非加重改性天然高分子基钻井液体系的流变性

研究非加重改性天然高分子基钻井液处理剂和体系的流变性有益于对其进一步研究和推广应用。实验测定了IND30、NAT20、NFA25加入4％膨润土基浆中配制的悬浮液,在1022s^-1、511s^-1、340．7s^-1、170．3s^-1、10 ．22s^-1、5．11s^-1等6个剪切速率下的剪切力,以及钻井液体系在相同条件下的剪切力,确定了适合的流变方程及流变曲线。结果表明,0．2％以内加量的IND30悬浮液的流动特性接近于宾厄姆模型,塑性粘度和动切力均较基浆增加。0．3％以上加量的IND30悬浮液的流动特性接近于幂律模型,稠度系数高于基浆,流性指数低于基浆;3％以内加量的NAT20悬浮液的流动特性接近于幂律模型,稠度系数低于基浆,流性指数高于基浆;6．0％以内加量的NFA25悬浮液的流动特性接近于宾厄姆模型,塑性粘度较基浆变化不大,动切力下降;依据正交设计的12个配方配制而成的悬浮液的流动特性都接近于幂律模型,稠度系数低于基浆,流性指数高于基浆但接近适宜的范围。     

低压易漏裸眼井段技术套管固井技术

龙岗构造是四川盆地北部深层天然气勘探开发的重要区域,针对该区域Φ244.5 mm技术套管固井井段长裸眼、含油气层多套、油气显示频繁强烈、钻井过程中涌漏同存问题,将井眼准备、套管选择、优选水泥浆体系与配方、地面施工工艺等提高固井质量的主要技术措施集成优化,并采用空井固井、预应力固井等特色技术,保证了龙岗构造技术套管的固井质量,应用效果良好.     

高温高压天然气深井开采出砂预测模型优选

出砂使储层受到伤害导致生产任务无法正常运行,在油气开采过程中不仅会因为地层出砂磨蚀井下管柱和地面开采设备影响油气井开采周期,油气井产量也会因为储层生产井眼由于出现砂窟现象被封堵而受不同程度影响。因此准确预测出砂对于油气田正常生产及高效开发意义重大,优选合理的出砂预测模型是出砂预测准
确性的前提。文章使用实验方法评价了常用临界井底流压预测模型,对工区典型出砂井储层进行了出砂预测分析,优选出D-P模型为库车克深区块的临界井底流压模型,为同类型生产井出砂问题提供了参考。     

川中地区蓬莱1井超高压气水层的安全钻井技术

川中地区蓬莱1井在第四次开钻钻进过程中,用密度1.97g/cm3的钻井液钻至下三叠统嘉陵江组嘉二段,遇高压气水显示,用密度2.14g/cm3钻井液压井后仍不能平衡,将钻井液密度逐步加重至2.55g/cm3。由此导致了在钻进过程中泵压高、易粘卡、钻井液性能维护难等问题,同时还出现了起钻灌钻井液困难、溢流、不能正常起下钻等井控问题。针对这些难题,在试验探索的基础上,采用HHH塞封隔技术、超高钻井液密度维护技术、特高压井控技术和加重钻井液防粘附卡钻等技术,最终安全顺利地完成了这口超高压井的钻井工作,并获得高产油气流,取得了超高钻井液密度情况下的钻井经验。     

塔河油田石炭系低阻油层测井评价

塔河石炭系低阻油藏被披覆于奥陶系顶面古地貌隆起上的低幅度构造圈闭和岩性圈闭所控制,油层电阻率与水层电阻率值接近,难以正确识别。为了解决这一难题,在岩心分析、薄片观察、地层水分析及压汞资料的基础上,开展了塔河油田石炭系油层低阻成因分析研究,研究结果表明,地层水矿化度高及束缚水饱和度高是造成其油层低阻的主要原因。为此,建立了适合该区的测井参数解释模型,并根据测井参数解释结果、测试及录井资料,利用交汇图,建立了油水层识别标准。该标准应用于实际工作,取得了较好效果。     

X油藏注气混相驱可行性实验研究

针对X底水油藏油井注水后综合含水上升过快的问题,利用HB70/300型高压物性分析仪开展了该区块原油相态特征实验、注气相态特征实验,并运用细管法开展了注CO₂最小混相压力实验。对比分析了CO₂和N₂两种性质气体注入前后原油的相态特征变化,确定了该区块原油注CO₂最小混相压力,为X油藏注气提高采收率可行性提出依据。实验结果表明,X油藏原始地层压力为46.01 MPa,原油饱和压力为11.06 MPa,注N₂后饱和压力上升迅速,在原始地层条件下难以实现混相,表现出典型的非混相特征;注CO₂后饱和压力上升较平缓,细管法测得的最小混相压力为28.03 MPa,说明利用CO₂可实现CO₂的混相驱替,而且最终的驱替效果比较理想。说明该油藏可开展注CO₂混相驱,为进一步的开发方案调整提供了依据和合理的建议。 