松辽盆地汪家屯气田气藏富集特征及挖潜技术对策

典型复杂断块致密砂岩气藏具有砂体规模小且分布零散、储层物性差、单井井控储量低的特点。松辽盆地汪家屯气田处于开发中后期,大部分气井已进入低产、低效阶段,储量挖潜及经济有效开发难度大。为解决气田开发瓶颈难题,从断裂、砂体及成藏等角度开展了气藏富集特征研究。结果表明：通源断裂控制气藏的纵向发育部位和横向展布;砂体发育规模、厚度及物性决定气藏富集程度;断层和砂体的空间分布对气藏具有分隔作用;油气差异运聚控制流体空间分布。为提高气田整体的储量动用程度,在气藏地质研究的基础上,结合气田开发特征,提出5项挖潜的技术对策：精细构造与储层描述,优选挖潜部位加密布井;老井措施改造,挖掘增产潜力;利用氮气欠平衡钻井技术,有效保护储层;增压开采试验,提高流体流动能力、延续气井生命周期;开展水平井及老井侧钻水平井试验。     

新疆油田常规钻机钻浅层稠油水平井钻井完井技术

新疆油田拥有丰富的浅层稠油资源，采用常规直井钻机钻浅层稠油水平井开发因地面距离目的层垂直井段短，使得钻井完井工艺面临一些特定的技术难题。结合新疆油田九8区应用常规钻机及常规水平井工具、仪器，钻成国内垂深最浅（垂深仅146．3m）的HW9802超浅层稠油水平井，从井身结构设计、井眼剖面优选、浅层高造斜率的实现方法、实钻井眼轨迹控制、大尺寸套管柱的安全下人等方面进行介绍。该井完钻井深421．8m，完钻垂深144．09m，井斜91．2°，闭合方位222．17°，水平位移329．42m，成为当时国内应用常规直井钻机所钻垂深最浅的水平井。     

影响元坝气田超深井钻井提速的工程地质因素及技术对策

元坝气田工程地质特征异常复杂,钻井难度大,存在井漏、井涌、卡钻、井塌、高含硫化氢、高压水层等工程地质复杂问题,钻井效率低,周期长,建井成本高.从油气藏的基本地质特征、岩石力学性质、井壁稳定性等方面,分析认为,储层埋藏超深,钻遇地层岩性复杂、储层特征多样、油气立体成藏、油气水分布复杂、各油气藏特征差异大,岩石致密、强度大、可钻性差,异常高压-超高压、纵向多压力系统、井壁力学稳定性差、安全钻井液密度窗口窄,是钻井提速的工程地质影响因素.结合工程地质特征,提出了优化井身结构设计,优选空气钻井、泡沫钻井、液体欠平衡钻井、“螺杆+PDC钻头”和“涡轮+孕镶金刚石钻头”复合钻井、旋转导向钻井等钻井技术,以及优选高效钻头,优选钻井液体系等钻井提速技术对策,能够满足元坝气田海相超深井安全、快速钻井的需要.     

重大能源工程事故定量风险评价思路与方法研究——以三高气田钻完井重大事故为例

风险评价研究以分析三高气田(高压、高产、高含硫)钻完井事故的机理及原因,建立钻完井事故的事故树概率模型及概率计算,通过基于钻完井事故后果的环境风洞物理模拟实验和三维数值模拟定量确定空间硫化氢浓度值。在此基础上进行事故的个人风险及社会风险评价,这种风险定量评价方法将对国内外同类油气田的安全开发有一定的指导意义。     

小井眼长水平段水平井摩阻扭矩分析方法研究

为有效开发深层致密火山岩、砂岩气藏,降低钻井成本,吉林油田采用了小井眼长水平段水平井方式,开发龙深气田和长岭气田,目前已在龙深1平1井、长深D平3井和长深D平4井实施,但该技术在钻井施工后期,容易因摩阻、扭矩偏高而造成频繁起下钻,严重影响钻井速度。这3口井在施工过程中,长深D平4井完钻时扭矩最高达到26kN·m,导致后期频繁起下钻处理。利用摩阻扭矩软件进行摩阻、扭矩分析计算和滚动摩擦系数拟合,形成摩阻、扭矩分析方法。在研究该方法的过程中,发现滚动摩擦系数是随井深呈阶梯型变化,而井眼轨迹的不光滑性则是造成滚动摩擦系数呈阶梯型变化的主要原因。利用建立的小井眼长水平段水平井井眼轨迹质量评估方法,得出长深D平4井后期扭矩偏高的主要原因,是直井段狗腿度偏高,造成钻柱侧向力偏高,最终导致扭矩偏高。     

川西须五气藏完井方式适应性研究

随着勘探开发的不断深入,非常规天然气成为重要的接替资源。四川盆地非常规天然气资源量丰富,须五气藏为典型的砂泥岩互层致密非常规气藏,有效的完井方式是气藏实现提高单井产能、提高气藏可采程度的重要保障。国内外非常规气藏水平井主要采用多段压裂技术、降阻水压裂技术、同步压裂技术,开发效果显著;研究表明,基质裂缝、裂缝网络渗透率、水力裂缝间隙、水力裂缝传导率、岩石压缩性、水力裂缝半长、自然裂缝孔隙度,对页岩气水平井产能影响较大,钻井过程中要对近井地带的基质渗透率、裂缝网络渗透率和自然裂缝孔隙度进行保护。川西须五气藏储层脆性矿物含量与美国其他页岩气相当,同时储层具有天然裂缝发育的特点,完井方式需要考虑储层改造工艺、最大程度上实现缝网压裂的目的;通过深入研究,优选出川西须五气藏完井方式,优选套管射孔完井方式,采用水平井+多段水力压裂和储层改造完井方法进行开发。     

礁滩相气藏气井早期水侵识别方法优选及应用

元坝气田长兴组气藏为发育有底水与边水的礁滩性气藏,及时准确识别气藏早期水侵对气田开发具有重要的意义。以元坝礁滩型气藏为研究对象,分别利用基于物质平衡原理、不稳定试井原理以及生产动态特征等方法,对元坝气田产水气井早期水侵特征进行拟合,验证三类方法在早期水侵识别中的适用性,并结合其优缺点及适用范围,优选出适用于元坝气田的早期水侵识别方法。通过对比分析,结合元坝气田生产实际,宜采用生产动态特征法为主,其余两类方法作为辅助手段判别早期水侵识别。实例分析表明,生产动态资料中气样硫化氢含量、水样矿化度在水侵过程中较为敏感,成功识别已见水气井早期水侵现象及产水风险井早期水侵征兆,并制定延缓水体锥进的对策,验证了方法的可靠性。本文的研究内容可为元坝气田产水风险井早期水侵识别提供理论依据。     

GVR成像测井在礁灰岩油田水平井开发中的实例分析

礁灰岩储层的双重介质特征决定了油田开发中水平井钻井风险高,有效储层钻遇难度大。为了确保钻井安全,提高储层钻遇率,在南海东部礁灰岩油田水平井开发中,应用GVR成像测井技术,对水平井进行实时地质导向,快速识别地层倾角以及裂缝,根据地层倾角的变化和裂缝发育程度,优化钻井轨迹。流花油田开发实践表明,利用GVR成像测井技术实施的7口水平井均没有发生严重井漏,成功规避了钻井风险,且单井初始日产油量在283.3~1828.4m3,确保了优质储层钻遇率。同时,GVR成像测井的裂缝解释突破了传统单一依靠地震的识别方法 ,为定量描述井旁裂缝空间分布以及裂缝对产能的影响研究提供了基础。研究表明,礁灰岩储层中单井产能与裂缝发育程度有较好的对应关系,单井裂缝发育程度越高其产能也越高,为油田后期调整井的设计和实施提供了地质依据。     

兴古潜山油藏水平井完井技术试验

兴古潜山油藏位于辽河坳陷西部凹陷中段,属于块状裂缝型油藏。近几年为了提高开发效果,辽河油田在该区块布置了较多的水平井。已建成的水平井大多采用裸眼完井和筛管完井。为解决水平井在完井过程中尾管段常发生封隔失效的问题,同时提高完井技术和工具对该区块水平井深度大(多在5000m以上)、井眼曲率高(7°/30m以上)的适应性,进行了遇油膨胀封隔器完井试验、液力膨胀封隔器完井试验及水平井分段完井综合试验。试验结果表明:管外封隔器入井系列试验实现了兴古潜山水平井分段完井的目标,为今后该区块的分层分段开发打下了基础;在兴古潜山油藏水平井分段完井方案中,脚跟处的管外封隔器用浸泡膨胀封隔器效果较好;管外封隔器的使用及分段完井技术的应用,可以有效减少投产前的作业量。由于分段完井技术尚处于试验期,建议进一步试验研究。     

含硫气田采气污泥无害化处理技术研究

正川东北某气田是国内发现的最大的整装海相气田,具有储量丰度高、硫化氢及二氧化碳含量高、地层压力高和气藏埋藏深"三高一深"的特点。气田主体的集输工艺采用全湿气加热保温混输工艺。井口天然气先进入集气站,经加热、节流、计量后外输,采用"加热保温+注缓蚀剂"工艺经集气支线进入集气干线,然后输送至集气总站分水,生产污水输送至污水站处     

深层含CO_2气藏采气完井关键技术探讨

吉林油田长岭气田深层火山岩气藏储层埋藏深,温度、压力高,产气量大,CO2含量高,为15%~30%,CO2平均分压高,最高达11MPa,腐蚀性较强,对于完井管柱、井下工具等的防腐和气井安全生产提出了很高的要求。为了兼顾经济性和防腐要求,长岭气田在综合考虑产气量、临界携液流量、临界冲蚀流量和强度等因素的基础上,给出了油管直径选型;设计了两种类型的采气完井管柱,即:低产、低CO2分压气井采用可取式完井管柱,高产、高含CO2气井采用永久式完井管柱;在采气过程中应用了高等级耐蚀材质管柱、气密封封隔器、加注油套环空保护液等防腐措施,并加强了对气井腐蚀的监测和检测;制定了含CO2天然气开发安全防护距离的确定方法,给出了长岭气田含CO2天然气开发建议安全防护距离,为同类气田的开发提供了有效的参考。     

多相干属性分析技术在断裂和裂缝识别中的应用——以松南气田营城组火山岩为例

火山岩油气藏储层岩性复杂,非均质性强.自2006年以来,松辽盆地南部长岭断陷相继钻探腰深1、腰深101、腰深102、腰平1等井,证实该区深层断陷地层的火山岩是深层天然气的重要储层之一.松南气田地质条件复杂,营城组火山岩储层非均质性强,孔、洞、缝是火山岩气藏的主要储渗空间,裂缝的发育程度是决定油气产能高低的主要因素.通过对松南地区营城组火山岩野外露头、岩心观察描述,结合测井测试等综合研究,认为营城组火山岩裂缝以构造成因裂缝为主.针对研究区目的层裂缝特点,采用多相干属性分析技术,对地震资料进行相关处理,获得倾角体、方位角体和相干体等多种属性数据体,通过对倾角体、方位角体和相干体的联合显示,落实了研究区的微断裂及裂缝发育带,为该区开发井位部署奠定了基础,钻井验证吻合程度高.     

老气田测井项目优化——以川西气田侏罗系气藏为例

川西气田侏罗系气藏已开发30a,属于老气田,地层、岩性、油气水分布等地质情况已明确。在不影响钻井安全、储层评价、测试选层情况下,对不同井型、井别井从测井系列、测井工艺、测井井段等3个方面进行优化:常规开发井全井段不进行标准测井、综合测井,扩边水平井段、扩边定向井段或导眼井段在井筒条件较好情况下保留综合测井;探井一开不进行标准测井;二开制井身结构井一开固井后不进行工程测井;标准测井取消自然电位测井项目;非特殊情况固井质量测井不测变密度项目;水平井水平段取消双井径(裸眼完井除外)、微球聚焦测井项目;采用电缆短接法、水平井测井电缆保护器对湿接头测井方式进行改进。优化方案在2013~2014年钻井地质设计中已累计应用127井次,节约测井费用877.57万元,节省钻井周期104d,降本增效成果显著。     

罗家寨气田和普光气田开发设计优化方案

罗家寨气田和普光气田均位于四川省东北部丘陵山区,均为高含硫主力开发气田,优化后的开发设计方案为：采用丛式井组开发,以斜井和水平井为主;两口气田的采气速度为4%～5%,稳产年限在10a左右;采用双凝固井、变密度固井方式,均采用地面和地下两级安全阀控制;如揭开储层后未获得方案设计产量,则均采用常规油管注入方式进行储层改造。     

不同成因类型页岩气藏特征分析

页岩气具有储层致密低渗,自生自储式成藏的特点,美国页岩气的成功开发是油气领域的新突破。2011年,美国页岩气产量超过1700×108m3,天然气基本实现自给,在一定程度上改变了世界天然气的供应格局。按照天然气的成因类型,页岩气可划分为热成因和生物成因两类。重点分析Barnett热成因页岩气藏和Antrim生物成因页岩气藏的地质特征和开发特征。我国已完钻页岩气井51口,其中直井37口,水平井14口;直井压裂试气15口,水平井压裂试气4口,14口见气;南方海相页岩气、四川盆地和鄂尔多斯盆地陆相页岩气勘探取得突破。通过我国南方海相热成因页岩气地质特征的对比分析,认为我国页岩气藏具有特殊性,储层条件更为复杂,美国页岩气开发技术不能完全适应我国页岩气的开发需求。另外,我国松辽和鄂尔多斯等盆地广泛发育富有机质页岩,但成熟度普遍偏低,热成因页岩气前景有限,但生物成因页岩气具有良好的成藏条件,是页岩气勘探的重点方向。     

灰色关联法分析塔中油气藏开发效果影响因素

塔中奥陶系缝洞型碳酸盐岩储层近年来投产井产量差异巨大,直井投产井中56%为低效井,水平井中70%为低效井,影响开发效果主要因素尚不明确。通过灰色关联法对该区块48口样本井统计分析,引入地震反射、钻遇位置、测井储层厚度、放空漏失、酸压规模等影响因素并定量评价,确定评价指标权重系数,进而明确影响直井和水平井开发效果主次因素。最终得到该缝洞型碳酸盐岩储层地质特征区块内,影响直井开发效果主要因素为缝洞体供液特征、地震反射类型和钻遇储层位置,影响水平井开发效果主要因素为缝洞体供液特征、地震反射类型和酸化压裂规模。提高该区块开发效果关键因素是使单井能控制多缝洞体,增大单井控制储量。在井位部署及井型选择时,直井尽量钻遇储层构造高部位,水平井尽量选用大规模分段酸压,以达到水平井控制多缝洞体目的。     

高含硫气田经济开发的单井日产量下限和单井控制地质储量下限

高含硫气田的开发安全条件要求高,技术难度大,开发成本高。储量和产量是决定高含硫气田开发经济效益的重要影响因素。单井日产量下限、单井控制地质储量下限是衡量高含硫气田达到经济高效开发的定量指标。建立了单井日产量下限、单井控制地质储量下限的数学模型。以某气井为例,计算并分析了天然气价格、气井投资、开采成本、产量变化模式等对单井日产量下限、单井控制地质储量下限的影响:①天然气价格与单井日产量下限、单井控制地质储量下限呈指数负相关函数关系;②气井投资、开采成本与单井日产量下限、单井控制地质储量下限呈直线正相关函数关系;③产量变化模式对单井日产量下限、单井控制地质储量下限影响最小。建议根据计算出的单井日产量下限、单井控制地质储量下限等参数来编制高含硫气田开发方案,以实现方案的总体经济效益达到最优。     

辽河双6区块储气库水平井钻井与完井技术

辽河油区地质条件复杂,尤其是东部断陷盆地形成复杂破碎的断块构造加上储层复杂多变的陆相河流相沉积,给储气库建设带来了较大的难度.鉴于此,开展了枯竭油气藏双6区块储气库水平井钻完井技术研究,在有利部位优选主力层段部署水平井10口.针对储气库水平井钻井完井技术难点,进行井身结构和套管柱强度设计.施工中采用φ210mm 1.5°单弯螺杆(带φ308mm球扶)钻具和MWD仪器,采取滑动钻进和复合钻进方式进行造斜井段施工;采用φ172mm 1°和1.25°小度数单弯螺杆(带φ212mm球扶)钻具和LWD仪器进行水平井段施工.同时还采取了有针对性的油层保护技术以及安全钻井技术.技术套管固井采用双级注水泥固井工艺,为了保证固井质量,研发了防窜水泥浆体系——胶乳体系.通过现场应用,形成了一套比较完整成熟的储气库井配套综合技术.     

齐成伟带纵公式在带状高含硫气藏中的推广

齐成伟带纵公式不适用于带状高含硫气藏,根据气相渗流与液相渗流的相似原理和Roberts气体相对渗透率与含硫饱和度的关系,将齐成伟带纵公式的适用条件推广为高含硫气藏,推导出了带状高含硫气藏中纵向双分支水平井的拟三维产能预测公式,即齐成伟带纵公式的高含硫气藏推广公式。根据齐成伟带纵公式的高含硫气藏推广公式,分析了硫沉积量、渗透率各向异性系数、带状气藏长度、生产段井筒位置和生产段长度对产能的影响。分析结果表明:产能随着含硫饱和度或渗透率各向异性系数的增大而减小;相同井境下,含硫饱和度对产能的影响要明显大于渗透率各向异性系数;产能随着带状气藏长度的增大而减小;产能随着生产段井筒位置的增大先增大,后减小,且当生产段井筒处于气藏中央高度时,产能最大;产能随着生产段长度的增大而增大。     

川西新场须二段新10-1H水平井安全快速钻井技术

川西新场构造须二段气藏储层埋深较大,范围一般为4600～5200m,孔隙度和渗透率较低,孔隙度范围在1%～4%之间,渗透率普遍低于0.06×10-3μm2。由于须二段气藏获得高产、稳产的储层类型主要为致密的裂缝-孔隙型,因此水平井是开发此类气藏的有效技术。以川西新场构造第一口水平井——新10-1H水平井为例,分析了该构造须二段水平井安全快速钻井的难点,并提出相应技术对策:直井段一开井段采用塔式钻具组合,二开井段采用钻头和直螺杆配合塔式钻具,并根据实时测量数据,采取小钻压吊打等措施,确保井眼的防斜打直;通过动力钻具与MWD配合控制井眼轨迹,并根据MWD实时测量数据分析井下情况,合理调整井眼轨迹,确保井眼轨迹的精确控制;根据地层岩性特点,优选牙轮钻头和PDC钻头,是提高钻速的关键;水平段钻进施工时,采用复合金属离子聚磺防漏水包油钻井液体系,能够有效润滑、防卡,降低摩阻至250kN以下,保障钻进的顺利进行。