肯基亚克油田盐上斜坡带低温低压砂岩油藏压裂技术研究

哈萨克斯坦肯基亚克油田盐上斜坡带二叠系砂岩油藏主力储层埋深900~1350 m,原始地层压力系数1.0左右,储层温度25~35℃。由于油藏为高角度单斜油藏,邻井同层连通性差,且油藏南北跨距小,不具备注水开发井网部署条件,区内油井投产后一直采用衰竭式开采,目前地层压力系数已降至0.61左右,单井产能已低至2~5 t/d。为探索加砂压裂技术在该类油藏的适应性,针对低温、低压油藏压裂压裂液破胶难度大、压后返排困难等技术难题,开展了加砂压裂措施增产潜力分析、低温破胶压裂液体系评价优选、低压油藏压后排液工艺优化等室内研究,并将研究成果于Kxxx9井开展了首口井应用,压裂增产倍数达到8倍以上,措施效果显著,为低温低压油藏开发提供了新的技术思路。

小井眼侧钻井射孔压裂气举投产一体化技术——以肯基亚克油田盐下二叠系砂岩油藏为例

哈萨克斯坦肯基亚克油田盐下二叠系砂岩油藏属于高压低渗油气藏,水力加砂压裂是该油藏主要增产技术措施。目前区块由于管柱腐蚀断脱等原因造成的停产井已超过10口,为实现该类井复产高产,需要开展侧钻+压裂作业。围绕侧钻后作业过程中降低储层伤害、小直径套管(内径97.18 mm)内工具设计、不放压转层喷砂射孔及延长含气油井自喷生产期等难题,开展小直径水力喷砂射孔+压裂+气举生产一体化压裂管柱技术攻关,形成了适用于高压储层小井眼侧钻井的射孔压裂气举投产一体化技术,现场应用效果显著,为油田长停井复产提供了新的技术思路。

玛北斜坡百口泉组致密砾岩水力压裂裂缝表征

水力压裂是致密砾岩油气开发的主要手段,主要通过物理实验和数值模拟研究水力压裂裂缝,由于缺少现场数据的验证,增产措施的设计存在较强的不确定性。为了描述致密砾岩压裂裂缝的形态,证实储集层有效改造,在玛湖凹陷北斜坡钻取了1口以获取压裂裂缝为目的的取心井。在致密砾岩岩心观察与分析的基础上,对比岩心、成像测井、CT扫描等资料,描述了压裂裂缝形态,表征了裂缝产状和密度。致密砾岩具有粒径大、分选差、颗粒支撑以及非均质性强的特征。从长度为323 m的岩心中识别了335条压裂裂缝,主裂缝扩展以与井筒垂直的方向为主,分支裂缝较少且与主裂缝近垂直,部分层段出现破碎带,是不对称的双翼缝。裂缝具有绕砾和穿砾2种扩展方式,分别在拉张和剪切作用下形成,因此,将其分为张性缝和剪切缝。张性缝和剪切缝产状一致,均为接近90.0°的高角度倾角,近南北向的倾向,剪切缝的密度整体上大于张性缝。

考虑扶正器作用下连续油管摩阻计算模型与下入能力分析

超长水平段连续油管作业过程中,连续油管由于质量轻、刚度小、挠度大、径向尺寸小,在上提、下放过程中容易发生屈曲甚至自锁,下放摩阻大,制约了超长水平段连续油管作业效率。为此,开展了考虑扶正器影响的水平井连续油管受力分析及摩阻计算研究。基于纵横弯曲连续梁理论,建立了三维空间内考虑扶正器作用的连续油管侧向力及摩阻计算模型,并以某油田J-3井开展了验证试验。结果表明:安放扶正器后,连续油管的下入能力增加,表现在管柱屈曲消失、下放井口轴向力增加、下放摩阻降低;同时,连续油管的安全性也有所提升,表现在上提井口轴向力降低、最大Mises应力降低。本文所建立的考虑扶正器作用下的连续油管受力数学模型和研究结果可为水平井连续油管作业扶正器安放及优化设计提供理论依据和设计参考。

信息技术高速发展时期企业人事档案管理分析

随着社会经济的发展,科学技术的进步,企业人事档案管理工作其重要作用也逐渐明显。人事档案管理工作可以帮助企业整合信息资源人才提拔选用,为企业可持续发展提供信息保障。在信息技术高速发展时期,人事档案管理工作也要顺应时代要求,建立完善的信息化管理体系,使档案信息能够在企业管理过程中得到充分应用。本文主要分析了信息化时代下企业人事档案管理存在的问题,并针对这些问题提出了一些建议措施,希望能够推动现代企业人事档案管理工作顺利开展,为企业人力资源开发提供可靠保障。

火山岩岩性测井识别方法研究——以准噶尔盆地火山岩为例

储层岩性识别是火山岩油气藏勘探的基础。通过对准噶尔盆地石炭系火山岩储层典型井的岩心观察,结合对岩石薄片及测井资料的详细分析,总结了火山岩的测井响应特征,提出了火山岩岩性测井识别方法。该方法利用常规测井资料识别岩性,再应用成像测井资料识别火山岩的结构及构造,其中自然伽马、密度和声波时差是对火山岩岩性识别较有利的3种测井资料。利用GR-Rt/AC交会图可有效区分火山岩与沉积岩,在此基础上根据GR-DEN交会图与GR-AC交会图可区分出火山岩类型,最后结合成像测井图(FMI)可进一步识别火山岩的结构及构造特征。

准噶尔玛东地区下乌尔禾组储层成岩作用与孔隙演化

通过岩心观察、岩石和铸体薄片、扫描电镜、X衍射和物性分析及鉴定,对准噶尔盆地西北缘玛东地区二叠系下乌尔禾组(P2w)储层的成岩作用过程和成岩演化历史进行了研究,总结了研究区储层成岩作用与孔隙演化模式。通过储集岩成岩特征和孔隙类型的研究可知玛东地区下乌尔禾组已达到中成岩阶段A期-中成岩阶段B期,储集岩经历了压实、胶结、溶蚀、交代等多种成岩作用,压实作用和胶结作用导致原生孔隙遭受破坏,储集性能变差,孔隙损失分别达23.24%和4.54%;火山岩岩屑、沸石、碳酸盐类胶结物的溶蚀,刚性颗粒的破裂及成岩收缩是形成次生孔隙的主要因素,孔隙增生量达3.25%;黏土矿物和含铁方解石的后期充填是次生孔隙遭受破坏的主要原因。

缝洞型底水油藏油井底水突破时间预测方法——以塔河油田4区S48井为例

底水锥进是降低底水油藏单井产量和采收率的重要原因。塔河油田奥陶系发育缝洞型底水油藏,该类型油藏与孔隙型和裂缝性油气藏具有较大的差别,储层中孔、缝、洞共存,其中大型的古溶洞系统是其主要的储集空间。由于储层尺度在空间上变化较大,储集空间分布不连续,该类型底水油藏的底水锥进机理与常规底水油藏存在明显差异。考虑塔河油田储层缝洞分布不均、非均质性较强的特点,将该类型储层抽象成为渗透率变异的概念地质模型,定义渗透率变异系数和泄油半径比来表征储层缝洞的发育程度,在此基础上推导出缝洞型底水油藏油井底水突破时间的预测公式。以塔河油田4区S48井为例开展实例计算,对比预测效果并分析缝洞发育程度(渗透率变异系数和泄油半径比)、单井产量和射孔程度对该类型底水油藏油井底水突破时间的影响。

水合物热力学抑制剂性能评价及变化规律数值模拟研究

针对水合物抑制剂用量大、应用效率低的问题,采用数值模拟方法研究了甲醇、乙二醇、二甘醇、三甘醇、乙醇5种热力学抑制剂在不同含量下对水合物生成抑制效果的变化规律,并对不同种类不同含量下抑制剂的性能进行了评价。结果表明:5种热力学抑制剂均对水合物有抑制作用,且随着总含量的累积,乙二醇单位含量抑制效果逐渐增强,二甘醇和乙醇单位含量抑制效果逐渐减弱,三甘醇单位含量抑制效果先变小后变大,甲醇单位含量抑制效果基本不变;摩尔分数小于10%或大于20%时,三甘醇抑制性能最好,中等含量下乙二醇抑制效果较好,整个范围内,乙醇和二甘醇抑制效果较差;研究结果可为水合物抑制剂的选用提供参考,以便节约成本,达到高效利用抑制剂的目的。

川东北碳酸盐岩气藏岩石渗透率变化实验

地应力变化是一个三轴方向上的综合应力变化,传统的应力敏感性实验与地层真实情况存在较大误差。为了研究超高压碳酸盐岩气藏储层渗透率与有效应力的关系,针对实际井获取的岩心,设计了不考虑岩石中孔隙流体压力的三轴应力变形实验和考虑岩石中流体压力的变形实验方案,推导了由三轴应力实验数据计算渗透率变化的数学模型,在此基础上分析了川东北碳酸盐岩超高压气藏岩石渗透率变化与有效应力的关系。结果表明:在同样的有效应力条件下,考虑孔隙中流体压力时渗透率下降幅度更大。3号岩心有效应力达到50 MPa时,无因次渗透率下降幅度为57.48%。对于天然裂缝发育的岩心,使用考虑岩心中流体压力的变形实验能更好地获取渗透率的变化规律;对于天然裂缝不发育的岩心,使用不考虑岩心中孔隙流体压力的三轴应力实验能更好的获取基质渗透率的变化规律。对比国内外异常高压气藏,认为研究区气藏渗透率的应力敏感性较强。实验研究为气藏科学、高效开发提供了科学保障。

长石溶蚀作用对储层物性的影响——以渤海湾盆地东营凹陷为例

渤海湾盆地东营凹陷砂岩储层中长石含量丰富,而且长石溶蚀现象普遍,对储层物性具有重要影响。运用偏光显微镜、扫描电镜以及X-射线粉晶衍射等分析技术,对东营凹陷砂岩储层中长石及其溶蚀产物的分布特征进行了研究。结果表明:在不同地区长石含量存在差异,凹陷北部长石含量最高,其次是南部,最低的是中部地区;在层位上,沙河街组一段长石含量最高,其次为沙河街组二段和沙河街组四段,含量最低的是沙河街组三段;在东营凹陷砂岩储层中,长石主要的溶蚀产物为高岭石、伊利石和绿泥石。由于高岭石向伊利石和绿泥石转化,导致高岭石含量逐渐降低,浅部的伊利石和绿泥石主要由伊/蒙混层转化而来,而深部的伊利石和绿泥石主要由高岭石蚀变形成。砂岩储层中的伊/蒙混层矿物在浅层含量高,随着埋藏深度增加,含量逐渐降低。

造山带隆升与非均衡沉降盆地的响应关系——以鄂尔多斯盆地陇东地区长7—长6油层组为例

以鄂尔多斯盆地陇东地区长7—长6油层组为例,通过露头剖面观测、岩心观察及锆石U-Pb测年数据,分析秦岭造山带的隆升特征及对物源的影响、长7—长6油层组内发育的凝灰岩夹层、重力流及震积岩等事件沉积体的时空分布,揭示造山带隆升与事件沉积体之间的响应关系。秦岭造山带自东向西“剪刀式”的俯冲闭合是导致盆地沉积中心不断迁移的动力,长7期在湖盆西南部形成最大深坳区。西秦岭隆升伴生的侵入型“S型花岗岩”为西南部深坳区提供了充足的物质来源。深坳区内部广泛分布着事件沉积体,其中凝灰岩夹层与西秦岭的侵入型岩浆岩具有同源性,自南向北厚度逐渐减薄;深坳区西南部坡折带发育浊流及部分砂质碎屑流沉积体,东北部发育砂质碎屑流及部分浊流、泥质碎屑流沉积体;由盆地西南—东北方向,震积岩岩心变形频率、幅度、规模逐渐降低,表明震源来自于西秦岭附近。因此,秦岭造山带隆升与鄂尔多斯盆地的非均衡沉降及事件沉积响应特征具有很好的时空耦合关系。

基于孔隙矿物和流体分布的致密油储层润湿性研究

基于孔隙周围矿物分布和不同大小孔隙内流体分布特征研究致密油储层岩石整体及不同大小孔隙的润湿性。首先基于扫描电镜实验研究了致密油储层中不同尺寸孔喉周围的矿物分布特征,其次借助自发渗吸和核磁共振实验研究了不同流体进入致密油储层孔隙后的分布状态,最后基于孔隙周围的矿物分布特征,通过岩石分别在水相和油相中自吸后的自吸曲线和核磁T_(2)谱分布判断岩石整体及孔喉润湿性。研究结果表明,目标岩心大孔隙周围以碳酸盐岩矿物为主,小孔隙周围以黏土矿物和硅酸盐矿物为主;自发渗吸和核磁实验相互验证显示岩石整体偏水湿,具体为大孔隙偏油湿,小孔隙偏水湿。该研究为评价致密油岩石整体及不同大小孔隙的润湿性提供了新思路。

MaHW6004井泵送桥塞射孔联作复杂情况处理

MaHW6004井是中石油在玛18井区部署的一口重点评价井,采用泵送桥塞多簇射孔联作分段压裂完井工艺,其压裂后的产量决定着该区块后续施工井的部署及开发。利用井下微地震检测仪、压裂施工数据及曲线图,分析判断井内出现的桥塞未丢手、桥塞坐封失效及下桥塞遇阻、压裂砂堵等复杂情况,制定了大修穿心打捞、连续油管冲砂、压裂后大排量清洗井筒的解决方案,并提出了一系列有针对性的防范措施。研究表明,下入的桥塞应与套管钢级相适应,采用井下微地震监测可以有效监测到桥塞点火坐封、裂缝起裂位置及走向等信息,为压裂施工提供了基础数据资料,为同类井施工提供了参考借鉴。

高泉背斜地层压力测井多参数综合解释与异常高压成因

目前国内外地层压力测井解释方法较多,但大多数方法基于欠压实沉积理论并局限于单一的地层岩性,尤其是针对盆地边缘山前深层构造,单一测井参数确定地层压力误差较大,且无法解释沉积压实机制以外的异常高压。为此,将多种异常高压机制相关的测井参数进行综合解释,建立适合山前复杂构造的地层压力测井多参数计算模型,评价准噶尔盆地南缘高泉背斜高探1井的地层压力剖面,其计算结果与钻井实测数据吻合,相对误差小于3.00%.同时,基于原始沉积加载—卸载过程力学原理,利用地层压力测井多参数分析判别出高泉背斜深层各层系异常高压的形成机制。

塔里木盆地M区块致密砂岩气藏水锁损害影响因素评价

致密砂岩气藏在勘探开发过程中极易产生严重的水锁损害,造成气井产能下降。文中以塔里木盆地M区块致密砂岩为研究对象,采用真空饱和、恒压驱替、核磁共振相结合的手段开展了不同因素对水锁损害率的影响实验。实验结果表明:岩心初始含水饱和度越低,水锁损害率越高,当初始含水饱和度为15%和35%时,驱替120 min后水锁损害率分别为74.5%和59.1%;含裂缝岩心水锁损害程度明显低于基质岩心,岩心中黏土矿物质量分数、实验流体矿化度和黏度越高,水锁损害率也越高,而实验流体表面张力越小,水锁损害率越低。塔里木盆地M区块施工时,应选择合适的作业流体和施工压差,尽可能减少作业时间,降低水锁损害程度。另外,可以通过增大生产压差、水力压裂、注入解水锁剂及干氮气等措施解除水锁损害。

流体注入过程中井筒温度场计算及影响因素分析

在压裂、酸化等注入过程中,若井筒温度场发生变化,不仅会导致注入流体的性能发生变化,井下管柱、套管也会受到"温度效应"的影响,导致管柱变形。为此我们利用能量守恒定律,建立井筒传热数学模型,并结合计算机技术,对实际生产数据进行计算求解,实现了注入过程中井筒温度场的预测,为注入作业参数的合理选择提供了理论依据。

苏里格气田压裂返排液重复利用技术

苏里格气田压裂返排液具有返排量大、成分复杂、处理难度大等特点。简单的氧化-絮凝-沉淀的处理方法不足以使压裂返排液达到直接排放或再利用的标准,同时还会因为处理后液体需要贮存从而提高运营成本。因此,我们通过增加还原-吸附等处理过程,使处理后的压裂返排液达到重复配制压裂液的标准。实验结果表明,压裂返排液经过处理后,损伤压裂液性能的硼、钙镁离子浓度均出现了明显降低,水质明显改善;复配压裂液体系黏度达到150 mPa·s,配伍性良好,破胶性能良好,平均伤害率17%左右,均满足相关标准要求。并且该压裂返排液重复利用技术在苏里格气田进行了现场运用,均取得成功。

潘庄煤层气区块15号煤储层物性特征研究

煤储层物性特征是影响煤层气开发成效的关键因素,文章基于潘庄煤层气区块地质、煤层气地质及煤层气勘探开发资料,采用煤层气地质理论对该区15号煤储层物性特征进行了研究。结果表明:研究区15号煤储层具有较好的含煤性和含气性,可为煤层气开发提供较好开发对象和气源保障;煤的孔裂隙系统相对发育,煤层渗透性好、渗透率高,有利于煤层气吸附、储集、扩散及渗流;15号煤储层地层能量普遍较弱,煤储层压力为“欠压”状态,不利于驱动煤层气高效产出;煤中具有良好的吸附储集煤层气空间,煤对煤层气的吸附能力强、吸附量大,但煤层气解吸速率较低。

贵州省煤层气资源利用现状分析及发展建议

贵州省煤层气资源丰富,开发利用前景巨大,但由于贵州省地质条件复杂,勘探开发程度较低,煤层气利用受到诸多因素制约,利用率低于中国总体水平。文字立足于贵州省煤层气资源利用现状,深入分析了贵州省煤层气资源利用面临的问题,提出了提高贵州省煤层气资源利用率的建议。