鄂尔多斯盆地靖边气田南部古风化壳岩溶储层有效性评价

鄂尔多斯盆地靖边气田南部奥陶系马家沟组马五_(1-2)亚段白云岩储层由于风化岩溶作用形成了复杂的孔隙系统,孔隙结构的复杂性增强了储层的非均质性和各向异性,也增加了储层有效性评价的难度。通过钻井取心和录井资料标定常规测井曲线,结合压汞、铸体薄片、成像测井、核磁共振测井及试气资料,分别从影响储层孔隙结构的岩性、缝洞、物性、平面分布等方面对该层段进行了储层有效性综合评价,形成了一套适合该地区储层的测井有效性评价标准,并建立了具有不同孔隙结构储层的测井识别模式。研究结果表明:岩性较纯的细粉晶云岩孔隙结构较好、缝洞配置良好、基质物性好,因而储层有效性好,产能相对较高;向东和东北倾斜的古地貌对储层的分布具有明显的控制作用.由西向东及由西南向东北方向的储层,其有效性逐渐变差,产能逐渐降低。所得到的储层有效性评价指标在相同岩溶机理形成的其他地区也具有一定的适用性.只需根据具体储层特征和试气结果进行标定,适当调整标准即可使用。

钻井完井液对煤层气解吸—扩散—渗流过程的影响——以宁武盆地9号煤层为例

煤层气以吸附气为主,解吸-扩散-渗流过程共同控制着煤层气的产量,仅采用基于达西定律的渗透率的方法来评价煤层气储层损害有待完善。为此,基于煤岩储层微观结构特征和煤层气运移产出机理,以宁武盆地9号煤层和现场用钻井完井液为研究对象,开展了煤层气解吸、毛细管自吸和钻井完井液动—静态损害评价等实验,并采用微观手段分析了钻井完井液影响煤层气解吸—扩散—渗流过程的机理。结果表明:钻井完井液作用后煤样与平衡水煤样、饱和水煤样相比,煤层气解吸量和扩散系数降低;与地层水相比,煤岩对钻井完井液的自吸能力强且吸附滞留严重,导致气相返排率偏低;钻井完井液滤液损害是造成煤层渗透率下降的主要原因。结合红外光谱、润湿角测定和扫描电镜分析结果,得出认识:钻井完井液滤液通过改变煤的结构、润湿性和孔隙连通性,进而影响到了煤储层气体的运移行为。

动静态资料相结合的气井连通性分析——以克拉美丽气田火山岩气藏为例

克拉美丽气田是近年来准噶尔盆地天然气勘探的一个重大发现。针对该气田火山岩气藏内幕结构复杂,储层非均质性强、井间产能差异大的特征,提出了动静态资料相结合的气井连通性分析方法:首先利用试井、试采及油气水性质等动态资料从开发角度对相邻井进行井间连通性分析,然后结合地质以及地震资料对火山岩体轮廓和内幕结构精细刻画的成果,进一步确定井间连通情况。以滴西18井区为例,采用上述气井连通性分析方法分析认为:DX182、DX1824是连通的,DX1804可能与DX18或者DX1805连通,其余井间的连通性较差。在研究区的应用结果表明,该分析方法对单井开发动态趋势预测与实际符合率达到80%以上,为克拉美丽气田开发方案的编制提供了可靠的基础数据。

“酸敏”砂岩储层的酸化适用性探讨

酸化压裂技术在鄂尔多斯盆地长庆气区部分特低渗透砂岩储层改造中取得了一定的效果,但对于该工艺在酸敏储层的适用性存在争议。酸敏评价实验标准中所用酸液类型及浓度并不是针对具体储层特征的最佳优化结果,因此该类实验得出的敏感性结论并不能作为储层是否可采用酸化处理的依据。为此,开展了酸液岩心流动评价实验,通过研究储层的损害类型和分析储层中矿物含量,进而优化出了酸化工作液体系,形成了以有机酸为主的酸液体系。岩心实验结果表明,该酸化工作液对酸敏砂岩储层进行酸化是适用的,可有效地提高酸化效果。

塔中Ⅰ号气田东部碳酸盐岩储层的试井特征分析

塔里木盆地塔中Ⅰ号气田东部试验区储层高温高压,流体性质和流动机理复杂;试井曲线具有多样性、复杂性及多解性的特点,试井分析面临巨大的挑战。为此,根据研究区地质特点及有关资料录取情况,采用现代试井分析方法与生产动态分析相结合的非均质气藏动态描述综合技术,将储层划分为视均质、双重孔隙、复合模型以及裂缝、裂缝孔洞模型等5种类型进行试井分析。结果表明:该区储层非均质性较强,平面连通性差;试井特征与稳产能力有着紧密的联系,对不同类型的井,应制订相应的开发技术对策。

致密气藏水平井多段体积压裂复杂裂缝网络试井解释新模型

水平井多段体积压裂是目前致密气藏开发的主要手段,体积压裂后井筒周围将产生形态各异的复杂裂缝网络,但目前大部分适用于压裂水平井的试井渗流模型仅假定压裂缝为单一主裂缝,使得试井解释结果与实际情况之间存在着较大的误差,以致于无法准确获取改造区的缝网特征参数。为此,基于非结构化离散裂缝模型,建立了一种考虑复杂裂缝网络的致密气压裂水平井试井模型,然后利用三角单元和线单元混合的有限元方法对模型进行求解,进而获得了不同缝网形态(矩形、椭圆形及双曲形)下的水平井试井典型曲线;在此基础上,分析试井曲线特征及其影响因素,并与常规单一裂缝模型的试井曲线进行了对比,最后应用新模型对鄂尔多斯盆地庆阳气田二叠系山1段气藏一口多段体积压裂水平井进行了试井解释。研究结果表明:①缝网模型与单一裂缝模型试井曲线的最大区别在于早期阶段,改造区拟径向流特征取代了第一线性流特征;②改造区拟径向流阶段结束的时间主要由改造区大小和形状决定,改造区越大则改造区拟径向流阶段持续的时间越长,改造区形状越趋近于长条形则新模型试井曲线特征越接近于单一裂缝模型;③改造区拟径向流阶段的压力导数值主要由缝网导流能力和缝网密度决定,改造区缝网密度越大或者导流能力越大,井筒储存效应阶段结束得越早,改造区拟径向流压力导数值越小且水平线特征越明显。结论认为,新模型具有可靠性和实用性,据此既可以获得准确的储层参数,又可以获得体积压裂有效改造区的大小及缝网导流能力,有助于体积压裂改造效果评价及压后生产动态预测。

安塞致密油藏混合水体积压裂技术研究与应用

安塞油田已进入开发后期,单井产能和采收率逐渐降低,为了老油田的持续发展,充分挖掘渗透率小于0.1×10-3μm2的致密油藏的资源潜力,已成为安塞油田后期开发改造的主攻方向。借鉴北美致密储层的开发经验,针对鄂尔多斯盆地致密储层特性,按照"体积压裂"理念,在传统压裂方式的基础上改进创新,开展了混合水体积压裂技术攻关试验。通过混合水压裂,迫使天然裂缝张开,在主裂缝形成的同时,天然裂缝不断扩张,伴随脆性岩石的剪切滑移,实现对天然裂缝、岩石层理的贯通,形成较大的缝网系统,更大程度地扩大泄油面积,提高单井产量。现场实践对比表明,改造后裂缝体积增加40%,油井单井产油量提升30%。该技术为实现安塞油田致密油藏有效开发提供了技术支持。

水平井体积压裂簇间距优化方法

簇间距是水平井分段多簇压裂设计过程中的一个重要参数。为了进一步提高致密储层水力压裂增产效果,沟通水力裂缝和天然裂缝形成复杂缝网,采用有限元数值模拟方法研究水平井缝网压裂的簇间距优化问题。通过建立均质各向同性储层内三维水力裂缝的诱导应力差模型,从降低应力影效应的不利影响和利用应力影效应的有利影响两个方面分别建立了最小簇间距优化模型和最大改造体积簇间距优化模型,结合裂缝转向机理确定最优簇间距优化原则。研究结果表明:(1)裂缝偏转角度越小,最小簇间距增大;(2)储层改造体积随着簇间距的增加先增大后减小,改造体积最大值所对应的簇间距即为最优簇间距;(3)同一裂缝流体压力条件下,主应力转向角度变化对最大改造体积簇间距的影响小。综合最小簇间距模型和最大改造体积簇间距模型,可以得出最优簇间距,该方法为低渗透储层缝网压裂时的裂缝优化设计提供了参考。

电絮凝处理压裂返排液中絮体及气泡的分形成长特征

利用絮体分形理论阐述了电絮凝处理胍胶压裂返排液中颗粒絮体和气泡的分形成长特征,研究了电絮凝时间对其形成的影响,用分形维数表征了处理时间对二者的影响及变化规律。结果表明,絮体形态、气泡粒径与其分形维数之间呈良好的正相关性,絮体分形维数Df达到1. 90后稳定,絮体聚集更加紧实,易于沉降;气泡的分形维数Df快速达到2. 0后不随处理时间延长而变化,其当量圆直径为36. 1～49. 9μm,产生微气浮作用,强化了絮体的快速分离。

可降解纤维暂堵转向压裂技术的室内研究及现场试验

针对鄂尔多斯盆地苏里格气田特低渗透气藏气井压后单井产量不高、经济效益不理想的问题,研发了可降解纤维暂堵转向压裂技术。该技术通过向储层裂缝中注入暂堵剂纤维,形成暂堵压力,迫使裂缝发生转向,进而增大有效渗流面积以提高单井产量。通过室内优化评价试验,优选出暂堵用可降解纤维直径为10μm、长度为8 mm、混砂加入量为12‰时暂堵效果最佳,降解性能良好,对储层渗透率伤害较小。通过现场试验结合裂缝监测技术,验证了暂堵转向纤维进入储层后,压力上升明显,裂缝发生了转向,可以实现人工裂缝强制转向,达到沟通有利储层的目的,可降解纤维暂堵转向压裂技术在现场应用有效、可行,且取得了较好的改造效果。该技术现场操作简单、应用效果良好,为苏里格气田特低渗透气藏开发提供了新的思路。

水平井连续油管钻磨桥塞技术分析及应用

水平井连续油管钻磨桥塞技术目前在长庆油田得到大规模应用,增产提速效果明显。重点介绍了连续油管钻磨桥塞技术,对施工参数进行优化选择,并结合现场实际工作情况分析连续油管钻磨桥塞技术的难点和易出现的问题,提出优化钻模桥塞设计、利用连续油管钻磨水平井水力泵送桥塞、优化工艺参数、合理施加钻压等解决对策。现场采用连续油管进行钻磨桥塞,达到了快速、安全施工的目的。

企业经营管理工作中财务大数据的应用分析

现代化信息技术的进步推动了我国的企业的迅猛发展。在激烈的市场竞争经济下,为了维护企业的经济效益,需要企业经营管理者和相关人员在财务管理工作中利用先进的信息大数据进行科学专业的分析,精确掌握企业的经营发展和管理状况,为企业的健康稳定发展奠定良好的基础。