吐哈油田胜北区块地层特性及钻井液技术对策

吐哈油田胜北区块钻井过程中遇到井壁失稳引起的下钻遇阻、划眼、卡钻等井下复杂情况,制约了钻井提速提效。以胜北508H为代表井,对不同层位岩屑样品的矿物组成及理化性能进行了测定,进而分析了上部地层和下部地层的主要特性和井壁失稳机理。研究表明,地层中普遍存在泥岩,泥岩中粘土矿物含量较高且其组成主要以伊蒙混层和伊利石为主,同时也含有蒙脱石,这些是导致井下发生复杂情况的地层因素。针对上部地层泥岩易水化分散造浆、缩径,提出了采取聚合物强化包被性能以及复合盐强化抑制性能的钻井液技术措施,优化后钻井液的滚动回收率高达88.40%,膨胀率为1.17%。针对下部地层泥岩易剥落掉块、坍塌,提出了通过微-纳米全尺寸封堵并结合复合盐的活度控制及聚胺强化抑制性能的钻井液技术措施,优化后钻井液的平衡压力时间大幅延长,达160 h。钻井液活度低于0.76,钻井液72 h浸泡泥岩岩心的强度降幅减小。优化后的钻井液在胜北区块SH5s21-2和SH5s13-2两口井应用中取得了良好的效果,钻井过程中未发生复杂事故,实现了维持井壁稳定、提高钻井时效的目的。

基于GA的RBF神经网络气液两相流持液率预测模型优化

为了提高气液两相流持液率预测精度,针对传统径向基函数(RBF)神经网络预测气液两相流持液率网络拓扑结构困难和收敛速度慢等问题,提出一种基于遗传算法(GA)优化径向基函数神经网络的气液两相流持液率预测模型。通过系统聚类算法和灰色关联度分析(GRA)对收集的实验数据进行处理,优选出最优模型特征,同时结合遗传算法确定了RBF神经网络结构参数。基于室内实验数据进行训练,并与常用于持液率预测的反向传播(BP)神经网络、GA-BP神经网络及RBF神经网络进行对比,评估了模型的准确性及可行性。结果表明:GA-RBF神经网络模型均方误差为0.0017,均方根误差为0.0416,平均绝对误差为0.0281,拟合度为0.9483。相较于其他神经网络模型,该预测模型表现出更高的计算精度和更强的泛化能力。

深层煤层气水平井安全钻井技术

针对吐哈盆地深层煤层气的勘探,前期以直井试采为主,水平井的钻井技术仍处于探索阶段。由于该区块属于高陡斜坡区、煤系地层发育,导致直井段井斜易超标、煤系地层的井眼井壁易失稳、水平井井段的轨迹难以控制及固井质量差等问题,文章通过分析高陡斜坡区提速限制因素,引入自动垂钻系统,形成直井段防斜打快技术,解决了高陡斜坡区防斜和大钻压快速钻进的矛盾;分析煤层井壁失稳机理,开展浸泡实验,优选了胺基有机盐钻井液体系,提高抑制性和封堵固结井壁性能,强化了煤系地层井壁稳定;结合深层煤层三压力剖面预测数据优化井身结构及轨迹控制,设计防卡PDC钻头和钻具组合,配套强抑制、强封堵性胺基有机盐钻井液,实现了煤层水平段安全延伸;强化钻井参数,应用岩屑清洁工具和个性化通井钻具组合,提高了井眼清洁效率;优化套管选型、扶正器配置及水泥浆体系,保障了固井质量。该系列技术为实现吐哈盆地深层煤层气水平井安全高效钻探奠定了基础。

致密富水凝析气藏压裂水平井产能特征数值模拟

吐哈气田吉7区块为深层致密砂岩富水凝析气藏,具有孔渗极低、孔隙含水饱和度高、流体凝析油含量高等特征。文中考虑了储层改造区内压裂诱导裂缝与天然裂缝分布特征及其强应力敏感性,建立了区块典型气井双孔双渗多段压裂水平井组分流体数值模拟模型,实现了早期压后返排生产阶段历史拟合与产能预测。模拟分析表明:气井生产早期,超压返排阶段油气产量高,以改造区裂缝供给为主,由于裂缝强应力敏感性,裂缝压力快速下降使渗透率降低,油气产能快速下降;随着生产进行,改造区内的基质逐渐向裂缝窜流供液,气井产能趋于稳定,但改造区外基质内油气由于渗透率低难以被有效采出;凝析气藏在开发短时间内即有凝析油析出,但主要析出在储层改造区内的裂缝中,对渗流造成的反凝析伤害较低;富水凝析气藏可流动水的弹性膨胀能部分转换为了油气产量,相同地层压力下,油气衰竭采出程度比束缚水气藏高,但油气流动更加困难,不利于凝析气藏开发。研究成果与认识对类似致密富水凝析气藏的开发具有重要的指导意义。

深层页岩油水平井复合盐弱凝胶钻井液技术

吐哈油田准东吉新2区块深层长段水平井钻井过程中存在泥岩井壁易失稳、井眼净化难度大、减摩降阻困难等问题,对钻井液抑制性、封堵防塌性、携岩性和润滑性提出了较高要求,为此,进行了钻井液技术研究。采用NaCl、KCl、甲酸钠和ZNP-1复配,使钻井液体系具有强抑制性,解决了井壁失稳难题;采用“沥青粉+丙烯基树脂封堵剂+固壁剂”实现了微米~亚微米~纳米孔喉微裂缝全封堵;采用低荧光润滑剂和囊包减阻剂复配,提高了钻井液润滑能力;采用弱凝胶提切剂提高了钻井液携岩能力。最后形成了复合盐弱凝胶钻井液体系配方:清水+4%膨润土+0.2%烧碱+15%NaCl+5%KCl+15%NaCOOH+1%ZNP-1+1%DRGJ-1+0.5%LV-CMC+4%沥青粉+2%树脂封堵剂+2%固壁剂+0.3%弱凝胶+2%低荧光润滑剂+3%囊包减阻剂+重晶石,并对其性能进行了评价,结果表明:16 h泥页岩线性膨胀率为7.21%,动切力不小于11 Pa,滤饼黏滞系数不大于0.0612,钻井液活度不大于0.76,高温高压滤失量低于10 mL,可抗10%钻屑和5%CaSO_(4)污染。在吉新2区块应用5井次,与邻井吉新2、吉新2-2井相比,钻井周期降低了33.05%,二开平均井径扩大率降低了68.49%,平均复杂率降低了68.19%。该技术为油田同类型深层长段水平井安全优快钻井提供了技术支撑。

高压注空气驱油过程中油气爆炸风险分析及特性实验

注空气驱油是一项经济有效的提高采收率技术,同时油气—空气混合物的防爆安全备受关注。目前爆炸风险评估多是基于低温低压条件下油气爆炸特性进行的,缺乏针对实际油田高温高压工况下的研究。采用自行研制的高温高压油气爆炸实验装置,模拟井筒注空气工况,研究了压力、密度、气体组分对天然气爆炸极限的影响。实验结果表明,100℃时压力从5 MPa升高至15 MPa,爆炸极限范围扩大了10.25%,爆炸风险增加。通过进行稀油和稠油的自燃爆实验表明,高温导致轻质组分蒸发,稀油和稠油的自燃爆温度随密度增加均升高,在15 MPa条件下,自燃爆温度可低至190~207℃。针对不同注空气工艺流程和油气爆炸机理进行了爆炸风险分析,当注气井压力低于油藏压力时,油气回流进入井筒与空气混合是发生爆炸的主要原因;生产井中,由于原油氧化不完全或气窜导致氧浓度超过临界氧含量是导致爆炸的最重要因素之一。最后,基于实验和理论分析结果,提出了不同注空气工艺过程中有效的井筒防爆措施。