高产气井瞬时关井对油管内流体流动的影响

针对经典瞬变流模型无法模拟气井水锤效应问题,基于水锤效应机理与多相流理论,建立了多相流气井瞬变流数学模型;通过将油管柱的造斜部分进行单独处理,采用特征线法进行数值求解,实现了气井瞬变流的模拟计算。研究结果表明:阀门关闭时开度系数越大,井口压力的峰值越大,波动压力的变化幅度越平缓,压力突变区越不明显,在保证不超过油管最大关井压力的前提下,使用较大的开度系数可减小压力波的冲击;截面持液率越大,压力波速越大,传播周期越短,波动压力的变化幅度越大,压力越大,实际生产中可通过调整生产参数得到合适的持液率,控制波动压力的大小和变化幅度,减小水锤压力的冲击;采气树阀门关闭所用时间增加,井口的最大波动压力值减小,峰值出现的时间也相应滞后,压力突变区逐渐消失,阀门关闭时间越短,压力波的传播速度越快。实例模拟计算证实气井瞬变流模型可以优化合理的阀门开度系数和关阀时间,减小水锤冲击对井口装置和油管造成的危害,保障井筒完整性。图10表1参23     

天山南北前陆盆地侏罗系—白垩系沉积及储集层特征对比

通过库车坳陷与准噶尔盆地南缘侏罗系—白垩系厚度、岩性组合和沉积相对比分析,认为由于早白垩世之前天山南部古地势高于北部,使得库车坳陷与准噶尔盆地南缘在以上3方面存在明显差异,进而明确了库车坳陷侏罗系各组厚度均小于准噶尔盆地南缘,以及早侏罗世沉积环境存在显著差异的成因机制。晚侏罗世—早白垩世,天山南北古气候、构造古地理和古地形的差异,以及晚白垩世末期构造隆升与剥蚀作用,造成了库车坳陷与准噶尔盆地南缘白垩系沉积环境和厚度的差异,也造成了两者的储集层碎屑组分、埋藏方式、裂缝发育程度等方面的差异。在进一步厘定准噶尔盆地南缘深层岩相古地理特征和有利砂体展布范围的基础上,梳理天山南北前陆盆地深层储集层特征和控制因素的差异,认为勘探程度较低的准噶尔盆地南缘深层储集层受沉积相、地温梯度、埋藏方式、异常高压、次生溶蚀作用、构造缝等控制,指出了准噶尔盆地南缘深层有利储集层分布区。     

呼探1井井口液压安全控制系统设计与应用

呼探1井是准噶尔盆地南缘构造带首口超深高温高压天然气井,关井压力高、生产气量大,常规井口控制装置无法满足高压气井安全生产需求。针对呼探1井井口高压高温特点,基于井口安全控制整体理念,从安全控制、ESD系统及井口液压控制系统等方面开展研究,井口液压控制系统采用井下安全阀、采气树液控主阀、液控翼阀、地面安全阀及易熔塞多重安全控制设计,形成一套具备就地/远程紧急关井、失压自动关井、火灾关井等功能的高压高温气井井口液压安全控制系统,实现超高压气井安全平稳生产,液压安全控制系统运行状况符合设计要求,为后续类似高压天然气井井口液压安全控制系统应用提供技术和实践经验。     

苏德尔特油田南屯组成岩作用与储集层特征

苏德尔特油田南屯组Ⅰ—Ⅳ油组为火山碎屑岩储集层,主要岩性有凝灰质砾岩、凝灰质砂砾岩、凝灰质砂岩、凝灰质泥岩。压实作用、胶结作用、脱玻化作用、矿物解理缝和矿物炸痕等是主要成岩作用。总的来说,储集层物性较差,Ⅰ—Ⅲ油组孔隙度、渗透率值相对较大,Ⅳ油组孔隙度、渗透率值要比Ⅰ—Ⅲ油组小得多。粒径对储集层物性起决定性作用,颗粒越大储集层物性越好,压实、胶结作用是使储集层变差的主要因素,脱玻化作用、矿物解理缝和矿物表面炸痕等对储集层物性产生有利影响。     

双孔双渗火山岩气藏裸眼压裂水平井产能预测方法

基于火山岩气藏双孔双渗储集层压裂水平井渗流的特殊性,引入新的拟压力函数,以等值渗流阻力法及叠加原理为基础,综合考虑气体滑脱效应、启动压力梯度、应力敏感效应及裂缝内紊流效应的影响,构建了火山岩气藏裸眼水平井压裂多条横向裂缝时的产能预测方法。结果表明:气井全生命周期中,启动压力梯度对气井产能影响最大,其次是应力敏感效应、紊流效应,滑脱效应影响最小,应力敏感效应较强的气藏,应减小气井生产压差;随着裂缝半长增加,气井产量增大;随裂缝条数增多,产量增加幅度减缓,存在一个最优裂缝条数;裂缝导流能力变化对气井产量影响最明显,导流能力越大,气井累计产量越高,裂缝导流能力增加到一定程度时,气井产量随着导流能力增加幅度减小,不同类型储层集对应不同的最优裂缝导流能力。图6参15     

低渗透气藏水平井产能动态预测模型研究

气藏生产过程一般分为两个阶段：定产降压和定压降产,且真实气体的ＰＶＴ参数随压力变化。针对气藏的生产特征,基于稳定渗流理论,以气体高速非达西渗流为基础,考虑真实气体的ＰＶＴ随压力的变化,结合气 藏物质平衡方程,推导建立同时考虑滑脱效应、启动压力梯度、应力敏感等因素共同影响的低渗气藏水平井产能动态预测模型,并通过实例分析了各因素对气井产能变化规律的影响。结果表明,启动压力梯度和渗透率变形系数越大,气井稳产期减小幅度越大,而滑脱因子越大,气井稳产期增加幅度越大,同时考虑高度非达西效应时,气井稳产期减小;气藏非均质性越强,气井稳产期减小幅度越大,而水平井长度越大,气井稳产期增加幅度越大;采气速度和 井底压力越大,气井稳产期减小幅度越大,前者产量递减速度越快。     

低渗气藏压裂井动态产能预测模型研究

根据气井压后气体渗流规律的变化特征,基于稳定流理论,考虑地层条件下气体的PVT参数随压力的变化而变化,再结合气藏的物质平衡方程,推导、建立了考虑非线性渗流特征影响的低渗气藏无限导流垂直裂缝井产能动态预测模型,并分析了非线性渗流特征影响因素和生产因素对气井产量变化规律的影响。研究结果表明：启动压力梯度和渗透率变形系数越大,气井稳产年限下降幅度越大,开采年限越长,地层压力下降速度越慢,其中渗透率变形系数的影响更大;滑脱因子越大,气井稳产年限增加幅度越大,开采年限越短,地层压力下降速度越快;采气速度越大,气井稳产年限下降幅度越大,开采年限越短,地层压力下降速度越快;井底压力变化对气井产量影响较小。     

准噶尔盆地南缘侏罗系深层致密砂岩储层裂缝及其有效性

准噶尔盆地南缘侏罗系致密砂岩储层埋深普遍大于4 500 m,储层物性差,裂缝是重要的储集空间和主要的渗流通道,影响深层致密砂岩的油气富集分布和产能。通过野外露头观测、岩心、薄片和实验资料,对侏罗系储层裂缝发育特征、控制因素及有效性进行了研究。准噶尔盆地南缘侏罗系储层以发育高角度构造裂缝为主,其次是成岩裂缝和异常高压裂缝。准噶尔盆地南缘构造裂缝的方位主要有NNE-SSW向、NNW-SSE向、NEE-SWW向和NW-SE向,但中段NNW-SSE向裂缝不发育,且由东向西,构造裂缝的发育程度逐渐降低。构造裂缝的形成和分布受应力场、构造、岩性、层厚及储层非均质性等因素的影响,而裂缝的渗流能力则与流体活动、异常高压和现今地应力分布等因素相关。研究区裂缝的有效性较好,有效裂缝比例占85%以上。高压渗流实验结果显示围压增加,裂缝渗透率呈负指数递减。当有效围压小于15 MPa（埋深>1 000 m）时,裂缝渗透率随围压的变化快;超过该围压（深度）,裂缝渗透率递减缓慢;至最大实验轴压115 MPa（埋深>8 000 m）,围压为65 MPa时,裂缝的渗透率仍有22.5×10^-3 μm²。表明即使在深层,天然裂缝仍然是有效的储集空间和渗流通道,是改善深层致密储层储渗性能和油气富集高产的重要因素。     

库车坳陷深层裂缝性砂岩气藏可压裂性评价

库车坳陷深层裂缝性砂岩气藏经历强挤压构造变形,储集层地应力高,且各向异性强,同时天然裂缝广泛发育,作用于天然裂缝面的地应力严重影响了储集层渗透性能和流体的流动。为优化气井压裂工程方案,从储集层地应力场、裂缝剪应力与有效正应力之比、岩石脆性及断裂韧性等4个方面,对库车坳陷深层裂缝性砂岩储集层可压裂性进行了评价。根据岩石力学实验、地应力场建模及天然裂缝剪切变形能力对压后产能的影响分析,建立了一种适用于高应力背景裂缝性砂岩储集层的可压裂性指数评价模型。相对基于岩石脆性和断裂韧性可压裂性评价模型,其更多考虑了现今地应力场和天然裂缝对压裂效果的影响,对高应力背景裂缝性致密储集层井间和层间压裂难易程度反映更敏感,可用于压裂段优选、射孔位置确定、注入压力选择、泵注程序优化等。可压裂性评价技术在库车坳陷气井中成功应用30井次,为需要储集层改造气井的定量化压裂方案优化提供了依据。     

济阳坳陷义和庄—大王庄地区二叠系储集层成岩作用及孔隙演化

济阳坳陷二叠系上石盒子组油气资源十分富集,为丰富砂岩储集层孔隙成因的认识,以济阳坳陷义和庄—大王庄地区二叠系上石盒子组砂岩储集层为例,利用岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、阴极发光、电子探针及孔渗测试等,对储集层成岩作用及孔隙成因进行深入探讨。认为济阳坳陷义和庄—大王庄地区二叠系上石盒子组砂岩储集层整体为低孔低渗储集层,通过对研究区储集层成岩作用定量研究,明确储集层压实作用与胶结作用强度都以中等到强为主,不同取心井略有不同,但总体上压实作用为储集层孔隙破坏主要因素,胶结作用为储集层孔隙破坏的次要因素。通过分析储集层孔隙演化差异性,将研究区储集层总体上分为“先破坏,再溶蚀”和“破坏后,未溶蚀”2种类型,前者储集层物性明显较好,形成济阳坳陷义和庄—大王庄地区二叠系砂岩储集层甜点段,得益于发育广泛的裂缝与凝灰质杂基溶蚀,其形成的次生孔隙保存较好;后者储集层物性较差,缺少裂缝沟通,可溶物质未发生大规模溶蚀,次生孔隙发育差。     

喷漏同存条件下堵漏压井技术——以四川盆地九龙山构造龙探1井为例

龙探1井在对四川盆地九龙山构造深部中二叠统栖霞组超高压气藏的钻进中,受井身结构的限制,同一裸眼井段内面临高温超高压复杂压力剖面,?190.5 mm井眼钻进至栖霞组发生溢流,在控压循环加重的情况下引起下喷上漏,如何安全处理成为该井能否顺利完成的关键。为此,在仔细分析龙探1井喷漏同存复杂情况和处理技术难点的基础上,确定出把上部漏层与下部高压气层进行隔离、提高漏层的承压能力以满足平衡钻井要求的处理技术思路,制定出GZD刚性颗粒+核桃壳+HHH堵漏配方的具体处理实施办法:(1)通过正、反推压井液将气体污染钻井液推回漏层,降低关井的井口压力,再采用隔离法注水泥封隔喷、漏地层,阻断井下内循环;(2)堵漏施工中采用井口压力升高的时间和堵漏浆的注入量推算出漏层大致位置,推测漏失通道的大小、漏层对堵浆的吸收能力等漏层性质,作为后续作业调整堵漏浆的粒度、浓度、使用量的依据。采取上述措施成功地将龙探1井上三叠统飞仙关组承压能力提高到2.35 g/cm~3并顺利钻穿栖霞组,下?168 mm套管固井。结论认为,适宜的堵漏配方能有效地扩大钻井液安全密度窗口,该实例可为该区及其他地区处理此类问题提供有益的经验。     

超深油气储集层改造技术进展与发展方向

通过对超深层油气储集层改造技术发展历史的系统总结,阐述了国内外超深层油气储集层改造技术的新进展。超深层缝网改造机理研究更加深入,改造液材料性能指标进一步提升,超深直井精细分层、超深大斜度井/水平井分段多簇改造技术日趋成熟。结合国内超深油气储集层的勘探开发趋势,论述了超深油气储集层改造的生产需求及技术难点,包括:①地质工程一体化技术研究及应用难度大;②入井改造材料要求高;③进一步提高超深巨厚储集层纵向剖面动用程度难度大;④对入井工具及地面配套高压设备要求高;⑤超深、高温、高压井实现高效改造难度大;⑥储集层改造直接监测及准确后评估难度大。结合国内超深油气储集层的复杂地质特点,提出了7个方面的技术发展方向:①系统构建基础研究方法与评价实验新技术;②加强地质认识,完善地质工程一体化工作运行机制;③研发针对性更强的超深层高效改造材料;④攻关超深巨厚储集层精细分层改造工艺技术;⑤探索超深层水平井缝控改造技术;⑥研发适用于超深油气储集层改造的水力裂缝直接监测技术;⑦研制耐高温、高压的井下改造工具及耐高压配套井口设备。     

异常高压复杂探井的试油工艺技术——以准噶尔盆地南缘霍10井为例

在异常高压区, 当地层压力系数高达2.5时,试油工程难度将大大增加。在超高压情况下,如果待试井段在钻井过程中曾经有过大量高密度泥浆漏入,再加之储集层成岩性差,岩石胶结疏松,那么,测试过程中地层随时都有可能出.砂和返吐泥浆,发生测试管柱被堵或被卡的事故。一旦发生这种事故,油气井将很难修复,最终可能导致油气井报废,在总结准噶尔盆地霍10井试油工艺的基础上,提出了对异常高压复杂井的试油工艺技术,这些技术包括:抑制出砂技术、优化射孔技术、管柱受力分析、井口自动监控、安全封闭方式等,这对于类似复杂井的试油具有重要的参考意义。     

呼探1井?139.7 mm尾管精细动态控压固井技术

呼探1井?139.7 mm尾管固井时封固段长、井底温度高,导致存在漏失与溢流风险大、对水泥浆性能要求高及水泥浆稠化时间不易控制等技术难点。为解决上述技术难点,在该井?139.7 mm尾管固井段进行了精细动态控压固井技术试验。通过优化水泥浆配方、精细设计浆柱和优化设计套管扶正器安放位置,制定确保井筒动态压力介于地层孔隙压力与漏失压力之间等的技术措施,利用精细控压钻井装备,实现了控压下尾管、注水泥和水泥浆候凝,最终实现了全过程精细动态控压固井,该井?139.7 mm尾管固井质量合格。呼探1井?139.7 mm尾管精细控压固井成功,表明精细控压固井能够提高超深井长封固段窄安全密度窗口地层的固井质量,可为准噶尔盆地南缘深层油气勘探提供技术保障。      

浅析玛湖油田双节流水合物冻堵防治技术

目的 针对玛湖油田高含气油井的水合物冻堵防治问题,采用井下与井口双节流喷嘴,进行水合物冻堵预防、调产及放喷解堵研究.方法 基于PIPESIM软件计算了油管与喷嘴压力及温度,研究了井下喷嘴对井下油管与井口管线水合物冻堵的影响、井口喷嘴对产量调整的影响.结果 双节流喷嘴极差对水合物预防与产量调整具有直接影响,增大双节流喷嘴...     

四川盆地涪陵地区海相页岩天然裂缝特征及对页岩气的影响

不同类型裂缝对页岩气富集和保存的影响不同,因而在页岩气储层天然裂缝研究时,需要进行分类评价和预测。利用野外露头、岩心、薄片和FMI成像测井资料,对四川盆地涪陵地区五峰组-龙马溪组海相页岩天然裂缝的成因类型、发育特征、主控因素及不同类型天然裂缝对页岩气富集与保存的影响进行了探讨。涪陵地区五峰组-龙马溪组页岩天然裂缝在地质成因上分为构造裂缝、成岩裂缝及异常高压裂缝3种类型,其中构造裂缝包括层内张开裂缝、穿层剪切裂缝及顺层剪切裂缝;成岩裂缝包括页理缝和收缩裂缝。研究区以构造裂缝和页理缝为主,构造裂缝的发育程度受构造、岩石力学层厚度及脆性矿物含量等因素的控制;页理缝主要受页理发育程度、脆性矿物含量、异常流体压力、有机质含量及其热演化程度的控制。不同成因类型的天然裂缝对页岩气影响明显不同,其中层内张开裂缝和页理缝在页岩层内发育,裂缝规模小,为页岩气富集提供良好的储集空间;穿层剪切裂缝和顺层剪切裂缝发育规模大,主要影响页岩气的保存条件;收缩裂缝和异常高压裂缝的发育程度低,有效性差,对页岩气的影响较小。     

准噶尔盆地异常压力特征及其对深层-超深层致密储层的影响

准噶尔盆地深层-超深层领域近年来连续获得发现和突破,储层为非常规致密储层且发育异常高压。为明确异常高压发育特征及其对储层质量的影响,利用已钻重点井完井系统试油测压数据进行统计分析,确定盆地深层-超深层压力分布特征和类型,结合成岩作用类型,明确其对致密储层质量的影响。结果表明：(1)深层-超深层广泛发育异常高压,剩余压力大,压力系数高,垂向和平面分布范围广;(2)可划分为一般、中等、强和超强等4个异常高压区,西部和东部区块主要位于一般和中等异常高压区,中部区块主要位于一般和强异常高压区,南部区块从一般到超强异常高压区均有分布;(3)压力系数垂向演化可分为渐变、突变和多变等3种类型,具有不同成因。异常高压对深层-超深层致密储层影响主要体现在：(1)通过增强孔隙流体承压能力,减弱岩石骨架颗粒压力,抑制压实作用,使储层保留大量原生粒间孔隙;(2)通过抑制胶结物的生成和析出,减弱胶结作用,使胶结物体积分数随埋深增加持续下降;(3)通过抑制有机质演化,延长生、排烃期,延长和扩大有机酸作用的时间和范围,增强溶蚀作用,形成次生孔隙;(4)通过促进孔隙流体压力积聚,当孔隙流体压力超过上覆地层压力的60%...     

考虑启动压力梯度和压敏效应的超深层气藏产能方程的建立

超深层气藏一般具有低渗的特征,因而存在启动压力梯度;与此同时,储层岩石渗透率亦随气藏压力或有效覆压的变化而改变.以达西公式为基础,并综合考虑启动压力梯度和压敏效应对超深层气藏渗流规律的影响,建立了新的产能方程.应用于实际气藏计算,结果表明:仅考虑压敏效应或启动压力梯度时气井产能有所下降;当综合考虑这2种因素时,气井产量...     

玉北1-1井欠平衡钻井技术应用与分析

玉北1-1井是在新疆玉北地区部署的第2口欠平衡井,钻探目的是评价奥陶系中-下统鹰山组含油气特性,为研究该区油气成藏条件提供依据。介绍了该井的钻井液密度、欠压值及水力参数等关键参数设计,并结合实钻过程论述了井底欠压值、井口压力控制技术。该井钻探过程中,选择合理的欠压值和井控技术进行欠平衡钻进,有效防止了该区奥陶系中-下统鹰山组裂缝、溶洞型储层的漏失问题,保护了储层,提高了深井钻井速度。最后针对新疆巴麦地区低压储层段的欠平衡钻井技术应用提出了建议。     

异常高压气藏气井三项式产能方程

在异常高压气藏中，气井非达西流动不能由传统的二项式产能方程表达，必须采用考虑了气井非达西流动效应和脉动效应的三项式产能方程。对于方程的建立，陈春艳给出的方法精度较低，且计算麻烦，还必须已知地层静压。为此，提出了一种精度高且计算简便的方法，不需要已知地层静压，只通过井底流压与产气量数据，利用多元线性回归方法，既可确定气井三项式产能方程，还可求得气井绝对无阻流量和地层静压。将该方法应用于四川盆地西35-1异常高压气井试井资料的整理，所获得的气井三项式产能方程精度高。实例对比分析结果表明，所提出的方法准确、可靠。