川南深层页岩气旋转导向钻井技术瓶颈的突破

川南泸州区块龙马溪-五峰组页岩气储层埋深大、温度高、地层孔隙压力高、甜点地层高硅高钙,导致储层钻井效率低、周期长。自2019年至今,通过旋转导向配套工具的应用,满足了深层页岩气甜点靶体精确地质导向轨迹控制的工程技术要求,但较高的工具失效率(56.4%)与较长的钻井周期(平均111 d),成为制约深层页岩气高效开发的工程技术瓶颈。为提高钻井效率,优选了目前应用率高、钻井效果好的斯伦贝谢公司旋转导向工具开展深层页岩气学习曲线研究,为深层页岩气制订了提速提效技术方案。现场实施结果表明提速提效技术方案的应用大幅提高了储层钻井效率,与标准页岩气旋转导向钻具组合应用阶段相比,调整完善阶段Ⅰ类储层钻遇率由90.4%提升至92.7%,铂金靶体钻遇率由58.8%提升至82.1%;四开平均机械钻速由5.58 m/h提升至6.17 m/h,钻井周期由54.89 d缩短至50.54 d。该技术方案对于加快川南深层高温高压页岩气勘探开发和产能建设具有重要意义,可以帮助作业者在深层页岩气储层钻井作业中提高钻井效率并缩短钻井周期。

基于GA-BP神经网络的长宁地区页岩气水平井产能预测技术

准确预测页岩体积压裂井的产能是确定合理开发决策的重要前提。目前页岩气井产能预测主要基于理论模型,需要理想化假设条件和不易得到的参数,导致体积压裂前的产量预测精度不高。为此,通过数据挖掘技术直接从影响产能的参数入手,突破传统理论模型的局限,首先利用灰色关联度确定影响长宁地区57口页岩气水平井压后产量的主控因素及权重,然后基于遗传算法优化的误差反向传播(back propagation,BP)神经网络方法,建立页岩气水平井体积压裂产能预测模型。基于该模型,针对长宁地区已生产井数据开展现场应用。应用结果表明:工程参数主要影响页岩气水平井的初期产量,总有机碳含量(total organic carbon,TOC)、单井百米液量、单井百米砂量、脆性矿物指数等工程参数是影响页岩气水平井测试产量和3个月累产气量的主控因素;TOC、I类储层钻遇长度、孔隙度、含气量等地质参数是影响页岩气水平井1年累产气量的主控因素;基于长宁地区已生产井数据建立的页岩气水平井体积压裂测试产量预测模型的平均误差为8.76%,预测误差同比多元回归模型预测降低了47.79%;基于遗传算法-误差反向传播(genetic algorithm-back propagation,GA-BP)神经网络的产能预测技术具有操作灵活和预测精度高的特点。利用大数据分析和产能预测方法为长宁地区页岩气井的产能预测提供一种新思路,提高了产能预测效率,并有效地指导现场施工。

输气站场轴流式流量控制阀的冲蚀特性

为了明确输气站场轴流式流量控制阀的冲蚀风险部位与冲蚀速率,以典型轴流式控制阀为研究对象,基于CFD方法分析了控制阀流体域的流速和冲蚀特性,明确了控制阀出现冲蚀风险的工况和部位。在此基础上,建立了常见工况下流量控制阀壁厚损失计算方法,并且通过壁厚测量实验进行了验证。研究结果表明:①阀芯处流速高于阀前变径管处,是磨损最严重的区域;②在6年的运行过程中,开度为30%的运行时间占总运行时间的70%,对应阶段阀前变径管的壁厚损失约占总壁厚损失的17%,阀芯的壁厚损失约占总壁厚损失的14%;开度为70%的运行时间占总运行时间的20%,对应阶段阀前变径管的壁厚损失约占总壁厚损失的33%,阀芯的壁厚损失约占总壁厚损失的35%;开度为100%的运行时间占总运行时间的10%,对应阶段阀前变径管的壁厚损失约占总壁厚损失的50%,阀芯的壁厚损失约占总壁厚损失的51%;③随开度增加阀芯处冲蚀速率呈减小的趋势,变径管处冲蚀速率呈增大的趋势;④建立的控制阀冲蚀速率计算模型,修正了原模型中冲击角度函数f(a)一项,修正后f(a)中参数X为0.54、Y为-0.91、Z为0.79、M为0.1、N为0.64。结论认为,修正后的冲蚀速率模型预测精度较高,适应性较好,可以用于输气站场轴流式流量控制阀的冲蚀速率仿真模拟。