鄂尔多斯盆地榆林-神木地区上古生界裂缝和断层分布及其对天然气富集区的影响

鄂尔多斯盆地东部榆林—神木地区上古生界发育了断层和3种类型的裂缝。裂缝类型有区域构造缝、水平缝(包括层理缝与缝合线)和成岩缝,其中,区域构造缝主要呈北东向分布,在上古生界各层位均发育,缝合线在山2段中下部和太原组灰岩中都可见到,层理缝仅见于山西组山2段中下部,成岩缝仅见于石千峰组千5段。断层为逆断层,断穿了上古生界下部气藏的区域盖层和烃源岩。裂缝和断层分布对研究区重点勘探层位山2段、盒8段和千5段的天然气富集起到了重要作用:伴生的层理缝和缝合线的分布控制了山2段天然气富集区;区域构造缝的分布促进了盒8段天然气的富集;而千5段天然气的富集则依赖于本区断穿上石盒子组的断层和区域构造缝的分布。

降压法开采天然气水合物藏物理模拟相似准则分析

考虑降压法开采天然气水合物藏中所涉及到的水合物分解动力学过程、多相渗流过程、相变及传热等几个重要因素,推导出了三维降压法开采水合物藏物理模拟实验应满足的相似准则,并对各个相似参数的物理意义进行了分析。

世界天然气资源勘探现状与展望——世界天然气储量为175.2万亿m3，主要集中在3个国家：俄罗斯、伊朗和卡塔尔

天然气指以甲烷气为主，在少数情况下也有以二氧化碳或氮为主，极个别情况下有以硫化氢为主的，在水圈、岩石圈以及地幔和地核中的自然气体。为使能源供应多样化，抑制全球变暖的趋势，许多国家转向使用天然气。20世纪90年代末天然气需求以每年3％的速度增长。预测2020年天然气需求的年增长速度为2％，而石油为1．3%。天然气在能源结构中的份额增长势头强劲。

特低渗透油藏非线性渗流模型

启动压力梯度和介质变形是油气在低渗透、特低渗透储集层中渗流规律偏离达西定律的主要原因。基于介质变形、启动压力梯度特征物理模拟实验,定义了新的应力敏感系数,分析了应力敏感系数和启动压力梯度(单相和油水两相条件下)的变化规律。建立了考虑启动压力梯度和介质变形的特低渗透油藏单相和油水两相非线性渗流数学模型,对于单相渗流,给出了定产量、变产量和定流压条件下模型的解;对油水两相非活塞驱替,给出了分流量方程、油水前缘位置方程及压力、产量方程,并给出了求解方法。模型的油藏工程应用表明:低渗透油藏产能递减速度高于中高渗油藏;渗流速度比较小时,非线性因素对油水两相渗流影响显著。利用该模型,还可确定油田的合理注采井距。

低渗透储层岩石覆压实验变形特征分析

对于低渗透储层岩石而言,基于岩石受力变化后发生线弹性变形的假设与实验结果并不相符。为此,采用CMS300覆压测试、岩石力学性质测试、压汞以及铸体薄片观察等实验手段对低渗透储层岩石覆压变形特征进行分析,结果发现实验岩样在应力增大的整个过程中发生的是软塑性变形→弹性变形→塑性变形过程。低渗透岩石在覆压实验中表现出的强应力敏感性是由其变形特征决定的,岩石在覆压增大的初始阶段发生微量软塑性变形是造成渗透率大幅下降的主要原因,其与低渗透岩石的泥质及胶结物含量较高、孔喉通道狭窄有关。基于实验研究结果,定义了新的岩石应力敏感系数来表达渗透率与有效覆压的关系,与实验数据有更好的相关性,并且能够方便地将任意常规岩样渗透率转换成储层条件下的渗透率,具有实际的工程应用价值。

塔里木油田典型油气藏水平井开发效果评价

塔里木油田地处边疆和沙漠,地面条件恶劣,97%以上的油气藏埋藏深,一般在3 200-6 100 m,按效益最大化原则采用＂稀井高产＂开发,水平井因其明显的增产和提高采收率优势得到广泛应用。目前已建立了不同类型油气藏的水平井开采模式,在巨厚砂岩块状底水油藏、低幅度层状边水油藏、大面积超深低丰度薄层油藏、碳酸盐岩潜山油气藏、凝析气藏等不同油气藏类型中,应用水平井采油、水平井注水、循环注气等方式开发,在新油田产能建设、老油田综合调整中取得显著效益。至2007年12月,塔里木油田已完钻水平井超过260口,占总井数比例近30%,年产油量占全油田的61%,水平井平均单井日产油量是直井的1.73倍,实现了塔里木油田整体高效开发。

水平井射孔参数分段组合优化模型

沿水平井筒从趾端至跟端存在压力降,且水平井射孔完井沿整个水平井筒射孔参数一般相同,导致水平井跟端过早见水,因此研究水平井射孔参数分段组合优化控制沿水平井筒入流速度剖面对水平井稳油控水尤为重要。基于水平井筒入流速度剖面控制原理,综合考虑水平井筒管流、井壁入流、地层渗流等因素的相互影响,建立了水平井射孔参数分段组合优化模型。对比分析不同射孔参数组合条件下分段优化调控入流剖面的效果,结果表明,射孔密度是调控水平井入流速度剖面最重要的参数,射孔枪弹类型、射孔相位角、射孔方位角是调控水平井入流速度剖面的次要参数,且优化参数越多,水平井入流速度剖面优化效果越好。

井壁稳定性实时预测方法

为有效解决钻井过程中的井壁失稳问题,根据地震和测井信息之间的密切联系,建立了基于地震属性的实时井壁稳定性预测模型。该模型综合利用地震、测井和地质资料,从待钻目标井和已完钻邻井的井旁地震记录中分别提取最优地震属性组合,运用小波神经网络建立已钻井地震属性与测井数据之间的分层映射关系模型,利用当前待钻地层的地震属性并选取相应的映射模型实时预测钻头以下地层的声波和密度测井曲线。基于预测结果结合井壁稳定力学模型计算待钻层段的孔隙压力、坍塌压力和破裂压力,进而预测安全钻井液密度范围。塔里木油田的实际应用表明,该预测模型具有良好的实时操作性能,测井曲线、地应力、孔隙压力、破裂压力和安全钻井液密度范围的预测精度均较高。

基于地震波阻抗的预探井随钻井壁稳定预测

常规井壁稳定预测方法应用于预探井时,由于资料缺乏及使用条件限制、计算参数误差、运算过程复杂等因素会严重影响其预测效果,针对这些问题提出了一种适用于预探井的随钻井壁稳定预测方法。通过考察波阻抗与孔隙压力、构造地应力、岩石强度之间的定量关系,建立包含波阻抗与井壁稳定力学参数的非线性模型,在此基础上利用神经网络算法识别波阻抗与地层三压力(孔隙压力、坍塌压力与破裂压力)之间的映射关系。通过神经网络分层建模及录井资料实时分析,实际钻进中利用地震反演波阻抗数据随钻预测钻头前方的井壁稳定性,及时优化钻井液密度以控制井壁稳定性。现场预探井的应用结果表明,新方法较之常规技术有效提高了适应性与运算速度,操作流程更为便捷,预测精度能满足工程需求。

侧钻水平井膨胀套管完井新技术

针对侧钻水平井完井过程中存在固井质量差、井筒内径过小、后续作业困难等问题,开发了侧钻水平井膨胀套管完井新技术。该技术能够有效扩大生产套管内径,具有完井管柱坐挂和封隔2种功能。地面试验表明,膨胀套管完井管柱工艺设计合理,可以解决常规侧钻井完井过程中出现的问题;该管柱密封性好、操作简便、成本低、效率高,具有较高的推广应用价值。

膨胀管膨胀压力及承压能力分析

针对膨胀管作业过程中出现膨胀压力过大,油管上提不及时导致的油管弯曲变形甚至发射腔破裂等问题,详细分析了膨胀管膨胀时的压力变化过程,并从理论和试验的角度,对膨胀压力以及膨胀管能够承受的极限压力进行计算和比较。结果表明,膨胀压力的峰值出现在膨胀锥经过膨胀管的密封装置处;密封装置在膨胀过程中经过单向膨胀和双向挤压2个阶段,此时应该上提油管避免憋压;膨胀管的发射腔处承压能力最弱。

凝析气藏水平井产能计算模型及方法研究

凝析气井的产能在沿用单相气井的产能分析方法时会产生较大的误差。该文根据凝析气藏稳态理论,求解了气液多相流动产能方程。在比较了适合于油藏水平井产能计算公式的基础上,提出了凝析气藏水平井产能计算方法,通过实例计算,正确率较高。

火山岩气藏采气工艺及方案设计要点

火山岩气藏地质和开发特征具有特殊性,对其采气工艺及方案设计开展了相应的研究与探讨。以松辽盆地的大庆徐深气田和吉林长岭气田为例,运用理论研究与现场实际分析相结合的方法,研究了火山岩气藏在完井方式选择、储层改造、防腐工艺及排水采气等采气工艺方面的特点,并指出了火山岩气藏采气工程方案设计中应重点考虑的关键点。研究结果表明:火山岩气藏固相侵入、水锁伤害严重,必须全生产过程进行储层保护;裂缝开启机理复杂,需采取合理的压裂设计与工艺措施,如加支撑剂前加细粉砂等;同时考虑到火山岩气藏CO2含量普遍较高,在生产过程中应加强防腐工作。

小振幅温降扫描法确定含蜡原油的胶凝温度

在不破坏原油结构的前提下,采用RS150流变仪小振幅振荡剪切温度扫描法,对降温过程中含蜡原油粘弹性参数随温度的变化规律进行了研究。试验结果表明,当小振幅温度扫描试验的降温速率控制在0．5-1℃/min,储能模量(G’)和耗能模量(C”)相等时的胶凝温度与按SY/T0541-94方法测定凝点基本一致,说明用小振幅振荡剪切温度扫描法来确定含蜡原油的凝点是可行的。

中原油田深井超深井钻井技术

深井钻井具有裸眼段长、井底温度高、岩石可钻性差、机械钻速低、井眼易失稳等问题。中原油田开展了复杂地质条件下深井钻井技术攻关,逐步形成了深井井身结构优化设计、PDc钻头+井下动力钻具复合钻井、防斜打直、钻井液、固井、井控等配套工艺技术。截至2004年底,该油田共完成井深超过4000m的深井468口,而且深井钻井速度逐年提高,事故复杂时间大幅减少。详细介绍了中原油田深井超深井钻井技术现状,并对深井超深井钻井技术的发展提出了建议。

裂缝性油藏单井渗流规律研究

在进行裂缝性油藏渗流理论研究时,用常规方法难以对随机分布在储层中且不与油水井相连通的天然裂缝进行处理。为此,根据等值渗流阻力原理,将天然裂缝表征成果应用到油田开发研究中,考虑天然裂缝表征参数对渗流特征的影响,建立了裂缝性油藏单井稳态渗流的理论模型。用实际油藏参数进行了实例计算,研究了裂缝长度、裂缝开度、裂缝数目、裂缝线密度及裂缝与油井的相对距离等参数对压力分布和产量的影响。结果表明,在距井约10 m范围内天然裂缝对压力分布和产量的影响大,超过10 m,对压力分布和产量的影响减小;裂缝开度、数量和线密度超过一定值后天然裂缝对压力分布和产量的影响程度减小。

多分支井技术在辽河稠油油藏中的应用

随着辽河油田稠油油藏开发的不断深入,常规的水平井已很难满足增加注入蒸汽体积提高单井控制储量的要求.为了提高稠油开发效果,在国内外调研的基础之上,根据特稠油和薄层稠油开发的实际情况,运用分支井完井技术,针对不同稠油油藏特点在杜84块和高3块完成了两种类型的分支井,均取得良好开发效果和经济效益.

普光气田大湾构造开发井完井难点与对策

普光气田大湾构造主要采用水平井套管完井,其水平段大量采用高含硫级别的合金套管,完井成本相当高。为降低成本,有效保护产层,研究了底部水平段采用裸眼完井的可行性,比较了胶塞、水泥塞和机械塞等3种完井工艺,并分析了技术难点,提出对大湾构造开发井上部采用机械塞暂堵下高防硫级别套管完井、底部裸眼完井的技术对策,确定了完井方案,并给出了完井管柱、施工方法、关键完井工具及主要参数与制作要求,同时重点阐述了完井管柱的工艺特点,为国内高含硫超深油气藏开发提供了一种科学经济的完井方法。

基于有机盐钻井液的稳定井壁新技术应用研究

介绍了低密度基液和高密度基液的有机盐钻井液在克拉玛依、塔里木、华北等油田的应用典型实例。实例表明,有机盐钻井液具有低固相含量,强抑制性,较低静切力,维护处理简单等优点,而且钻井综合成本可以接受。但没有得到大面积推广应用的原因主要是自身单位成本较高,因此,有机盐钻井液推广应用的对策在于降低加重剂成本,开发配套处理剂,优化钻井液配方,研制更高水溶液密度的加重剂,增加开发商以促进竞争,加强有机盐微观作用机理研究以及重复利用废弃钻井液研究。