保持钻具的稳定或消除涡动和粘滑振动以获得最大机械钻速,还可以减少或消除下部钻具尤其是钻铤的交变应力疲劳的认识。最后提出了减弱和消除井下振动的解决方案:(1)根据特定的钻具组合、钻井环境,运用上述建立的物理和数学模型,可以较为方便地计算出应该避免的可能引起井下共振的转速及相关参数,且共振转速恰恰就是最佳防振转速,利用井下振动分析软件在钻具组合设计和现场施工时可以避开共振频率;(2)V形扶正器是一种新颖且高效的减弱和消除井下横向和粘滑振动的工具。