朝阳沟66区块钻井液密度设计研究

朝阳沟区块的上部开发层位葡萄花油层埋深较浅,油层发育致密,连通性差;下部开发层位扶余油层憋压严重,油层压力高,容易发生各种井下复杂事故。钻井过程中发现由于井下异常高压的存在,扶余油层的钻井事故发生率较高。通过研究已有地层压力数据和周围注采情况对地层破裂压力的影响,采用阶梯钻井液密度设计方法,并在钻井过程中实施密切监控,可以有效减少该区块的井下复杂。     

冀东油田油层水淹程度录井评价方法研究

冀东油田断裂系统及油水关系复杂、储层非均质性强,经过几十年的注水开发,油田面临一系列问题,油藏合注合采、层间矛盾突出,注采井网不完善,水驱储量控制程度低,各类储层动用状况存在很大差异,存在多套油水组合,使水淹层解释更加困难。根据冀东油田水驱油试验与井壁取芯对比分析资料,建立了该地区水淹层解释评价方法,在冀东油田应用7口井91层,在油田开发实际应用见到了明显效果和获得了较好效益。     

升平油田北部储层含油特征研究

升平油田位于松辽盆地中央坳陷区三肇凹陷徐家围子鼻状构造向南倾没端延伸部位,主要开发的目的层为葡萄花油层。经过多年的钻井开发以及井网加密调整、注采系统调整和注水结构调整,储层发育相对较好的区块基本已经进入开发中后期,进一步开发的潜力越来越小,在老油田内寻找新的有利含油区的难度越来越大。升平油田北部地区存在着一个空白区,该区井控程度低,葡萄花油层储层发育差,已完钻井的葡萄花和扶余油层主要发育水层和干层,要进一步勘探开发难度较大。本文主要介绍储层含油特征研究的思路,通过该研究有望在升平油田北部空白区找到有利含油区块。     

文96地下储气库注采井钻井技术

储气库注采井须承受强注强采的工况,对套管柱的密封和层间封隔提出了更高的要求;枯竭气藏储气库储层压力系数低,钻井施工过程易发生漏失、储层保护难度大。针对文96区块地质特征及注采井特殊要求,从井身结构、固井设计、完井设计、储层保护技术等方面开展了详细研究,优化井身结构设计;室内实验优选水泥浆体系,针对储层特点优化固井工艺;设计射孔完井一体化管柱,研究射孔完井一体化投产施工技术,形成了适合文96地下储气库的注采井钻井配套技术。现场钻井实践显示,注采井钻井周期明显缩短、井身质量合格、固井优良率高、完井及储层保护效果好,达到了工程设计要求,充分证明了所研究钻井技术的科学性和实用性,从而保障了文96地下储气库工程按期投产。     

煤岩储层保护技术研究进展

中国煤岩储层具有低孔、低渗、裂缝发育但分布不均等特征,所以煤岩储层比常规储层更容易发生损害。煤岩储层的损害不仅导致煤层气采收率下降,且增加开发成本,延缓工程进程,严重制约煤层气的开发效果。主要从煤层气钻井完井及压裂、排采三个方面,介绍了损害发生的影响因素、过程机理、预防措施等研究进展,指出了煤层气的开发过程中外来流体不配伍、煤粉运移和压力变化等是诱发储层损害的主要因素,如何保护煤岩储层是煤层气经济、高效开发的重要条件。最后提出了煤岩储层保护技术存在的问题以及未来发展趋势,为保护煤岩储层发提供新的思路。     

志丹油田延长组长4+5、长6储层均质性特征研究

应用钻井取芯资料、测井资料和注水开发资料,通过渗透率、压汞、剩余油等试验和统计分析储层韵律性变化、微裂缝发育特征、生产动态特征,开展志丹油田延长组长4+5、长6储层静态和动态非均质性特征研究。研究表明,志丹油田长4+5、长6特低渗超低渗储层静态评价为中等非均质,且纵向上长61至长4+51和长61至长64储层非均质性增强,平面上水下分流河道向河道侧翼、分流间湾非均质性逐渐增强;长4+5、长6特低渗超低渗储层不同微相区注水压力、水线推进速度、采液强度呈现中等非均质性,与静态评价结果一致;剩余油分布受储层静态非均质性和油藏开发动态非均质性的共同影响,以10种形式存在;储层渗透率低于0.3×10-3μm2时无法形成有效的注水驱动系统;注采比1.0时油藏地层能量和液量持续下降。静态和动态结合评价储层非均质性,更能揭示储层的本质特征,对于志丹油田开发及剩余油深度挖潜和稳产具有重要意义。     

永乐油田葡萄花油层异常高压因素研究

从分析永乐油田葡萄花油层储层及构造地质特征、复杂井的具体情况、注水开发现状入手,深入地研究了永乐油田葡萄花油层异常高压的成因及其地下压力分布规律,有效地指导钻井技术措施的制定,为钻井施工安全进行提供了保障。     

大庆油田储层研究做法及对南堡油田的启示

摘要：借鉴大庆油田储层研究成熟的做法对指导南堡油田储层研究工作的开展具有重要的意义。系统调研大庆油田资料,将大庆油田储层研究分为五个不同阶段,总结不同阶段储层研究的主要做法及认识结论;对比南堡油田沉积环境、井距条件、研究基础等方面与大庆油田的差异,参考大庆油田储层研究的做法,对南堡油田目前的储层研究给出三点建议：1.建立全凹陷范围内储层格架以指导小层级别之下的储层精细研究;2.加强表外储层的针对性研究以指导河流－三角洲体系开发中期注采完善与调整;3.构型研究应与开发阶段相对应,目前南堡油田处于开发早－中期,受井距条件及地震资料品质的限制,不宜强求构型研究的大规模开展。     

大庆油田储层研究做法及对南堡油田的启示

借鉴大庆油田储层研究成熟的做法对指导南堡油田储层研究工作的开展具有重要的意义。系统调研大庆油田资料,将大庆油田储层研究分为五个不同阶段,总结不同阶段储层研究的主要做法及认识结论;对比南堡油田沉积环境、井距条件、研究基础等方面与大庆油田的差异,参考大庆油田储层研究的做法,对南堡油田目前的储层研究给出三点建议:1建立全凹陷范围内储层格架以指导小层级别之下的储层精细研究;2加强表外储层的针对性研究以指导河流-三角洲体系开发中期注采完善与调整;3构型研究应与开发阶段相对应,目前南堡油田处于开发早-中期,受井距条件及地震资料品质的限制,不宜强求构型研究的大规模开展。     

玉门油田欠平衡钻井技术

玉门青西油田储层自2006年以来一直发生渗透性漏失,受上部地层井壁稳定性影响,钻井液密度无法降低,口井储层漏失200～300m3,鸭西区块地层压力低,勘探开发一直未能取得突破,需要进行欠平衡钻井,以降低漏失量及保障勘探开发。     

元坝地区陆相井钻井提速探索与实践

元坝地区陆相储层是中国石化天然气勘探开发又一重点层位,但陆相地层钻井存在一些技术难点,导致钻井施工风险大:地层研磨性强,可钻性差;地下断层、裂缝发育,井漏频繁;存在多套压力体系,安全窗口窄。这些因素一直制约着陆相井钻井速度的提高。西南石油工程有限公司施工的元陆702井在施工中开展了钻井提速提效技术攻关与实践,采取了泡沫钻井、气体钻井等技术,并应用了扭力冲击器、孕镶金刚石钻头、高速涡轮、PBL多次循环阀、干法固井等新工具和新工艺,钻井周期比设计缩短28.69%,创新了区域钻井工期新指标,为元坝陆相井寻找到了一条提高钻井速度的有效方法。     

注聚井区压力与影响区域预测

S油田是一个储层非均质性的陆相油田,20世纪90年代以来,开始大面积进行聚合物驱油调整,经过近20年的聚驱开发,聚驱层段的物理性质发生了较大的变化。近两年来聚驱井区调整井钻井实践表明,储层物理性质的变化对钻井时钻关降压造成了较大影响。随着油田聚驱开发不断深入,高分子聚合物在储层中吸附作用导致渗透率降低,聚合物段塞的形成使段塞两侧成为类似断层遮挡憋压的高压区。近年来针对这个问题开展了相应的研究工作,认识到储层物性的不断变化是影响新钻井地层压力的主要因素。     

王集油田改善开发效果技术对策

王集油田属于复杂断块油藏,目前存在局部注采井网不完善,油水井数比高,水驱控制程度低;注采对应状况差,注入水方向性强,平面受效不均匀;平面、层间、层内动用差异大,层间干扰严重;局部区域边水活跃,油井含水上升速度快等诸多问题,针对王集油田目前在开发中存在的一系列问题,提出了改善王集油田开发效果的技术对策。     

大庆低渗透油田水平井钻井工艺研究

随着大庆油田开发进程的深入,产量逐年递减,外围低孔渗油田成为大庆油田持续稳产的关键,目前水平井开发是较为有效的措施,但受地质因素影响,低孔渗地层水平井钻井难度较大,既要保证钻井安全也要保证储层砂体连续和不被污染,而钻井实效会影响油田的正常生产,为保证经济效益和原油产量,必须优化大庆低渗透油田的水平井钻井工艺,从实际出发,分析优化水平井钻井技术,为大庆低渗透油田的钻井提供技术支持,也为同类油田的发展提供参考。     

低油价下特高含水油气藏经济开发技术分析——以美国东威明顿油田为例

当前世界石油开发过程中注水开发仍处于主导地位,低油价下特高含水油田的经济高效开发成为各大油公司所面临的难题。美国东威明顿油田与胜利油田整装水驱砂岩油藏在埋藏深度、储量规模、储层物性、砂岩疏松程度、原油性质、含水程度等方面的相似性最高,但开发效果远远好于胜利油田。该油田通过精细油藏描述,聚焦低渗微相等措施,提高了剩余油的采收程度;通过大规模使用水平井技术和中渗储层水力压裂提高了单井经济产量;调整注采井网,优化注采系统等措施也大大提高了水驱开发效果。此外,通过压裂处理油田固体废弃物,注蒸汽固结砂层完井减少防砂费用等一系列措施大大降低了开发成本。东威明顿油田特高含水期经济开发技术为低油价下胜利油田特高含水主力油田的高效经济开发提供了有效借鉴。     

黔西松河井田松参1井煤储层物性垂向分布特征

为了探究黔西松河井田煤层气勘探开发潜力,采用多种测试手段,系统分析了松参1井的煤储层在孔隙结构、压力系数、含气性、渗透性等方面的差异,综合评价了该区煤层气开发地质条件。结果表明:该井多煤层由浅至深变质程度增加,渗流孔隙孔容递减;压力系数及含气量在垂向层位上呈现显著波动变化,可能存在多个含气系统;上部煤层试井渗透率高于下部煤层,个别煤层具有超压、过饱和及高地温等特征。区内资源条件优越,但纵向储层物性差异明显,煤层气开发选层与压裂、排采等仍须进一步研究。     

鄂尔多斯盆地周家湾地区长6、长8成藏控制因素分析

周家湾地区在近几年勘探评价过程中取得了较大进展,长6、长8油藏发现多个含油有利区,资源潜力较大。但该地区地质研究成果相对较少,成藏模式不明确。通过沉积相、成岩作用、烃源岩、油气运移等方面进行分析,指出周家湾地区成藏主要受5个方面因素控制:沉积相控制优质储层平面上分布;差异成岩作用形成的相对高孔高渗储层为油气聚集提供了良好的场所;长7烃源岩为成藏提供物质基础;高角度裂缝是油气运移的主要通道;异常压力为油气运移充注提供动力条件。最后。总结出周家湾地区长6、长8成藏模式,为该区下步油田勘探与开发具有指导意义。     

碳酸盐岩挥发油藏回注溶解气混相驱波及效率研究

碳酸盐岩挥发油藏回注溶解气开发可以减缓压力衰竭,提高注气驱油效率。然而注气开发存在气油流度比高,重力分异等一系列问题导致波及效率较低,并且在非均质性强的储层更为突出。以实际油藏为例,利用数值模拟方法,在考虑回注比差异的前提下研究了层间非均质性、储层韵律性、地层倾角、回注比、开发层系对纵向波及效率的影响规律;平面非均质性和回注比对平面波及效率的影响规律。结果表明：回注比对波及效率影响显著,均质储层的波及效率随回注比的增大而增大,非均质储层的波及效率随着回注比的增大表现出先增大后降低的趋势。当回注比为1时,储层韵律性和平面非均质性对波及效率的影响不明显,纵向非均质性越大波及效率越小,储层倾角越大波及效率越高;当回注比为1.2时,非均质性越强波及效率越低,储层正韵律的波及效率高于反韵律,储层倾角影响不大。建议在气源充足并且储层非均质性较弱时,可以设置1.2的回注比;当缺少外界气源并且储层非均质性较强,则可以将回注比设置为1;当储层非均质性较弱并且回注比小于1时可以采用1套层系开发,其余情况采用多套层系开发;井网一般采用5点法,或者早期采用反9点法,后期调整为5点法井网开发。     

大庆长垣西部X油田钻井气侵地质原因研究

针对X油田钻井过程中有24口井发生气侵、井喷等复杂情况,在充分对比分析了气侵层位、构造位置与断层之间关系的基础上,认识到钻井中发生气侵的层位不是H油层和P油层,而是N3段至N2段发育断层处的N2段泥岩裂缝,为非目的层气侵。气侵原因是由于泥岩超压引起的异常压力。在区域上,集中分布在鼻状构造的轴部地区。非目的层气藏的生油层为下部Qn组及N1段烃源岩。沟通生油岩的断裂是其运移通道,断层与其上盘微幅度正向构造共同形成的圈闭,使从下部生油层运移上来的天然气得到了保存,断层因素主要控制其分布。     

压力敏感性对深层低渗储层伤害特征研究

通过对文东油田文203断块储层岩石的压力敏感性伤害程度的研究，认为在油藏投产后，随地层流体的采出，地层孔隙压力逐渐降低，储层上覆有效压力增大，导致储层渗透率有较大的降低，影响了深层低渗储层油田注水开发的效果，提早注水和保持压力开采是防止压力敏感性伤害，保持储层渗流能力的主要方法。