寒带海域永冻层的力学特性对油气钻井的挑战

全球海洋油气勘探开发活动目前主要集中在热带和温带地区,但随着世界能源发展格局的变化以及油气需求量的不断增长,寒带海域的油气资源越来越受到关注和重视。永冻层所具有的力学性质特殊性,给寒带海域油气开采带来了极大的困难与挑战,目前国内对于寒带海域油气钻井技术鲜见报道。为此,通过调研国内外的文献资料,分析了永冻层在不同状态下的力学特性及其在井筒安全、钻井平台、钻井液体系、固井和天然气水合物等方面所存在的风险,综合阐述了套管隔热、优快钻井、低温钻井液、低温固井及钻井平台设计等永冻层油气钻井关键工艺及配套技术的现状。研究结果表明:①永冻层所在的环境温度对其力学性质较为敏感,温度是稳定永冻层力学性质以及实现安全快速钻井的关键因素;②合理而高效的保温隔热技术、低温流体工艺技术和抗冰钻井平台技术是确保海域永冻层钻井顺利实施的核心技术。结论认为,寒带海域油气资源丰富,在弄清永冻层分布特征和力学特性的基础上,研发并掌握寒带海域相关钻井技术对于提高我国海洋钻井技术的国际竞争力具有重要的意义。

鄂尔多斯盆地蟠龙油田长2低渗透砂岩储层特征及其主控因素

针对鄂尔多斯盆地蟠龙油田长2油藏规模小但储量高、孔隙度相对较高但渗透率低、隐蔽性强且勘探难度大的特点,通过岩心观察、薄片鉴定、粒度分析、扫描电镜分析、压汞测试及全岩X衍射分析等多种方法对长2储层岩石学特征、孔隙类型、孔喉结构以及物性特征等进行研究,并从沉积相、成岩作用以及岩石成分等多角度对低渗透储层的控制因素进行深入分析。研究结果表明,蟠龙油田长2油层组低渗透砂岩为辫状河流沉积,储渗体系由长石砂岩和岩屑长石砂岩中的残余粒间孔、溶蚀孔和微裂缝等组成。共发育4类孔隙结构且河道砂体物性最好。压实作用造成孔隙度损失最大,胶结作用次之,溶蚀作用改善了储层物性。石英、长石等组分含量与孔隙度、渗透率呈正相关,岩屑、黑云母与杂基、碳酸盐矿物和钙质等组分含量与储层物性呈负相关关系,微裂缝对储层渗透率贡献明显(尤其是渗透率大于10×10^(-3)μm^(2)时)。

砂体叠置关系及其对油水分布的影响——以南泥湾油田南212井区长4+5^(2)为例

为明确研究区南212井区长4+5^(2)油层组砂体叠置类型及其与油水分布的关系,通过岩心观察、测井解释对研究区长4+5^(2)沉积微相类型、砂体的垂向叠置及横向接触样式进行深入剖析,再结合试油资料探讨不同砂体叠置类型的含油特征。结果表明,研究区南212井区长4+5^(2)储层形成于三角洲平原沉积环境,主要发育分流河道与河道间微相。砂体样式按照垂向叠置关系可划分为块状、分段互层、薄互层以及薄层砂体,在横向上可将其划分为孤立砂体、垂向叠置、水平搭接及切割叠置砂体。研究区长4+5^(2)砂体垂向叠置类型主要为薄互层和分段互层砂体,分段互层砂体含油性较好,而薄互层砂体含油性较差。长4+5^(2-1)砂体横向接触关系主要包括垂向叠置、切割叠置及水平搭接砂体,且切割叠置类砂体含油性最好,长4+5^(2-2)主要为水平搭接和孤立砂体,含油性整体较差。

鄂尔多斯盆地南212井区长4+5^(2)储层的非均质性

南泥湾油田延长组长4+5油层组砂体厚度,分布规模在纵、横向变化较大,不同小层储层孔隙结构、物性差异明显,导致储层非均质性强,增大了剩余油分布预测的难度。为了深入研究储层非均质性,高效开发储层剩余油,通过岩心观察、铸体薄片鉴定、物性测试实验及扫描电镜分析,对南212井区长4+5^(2)储层的长4+52-1和长4+5^(2-2)这2个小层非均质性进行详细研究。结果表明:长4+5^(2-1)小层的层间非均质性强于长4+5^(2-2),其平面非均质性弱于长4+5^(2-2),两个小层的层内非均质性整体差异不大,而长4+5^(2-1)的微观非均质性强于长4+5^(2-2)。

鄂尔多斯盆地南212井区长6_(2)致密砂岩储层特征及其影响因素

为了明晰鄂尔多斯盆地南212井区延长组长62致密砂岩储层特征及其影响因素,综合铸体薄片鉴定、扫描电镜观察、高压压汞、核磁共振、X-衍射等分析测试资料,对储层岩石学、物性、孔隙结构特征、成岩作用及储层物性的控制因素进行研究。研究表明:研究区长6_(2)储层主要为长石砂岩和少量岩屑长石砂岩,为低孔—特低孔、特低渗储层,孔隙类型以粒间孔、长石溶孔为主,孔隙组合类型主要为溶蚀孔-粒间孔型,孔隙结构分为大孔-细喉型、中孔-微细喉型以及小孔-微喉型3种类型,中孔-微细喉型最为发育;成岩作用主要为压实压溶作用、胶结作用和溶蚀作用;储层物性受沉积环境与成岩作用的共同影响,在分流河道储层物性好,储层单砂体厚度越大,物性越好;压实压溶作用和胶结作用均对储层物性起破坏性作用,溶蚀作用对储层具有建设性作用。

基于机械比能的快速钻井理论研究与应用

现阶段国内钻井现场操作大多依靠经验,缺乏科学的理论依据,造成机械钻速偏低的同时加速工具、钻头的损坏,影响钻井提速增效。基于机械比能及快速钻井理论,提出分步测试等几项关键技术,通过优选钻井参数、避免低效事件、科学清洁井眼及优化现场操作等方式,带动水平井提速增效。2020~2021年在玛湖油田、吉木萨尔页岩油等区域进行先导性试验,现场实践表明在国内现有的技术装备条件下,应用该方法可以大幅提高机械钻速、行程进尺及钻井效率,具备大规模推广应用价值。

高分子聚合物稠化剂的制备及其压裂液应用性能研究

以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、对苯乙烯磺酸钠(SSS)和二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)为聚合单体,通过水溶液聚合法制备了高分子聚合物压裂液稠化剂FTW-1,与有机锆交联剂交联,考察了聚合反应温度、体系酸碱度、反应时间、单体浓度、引发剂加量等对高分子聚合物稠化剂FTW-1性能的影响,利用FTIR、TG等方法对高分子聚合物稠化剂FTW-1进行了表征。结果显示,高分子聚合物稠化剂最佳合成工艺为单体质量浓度为35%,pH值为7.8~8.0,引发剂加量为0.12%,反应温度为50℃,反应时间为4 h。红外及热重分析显示,该高分子聚合物稠化剂FTW-1分子结构符合预期设计,黏均分子量约为1.8×10^(6),具有良好的热稳定性,可满足180℃施工需求。同时,也开展了压裂液性能,诸如溶解性能、增稠和交联性能、耐温耐剪切性能、抗微生物降解性能、破胶性能等的研究,结果表明压裂液各项性能均满足相关行业标准要求。

基于CT扫描的碳酸盐岩储层微观孔隙结构分形表征——以延安气田马家沟组为例

碳酸盐岩是世界上重要的油气储层类型之一,在多种多样的成岩作用下,其微观孔隙结构较为复杂,研究碳酸盐岩储层微观孔隙结构有助于合理评价储层。现根据分形理论的自相似性,选取延安气田马五12溶洞、裂缝较为发育的碳酸盐岩样品,运用CT扫描获取原始灰度图像,结合图像处理软件对其进行图像预处理获得二值图像,并求取分形孔隙度与分形维数。从精细化、无损化、直观化角度表征碳酸盐岩样品微观孔隙结构的复杂性和非均质性。研究结果表明,分形维数可以表征微观孔隙结构的非均质性,该样品分形维数介于1~2之间,分形维数越接近2,孔隙结构越复杂,微观孔隙结构非均质性越强;分形孔隙度与分形维数呈负相关,且该样品孔隙结构的连通性一般。因此基于CT图像的分形表征不仅在碳酸盐岩储层微观孔隙结构的直观刻画与定量描述方面具有显著优势,而且为后续评价延安气田马家沟组碳酸盐岩储层提供理论依据。

基于MSE的钻井优化方法在玛湖油田的应用

玛湖油田油层分布受岩性、物性、构造等多重因素影响,油层展布预测难度大,地层岩性变化大,压力系统复杂,钻井周期长,制约着油田效益开发的进程。为进一步提升玛湖油田水平井机械钻速,降低钻井周期,在玛湖油田水平井三开井段应用基于MSE的钻井优化方法,介绍了MSE优化理论及优化流程。累计在玛湖油田应用11口井,三开平均钻井周期由优化前的42.95d降至36.34d,综合提速21.29%,提速效果明显。