渤海油田大位移井下套管设计难点及对策研究

渤海油田大位移井套管下入困难的问题亟待解决。本文以渤海油田一口大位移水平井A井为例,从设计的角度分析了该井φ244.5 mm套管下放技术难点,并利用LANDMARK软件对影响套管下放的因素进行了分析,结果表明,轨道造斜点的提高、表层套管下深的增加、超大稳斜角条件下套管磅级的减轻、摩阻系数的降低、漂浮段长的增加均能减小套管下放的摩擦力,提高套管下放悬重。通过逐一优选A井轨道造斜点、表层套管下深、套管磅级、摩阻系数、漂浮段长,最终设计A井φ244.5 mm套管采用漂浮法下入,漂浮段长1200 m,预测套管下放到位的悬重与实测值的相对误差为6.34%,在工程误差允许范围内。制定了渤海油田大位移井下套管设计流程,设计过程中,应综合考虑轨道造斜点、表层套管下深、套管磅级、摩阻系数、漂浮段长对套管下放悬重的影响,优选最优方案,确保套管顺利下放。     

川西地区水电站环境边坡危险源发育特征及分布规律

工程边坡“开口线”以上的自然边坡在风化、卸荷、地震动等的影响下,其表层任一局部失稳均会对其下工程和人员安全造成严重威胁。通过对川西6座重要水电站的环境边坡危险源的调查资料进行整理,研究不同种类危险源的发育特征及分布规律,结果表明:环境边坡岩体在顺倾、陡倾裂隙发育以及裂隙式和夹层式风化作用强烈等因素的控制下,形成危石、危石群和危岩体等危险源;危险源的体积集中在小型和中型规模范围内;危险源主要分布在环境边坡相对高程0~500m范围内,其中,危岩体的发育具有垂直分带性且集中分布在0~200m范围内;危险源所在环境边坡的坡度均大于25°,当坡度在35°~40°范围内时,危险源数量最多;对于相对高程0~500m、坡度35°~75°的环境边坡应进行重点勘察,根据危险源的种类和发育分布采取相应的防治措施。     

川西地区有机流体包裹体产状、组分及成因序次分析

川西地区三叠-侏罗系地层中的有机流体包裹体有6种赋存形式,3种主要相态。激光拉曼探针测试分析表明,包裹体的有机组分包括CH₄、C₂H₂、C₂H₄、C₂H₆、C₃H₈、C₃H₆、C₄H₆、C₆H₆等8种组分,非烃组分主要包括CO₂、H₂、H₂S、CO等4种。综合均一温度、盐度以及埋藏史、热史分析,有机流体包裹体可分为4个期次,是该地区油气生成、运移、演化以及不同成岩作用阶段共同作用的结果,对油气成藏规律有重要的指示作用。     

川西北广旺地区飞仙关组沉积岩石学特征及沉积环境分析

通过野外剖面、岩芯的观察和室内薄片的鉴定,以成岩作用和沉积环境分析为主线,分析了川西北广元至旺苍地区飞仙关组各种沉积岩的沉积成岩特征和所代表的不同沉积环境.认为广旺地区飞仙关组一段和三段的油气储层的主要岩性是鲕粒灰(云)岩,其次是波状藻叠层白云岩和粉晶白云岩.分析了四种主要岩性的储集性能差异关系(颗粒云岩>波状藻叠层白云岩>颗粒灰岩>粉晶白云岩)及其原因,并勾画出了颗粒灰(云)岩的富集分布区域.最后根据本区沉积岩石学、构造特征、飞一段至飞四段沉积环境演化过程的分析,归纳总结出了川西北广旺地区飞仙关组的沉积环境模式图.     

粒度分析在川西南部地区须二段沉积相研究中的应用

沉积相研究对于现代油气勘探开发具有重要意义。通过沉积相的研究,建立不同沉积相模式,对深入分析沉积微相对油气的控制关系具有指导作用。文章对川西南部地区上三叠统须家河组须二段砂岩粒度特征进行了系统研究,并针对不同曲线形态、粒度参数特征作了具体分析。同时,参考萨胡粒度判别函数以及CM图解对研究区沉积相进行了判别,表明研究区须家河组须二段主要受牵引流作用,为辫状河三角洲相特征。     

川西绵竹地区构造特征及对油气成藏控制作用

绵竹主体构造为龙门山前构造带关口隐伏断裂的下盘构造,构造样式为研究区断滑褶皱,形成于印支期,在喜山期遭受了一定程度的调整改造,为一古今叠合构造。对研究区构造特征及演化分析表明,构造形成及其演化对研究区圈闭类型、储层发育、油气运移通道有着强烈的控制作用,是绵竹构造油气成藏和富集的主要控制因素。多期构造运动形成的不整合面及断裂为油气运移提供了良好的通道,有效改善了储层孔渗条件,形成的断背斜、背斜为油气聚集成藏提供了良好的场所。     

川西地区中二叠统栖霞组白云岩成因分析

川西地区栖霞组白云岩成因及其与峨眉山玄武岩喷发热事件关系颇有争论。在野外剖面、岩心观察基础上,通过岩石学、全岩及矿物微区地球化学分析方法对其研究,结果表明川西地区栖霞组白云岩（石）可分为残余砂屑白云岩、晶粒白云岩以及鞍状白云石、脉体充填白云石四类。残余砂屑白云岩与晶粒白云岩均呈块状,阴极发光较暗,稀土配分模式与泥微晶灰岩相似,δ13C、87Sr/86Sr多处于同期海水范围内,δ18O略偏负,Ce负异常,残余砂屑白云岩Eu呈负异常,而晶粒白云岩Eu多为正异常。微区δ13C、δ18O分析显示,残余砂屑白云岩的白云石雾心与亮边内δ13C均处于同期海水范围内,δ18O亮边较雾心偏负;晶粒白云岩中不同大小的晶粒白云石微区δ13C、δ18O显示相近特征,表明这两类白云岩均为海水浅埋藏成因,但受到后期热流体叠加改造。曲面他形粗晶鞍状白云石充填于裂隙与溶蚀孔洞内,镜下具波状消光特征,发亮红色光,δ13C与二叠纪海水相近,δ18O明显负偏,Eu呈正异常,指示鞍状白云石为热液成因。脉体白云石岩石学与地球化学特征表明其为晚期埋藏成因。川西地区栖霞组白云岩主体为浅埋藏成因,峨眉山玄武岩喷发期热液对其叠加改造,仅西南地区充填裂隙与溶洞的鞍形白云石为热液成因。     

川西甲基卡地区侏倭组沉积物源分析——来自碎屑锆石U-Pb年龄证据

松潘-甘孜造山带是青藏高原东北部的重要组成单元,是华北板块、扬子板块和羌塘块体的主要汇聚地区,主要由中生代浅变质沉积地层和一系列岩浆岩组成,记录了印支期以来块体之间的收敛汇聚等构造活动。其中,雅江残余盆地发育一套厚度巨大的中生代碎屑岩和岩浆岩地层组合,是研究松潘-甘孜造山带地质构造演化的理想地区之一。本文对川西甲基卡地区侏倭组的样品进行了碎屑锆石LA-ICP-MS U-Pb年龄测试,碎屑锆石U-Pb年龄存在四个峰值,分别为231～281Ma、424～502Ma、707～983Ma、1539～1850Ma,表明扬子克拉通西缘及松潘甘孜造山带南部至少经历了四期强烈的构造—岩浆热事件,这四期事件在三叠系沉积地层中有非常清楚的记录。231～281Ma的锆石来自东昆仑,这一年龄段的锆石最可能来自北部晚二叠世松潘洋向北俯冲于华北板块之下所形成的东昆仑岛弧花岗岩。424～502Ma的锆石来自北秦岭,代表了加里东期南秦岭与北秦岭和华北板块的拼合事件。722～983Ma的锆石来自扬子板块,这一年龄段的锆石最可能来自盆地东部新元古界拉伸系上扬子克拉通盆地向北西俯冲于华北板块之下所形成的南秦岭花岗岩,形成于...     

川西坳陷中段新场地区天然气研究及气源对比

经过大量学者多年的研究总结,川西坳陷中段新场地区具备良好的生、储、盖等成藏组合。结合地质背景及碳同位素、轻烃的研究,认为新场地区天然气主要是Ⅲ型干酪根的煤型气,气藏主要分布在上三叠系的须二段和须四段,以及中侏罗系、上侏罗系地层中。     

川西新场地区须二气藏天然裂缝分布综合预测及评价(上)

川西新场须二气藏天然裂缝发育,成因期次复杂,是影响开发产能的一个重要因素。这里通过对野外、岩心、薄片中天然裂缝的调查、鉴定及统计等工作,对天然裂缝的发育特征进行了归纳和总结;从岩层厚度、构造变形、断层、岩性、物性等不同地质因素,分析了其对天然裂缝发育的控制作用,并了解了天然裂缝发育的主要控制因素。在天然裂缝特征、主控因素认识的前提下,通过对比分析单一因素裂缝预测结果与单井裂缝解释结果的吻合率,确定了各因素的影响权值,并综合考虑主控因素建立了适合新场须二气藏天然裂缝分布预测的综合评价因子。通过生产动态资料对裂缝分布预测结果进行了评价,吻合率达到80%以上,预测结果满足了开发应用的精度要求。     

潘庄区块煤层气U型水平井下套管技术探讨

下入生产套管的煤层气U型井具有产气量高、成本低的优点,逐渐成为潘庄区块煤层气开发的主要井型。潘庄区块煤层埋深一般在500 m以浅,同时要求U型井的水平段在1000 m左右,生产套管的下入成为该区块垂深浅、水平段长的煤层气U型井的技术难题,经过多口井试验,优化钻井轨迹的平滑度,采用原钻具、短螺旋扶正器和生产套管内置钻铤3次划眼,以及严格控制下套管程序,可提高套管一次性下入的成功率,并提高生产效率。     

四川盆地及周缘页岩气水平井钻井面临的挑战与技术对策

中国石化近几年在四川盆地及周缘页岩气勘探开发取得了重要进展。但该地区页岩气水平井钻井速度低、钻井周期长、成本高、成井质量不高,严重影响了该地区页岩气商业化勘探开发进程。系统总结了四川盆地及周缘的涪陵大安寨、涪陵龙马溪、彭水和建南等地区页岩气水平井钻井面临的主要问题：浅部地层出水空气钻井受限、定向段井眼尺寸大机械钻速低、井漏频繁、气体钻井易井斜以及水平段油基钻井液固井质量差。针对上述问题,从浅层水控制措施、泡沫定向钻井技术试验、井漏的预防与处理、空气钻井防斜打直工具研发、页岩气水平井固井对策以及“井工厂”钻井作业模式攻关与应用等6个方面提出了应对技术措施,为页岩气钻井技术攻关和现场施工提供了借鉴与参考。     

煤矿井下定向钻孔超长套管下放技术

针对煤矿井下定向钻孔超长套管下放成功率低、速度慢的问题,提出开孔段保直钻进、造斜段曲率控制、钻机驱动主动钻杆下放及套管导正等改进技术措施。在阳泉新景矿进行了现场试验,完成了3个满足煤矿井下水力压裂要求的定向钻孔超长套管下放,最大下深达到168 m,套管下放成功率达到100%,下套管平均工效由5.5 m/h最大提高至13.1 m/h,有效地解决了定向钻孔超长套管下放受限的难题。     

水平井卡钻事故处理实践及预防措施探讨

冀中地区第三系地层以紫红泥岩、灰色细砂岩为主,泥岩造浆能力较强,有些地区地层很不稳定,给钻井施工带来难度,特别是水平井施工工艺复杂,极易发生卡钻事故,一旦发生卡钻事故,处理不当,损失巨大。通过一口水平井事故的发生、事故成功解除为例,总结出水平井施工过程中的复杂事故预防措施,对该地区及其它地区水平井施工提供一些借鉴。     

涪陵页岩气田水平井组优快钻井技术

涪陵页岩气田是我国第一个投入商业化开发的国家级页岩气示范区,与北美相比,涪陵地区地表条件、地质条件和页岩气储层特征更加复杂、储层埋藏更深,开发初期钻井机械钻速低、钻井周期长、成本高。为此开展了涪陵页岩气田水平井组优快钻井技术研究,形成了集水平井组钻井工程优化设计、水平井优快钻井技术、国产低成本油基钻井液、满足大型压裂要求的长水平段水平井固井技术、山地特点“井工厂”钻井技术以及绿色环保钻井技术为核心的页岩气水平井组优快钻井技术体系。在涪陵页岩气田推广应用了290口井,完井256口,平均单井机械钻速提高了182%,平均单井钻井周期缩短了55%,平均单井钻井成本降低了34%。为涪陵页岩气田年50亿m3一期产能建设的顺利完成提供了强有力的技术支撑,对我国页岩气规模开发提供了重要的借鉴和引领作用。     

大直径工程井成井下管方法探讨

根据用途不同,大直径工程井成井后套管直径一般在450～1300 mm范围,井眼和套管尺寸大、套管质量大是该类工程的显著特点之一。简要介绍了大直径工程井常用下管方法、套管连接方式及大直径工程井套管强度设计原则。结合工程实例,阐明了只要科学地进行套管柱强度设计、采用合理的下管方法和套管柱连接方式,选用提升力100 t的钻机也能安全实现重约300 t套管的下管作业。     

大牛地气田水平井通井卡钻处理

卡钻的处理方法主要有：通过施加外力如上提、下放钻具转动转盘使钻具恢复自由状态;通过调整钻井液性能、打稠塞、注酸、注解卡剂、反循环等方法使被卡钻具与井壁之间的填充物转移或者破坏;通过反丝钻具打捞甚至套铣起出被卡钻具。大牛地气田DPT-305水平井通井过程中发生一起严重的卡钻事故。通过重浆+清扫液、注酸、注解卡剂、环空憋压等方法处理被卡钻具与井壁之间的填充物;通过固定转盘上下活动来对被卡钻具施加扭矩;倒扣等方式处理这起卡钻事故,最终解卡。总结了事故的成因,分析了处理过程的得失,为以后处理此类事故积累了经验。     

水资源和环境工程中水平井研究简介

简单介绍了水平井在水资源和环境工程中的近期研究进展, 重点介绍了在不同含水层(如承压含水层、潜水含水层、越流含水层及河下含水层) 中, 水平井抽水条件下降深的半解析解, 同时分析了降深随抽水时间变化的标准曲线和微分标准曲线.这些半解析解可用于分析小流量水平井在中长时段的降深特性.分析了用于排水和供水的大流量水平井的水力学特征, 并介绍了求解渗流-管流耦合井流系统的一种新方法.同时介绍了在非饱和含水层中水平井抽取气体的动力学特征, 并分析了地面覆盖和未覆盖2种情况下的气体清除效率, 报告了在不同饱和含水层条件下水平井的捕获区和捕获时间的计算.      

海上高效侧钻小井眼水平井钻完井技术研究及应用

通过对常规侧钻小井眼方案的分析对比,结合钻机作业能力提出了高效侧钻小井眼水平井钻完井技术,包括小井眼水平井钻进、防砂方式优选、油水层的封隔等技术。通过在QHD32-6F平台4口调整井的钻完井实施证明,该技术能有效降低小尺寸套管侧钻井作业难度,大大降低了钻完井的综合成本,为海上钻完井提速增效发挥了重要作用。该技术具有很好的应用前景。     

川西上三叠统海绵生物礁的分布及其控制因素

四川盆地西部在晚三叠世早期(卡尼期)为被动大陆边缘环境,沉积岩石单元为马鞍塘组.其中发育硅质海绵生物礁类型为点礁,分布在马鞍塘组的上部.点礁组合为礁基、礁核、礁翼、礁盖.现今出露礁体的分布主要沿着龙门山,呈NE-SW向展布.海绵礁体的分布与造礁生物海绵的自身特点、沉积环境、构造背景、生物组合、洋流等密切相关.本文基于此,认为生物礁分布在绵竹-江油一带,分布于大陆斜坡上,水体相对较深,呈宽带分布,礁体大小不一.现今礁体部分暴露于地表,部分被推覆体或上覆地层覆盖.该生物礁组合具有一定的油气成藏的地质条件,可以作为石油勘探的靶区.