安塞油田坪北区补充井网高效开发潜力的认识

根据当前安塞油田坪北区注水开发的经验及存在的问题,通过数值模拟对进一步加密调整的可行性进行了分析论证后,认为,目前的注采井距过大,油田有进一步加密调整的可能。     

暂堵压裂技术的现场应用

暂堵压裂技术是提高低渗透油藏产量的有效途径之一。为了提高该类油井的产量,确保坪北油田的高效开发,运用暂堵压裂技术在现场施工9井次,措施成功率达100%,措施有效率为77.8%,累计增油4032t,取得了很好的增油效果。现场实践表明,暂堵压裂技术为坪北低渗透油田的进一步开发提供了重要的保证。     

基于横波速度差异的裂缝分布识别方法——以准噶尔盆地火山岩地层为应用实例

在火成岩等裂缝和微裂缝发育地层的钻井过程中,井壁掉块甚至井壁坍塌引起的卡钻事故时有发生,严重影响了钻井安全和施工进度,要解决上述问题,需要在钻前了解地层的裂缝分布情况,进而设计合理的井身结构并采用有针对性的钻井工艺。为此,在详细分析声波速度与岩石力学特征参数关系的基础上,给出了以声波测井数据为依据的裂缝概率分布的定量计算方法,并且通过分析井径对声波时差影响的机理,提出了井径对声波时差影响的校正方法,进而建立了基于声波测井数据的裂缝识别模型。将该模型应用于准噶尔盆地2口深探井,应用效果表明:1裂缝识别结果与井径分布情况吻合较好,从而反映出该方法能够较准确地对裂缝进行识别;2井径变化对于声波时差会产生较大的影响,在数据处理过程中必须进行校正;3该方法利用常规的声波测井数据进行裂缝识别,也为一些仅有常规测井资料的老井进行裂缝识别提供了一条新的途径。     

一种低温早强低密度水泥浆

低温下,常规低密度水泥浆体系早期强度发展缓慢,水泥石胶结能力差,影响了水泥环封固质量,浅层易漏井固井质量问题日益突出,为此,进行低温早强低密度水泥浆体系研究。根据紧密堆积理论及综合室内实验研究,研制了密度为1.30~1.50 g/cm3的低温早强低密度水泥浆体系,主要优选了超细胶凝材料和锂盐复合早强剂,增加了低密度水泥石的致密性,提高了低密度水泥石的早期强度,25℃凝结时间为13 h,24 h抗压强度为10.2 MPa。该体系具有低温早期强度高,凝结时间短,稳定性好等优点。在大庆油田现场成功应用2口井,固井质量合格率100%,取得良好的应用效果。      

废弃高密度钻井液固液分离的实验研究

对废弃高密度钻井液进行了稀释沉降和化学絮凝脱水的固液分离实验研究。结果表明，该方法不仅回收了９０％的加重材料（重晶石粉），而且破坏了废钻井液的胶体体系，使其絮凝脱水，实现固液分离，脱水残渣可安全地埋入地下，有效地解决了废钻井液对环境的污染问题。     

钻井液液压作用下裂缝性定容封闭体地层压力的变化规律

裂缝性地层在钻进过程中经常出现漏喷同存的复杂情况,目前对其机理只能采用经验描述,缺乏基础理论研究和模型描述。为此,以伊朗雅达油气田大量现场实钻录井和测试资料为例,采用基于真实裂缝的液—液置换可视化实验装置对液—液定容置换行为进行了模拟实验和CFD单裂缝定容仿真验证,分析了钻井液密度、井口回压、裂缝宽度等参数对地层压力的影响规律。研究结果表明:(1)置换现象随钻井液密度的增大而变得更加明显且地层压力迅速下降,随着置换时间的推移,地层压力基本稳定;(2)地层压力随着回压升高而逐渐增大;(3)当高密度钻井液抵达缝板后,地层压力逐渐增加并达到最大值,随着置换的发生,地层压力重新建立起新的平衡;(4)裂缝越宽地层压力变化越大,置换形态越不易受裂缝面形态的影响,置换推进速度越大。结论认为,对于定容性油气藏地层压力与所用钻井液密度和回压呈正相关,现场宜采用封堵和井口控压结合的方式进行钻进,采用泄压法实施压井作业。     

天然裂缝性底水驱CO2气藏产能早期评价――以阳5潜山CO2气藏为例

山东省惠民县境内的阳5潜山气藏是构造裂缝、溶蚀孔洞较为发育和具有底水的CO2气藏。利用三次测试资料,分析了该气藏的试井特征,其是:1通过流动压力、流动温度梯度曲线与室内观察结果发现,流动纯CO2气柱与静止CO2气柱的相态特征存在着明显的差异,在高于CO2临界温度的情况下,井筒内就可能出现气、液两相形成的高密度流体(液态水、气态CO2及其水合物),在265.80m左右达到临界条件,可能开始有液态CO2生成,受其影响,井筒损失比较严重;2气井产能较低,气藏稳产条件较差;3两层合采显著降低了气井产能。最后从多方面论证了气井合理初期产能并提出了提高产能的主要措施:对地层采用酸化解堵措施以减小污染,采用小油管增加井筒内流速以提高气流的携液能力。     

四川盆地老气田二次开发优化技术及应用

经过近60年的开发,四川盆地的许多老气田已进入低压、低产的开发中后期,部分气田虽然已濒临废弃,但其中仍尚存较多剩余天然气资源未采出。通过梳理分析,认为具备二次开发条件的气田多存在地层水活跃形成水封难以解封、低渗透储量难动用等问题。为此,从老气田二次开发的定义出发,全面阐述了其技术路线及优选条件:(1)在建立缝洞系统多储渗体模式的基础上,采用压力重整曲线进行地质模型正演、生产动态反演特征曲线诊断,提出了复杂岩溶缝洞系统多储渗体识别及定量描述方法,结合U型管气水赋存新模式,形成了强水侵多缝洞系统天然气储量计算新技术;(2)建立孔、洞、缝三重介质数值模型,形成强水侵底水缝洞气藏"水平井排水+直井采气"排采井网模拟及效果评价新技术;(3)依托精细气藏描述形成的配套集成技术,重构气藏地质模型,分类评价气藏低渗透储量,结合井网优化、水平井地质导向、分段酸化压裂等工艺技术,进一步提高有效动用率;(4)建立多节点、多环节输气管网模型,形成区域性管网整体模拟优化及预测技术。实施效果表明,该二次开发技术在老气田产能建设、提高老气田采收率、延缓老气田产量递减、稳定老气田产量等方面均具有明显成效。     

青西凹陷窟窿山构造青2-50井钻井液技术

青2-50井地层十分复杂,如泥页岩易发生水化坍塌,硬脆性页岩易垮,层理裂缝发育,易漏,地层倾角大,井眼应力不均衡等,因此为保证井壁稳定,需把钻井液配方的优选和适时有效地转化作为钻井施工的重点.在柳沟庄组以上地层,采用了加生石灰的阳离子钻井液,通过保持较高矿化度,满足了地层和工程的需要.在钻至深部地层以后,转化为阳离子聚磺钻井液,提高了原体系的抗温能力,并解决了深井阶段的裂隙封堵、地层垮塌、润滑防卡和油层保护等难题.青2-50井的顺利完钻为提高该区块的钻探开发速度积累了经验,并建议选用复合金属离子(或两性离子)聚合物(防塌)钻井液替代阳离子钻井液.     

页岩气微地震压裂实时监测技术——以四川盆地蜀南地区为例

长水平井段多井拉链式水力压裂是提高四川盆地蜀南地区页岩气产量和降本增效的重要手段。微地震压裂监测因其能够对水力压裂裂缝进行实时成像而被广泛应用于页岩气压裂效果评估和压裂参数优化调整。但目前国内页岩气微地震压裂监测仅能按照压裂监测前设计的参数完成平台井压裂作业后才能评估压裂效果,其评估结果只能为下一个平台井的压裂参数提供指导,缺少对正实施井进行实时优化压裂参数的经验,致使微地震压裂监测的实时作用失效。为此,利用放射状排列微地震地面监测和微地震井中联合监测技术,采用实时定位方法,对四川盆地蜀南地区页岩气长水平井段多井拉链式水力压裂裂缝进行实时成像,实时评估压裂效果,现场实时指导了前置液参数、射孔、暂堵剂的投放时间等参数的优化,有效避免了重复压裂、压裂效果不均等现象,提升了压裂改造效果。2口井组的实践结果表明,微地震压裂实时监测在实时评估压裂效果和实时优化压裂参数方面能够发挥重要作用,平均测试页岩气产量增加2~5倍,值得进一步借鉴和推广。