库车坳陷迪那2气田地质特征

迪那2气田位于塔里木盆地库车坳陷秋里塔格构造带东部,是上第三系吉迪克组膏盐岩塑变层之下呈串珠状分布的一系列褶皱中的一个局部构造,含气层系主要为下第三系砂岩。该构造天然气中甲烷含量86.7%～88.9%,属于湿气;有机地球化学研究证实该构造气源主要为侏罗系煤系地层。迪那2号构造成藏期晚(构造雏形形成于晚第三纪库车期,定型于第四纪)和良好封盖条件(上第三系吉迪克组巨厚的膏盐岩和泥岩是区域盖层)是迪那2大气田得以保存的根本原因。迪那2气田的异常高压是由于从更新世开始来自北部的强烈构造挤压作用而形成的。迪那2气田探明和控制天然气地质储量大于1000×108m3,凝析油地质储量超过800×104t。     

库车坳陷迪那2气田地质特征与沉积储层研究

迪那2气田是塔里木盆地库车前陆区2006年探明的储量为1 000亿 m³以上的大型气田,含气层位为古近系苏维依组与库姆格列木群。综合各种研究认为,迪那2气田主要位于受南北2条逆冲推覆断层所夹持的一个东西向展布的长轴背斜带;储集岩以粉砂岩、细砂岩为主,孔隙类型以原生粒间孔为主,次为粒间和颗粒溶孔、微裂缝、微孔隙,总体上属于低孔低渗和低孔特低渗储层,且非均质性强;储层主要受沉积相带控制,储层成岩阶段总体达中成岩A亚期,对储集性能有影响的主要是压实作用、胶结作用和溶蚀作用,其中溶蚀作用较强,使次生孔隙发育,这是储层物性变好的一个重要原因。     

迪那2气田气藏类型研究

迪那2气田位于库车坳陷秋里塔格构造带东部,是在塔里木盆地发现的第二个地质储量上亿方的大气田,主要含气层系为下第三系。由于测试作业风险很大,获取的温度、压力资料有限,故确定气藏类型难度大。利用测试结果、测井泥岩声波趋势线、储层横向预测结果及烃类检测结果,并结合沉积储层特征等综合研究手段,研究了迪那2气田气藏的类型,认为迪那2气田是由3个气藏组成的常温超高压、低含凝析油的层状边水凝析气藏。     

迪那2气田含汞污水的处理

迪那2气田现有污水处理工艺油类及悬浮物含量满足二级排放要求,也符合回注水要求,但不能达到汞含量低于0.05 mg/L的排放标准。国外含汞气田水综合排放处理技术主要有絮凝技术和新型吸附剂技术。从常用除汞药剂的处理结果看出,当汞初始浓度较高时,选用硫化物药剂可达到99.9%以上的去除率,但脱除后汞的浓度仍然较高(10～20μg/L)。混凝剂处理含汞污水的优点是成本较低,相当于硫化钠的1/3,操作简单,沉降速度快,含汞污水中含汞量经处理后可下降至0.02～0.03 mg/L。经综合比较,推荐脱汞药剂选用混凝剂,在污水中添加铁盐。该法成本较低,不需要设置额外脱汞装置,且能达到污水排放标准的二级指标。     

无限数据传输在迪那2气田的应用

迪那2气田井站均为无人值守,通过SCADA（数据采集与监控）系统实现对单井和集 气站的统-监控,因此,可靠的数据传输对气田的平稳运行尤为重要.针对迪那2气田地域特点,数据通信方案采用以光传输为主链路、无线数据传输为备用链路的技术路线.介绍了迪那2气田无线传输系统的架构及设备配置,以及无线与有线的并行通信方案.现场应用情况表明,在有线链路出现故障时,通信系统能够自动切换至无线链路,提高了高压气田无人值守井站远程监控的可靠性.     

海上油田高温解堵液体系

海上油田X-1井砂岩储层具有高温、异常高压和低渗等特征,且储层岩样溶蚀孔发育,含有一定的粒间缝被黏土矿物充填,黏土矿物较多,易造成水敏、速敏。针对上述问题研制出一种高温低渗敏感性储层解堵液体系。实验表明,在170℃的条件下,解堵液体系对钢片的平均腐蚀速率为62.880 g/m2·h,达到行业一级标准,且该体系具有较低的表面张力,鲜酸和残酸表面张力均低于24.0 mN/m。解堵液体系有较好的稳定铁离子能力,稳定铁量高达263 mg/mL。解堵液体系具有较好的防膨效果,终膨胀率降低值为32.19%,能有效控制黏土膨胀,抑制水敏伤害。岩心中注入解堵液体系后,渗透率呈明显的上升趋势,由于该体系对黏土矿物和基质的溶蚀率均较大,且不宜引起出砂堵塞孔喉,渗透率增加倍比约为3.5倍,是较为理想的适用于高温低渗储层的解堵液体系。现场应用表明,解堵液基本解除井筒附近堵塞,对比酸化前后日产气量,本次酸化对该井起到了很好的解堵效果。      

迪那2气田自动化系统及应用效果评价

论述了迪那2气田自动化系统的创新点,从自控仪表的选型、计量方式、SCADA（数据采集与监控系统）的通讯、系统的集成与兼容性方面与克拉2气田进行了比较,对其应用效果进行了分析及评价。相比克拉2气田,迪那2气田的自动化系统在产品选择、通讯方式、通讯链路、自控与传输设备兼容性及架构方面日趋完善,系统进一步得到了优化,在其他油气田具有推广价值。     

迪那2异常高压凝析气田井筒动态分析方法及软件研制（为庆祝塔里木油田石油会战20周年而作）

迪那2深层异常高压凝析气藏,井口压力动态监测出现资料异常现象.在拟合迪那2气田井筒温度剖面基础上,推导了考虑相态变化、动态摩阻和动能损耗等因素的压力折算新公式,并编制了相应的计算软件,得到了更为完善的异常高压凝析气井井筒动态分析方法.实例验证表明,该模型可靠程度较高,适用性较好.     

迪那2气田储层连通性及动用性评价

迪那2气田具有压力系数高、非均质性强、物性差、局部裂缝发育等特点。该气田截止2012年底,产能建设及井网部署已基本完成,需要对整个气藏的连通性及储量动用程度进一步深化认识,并以此为依据优化新井部署,指导迪那2气田科学、合理、高效地开发。利用钻井、地震、测井、测试等资料,通过采用地层对比、断裂刻画、隔夹层评价等地质手段定性的分析了气藏平面及纵向的连通情况,采用压力动态分析、MDT测试结果对地质认识加以验证,最终得到了迪那2气田平面及纵向均连通性好且可动用程度高这一新认识,为迪那2气田的开发决策提供了科学依据,也为该类油气藏连通性评价及储量动用提供可靠的技术方法及思路。     

迪那气田现今地应力研究

在关键井点测井资料研究基础上,结合岩石力学实验,用有限单元方法对迪那气田古近系储集层现今地应力分布做出预测。研究结果表明：迪那气田古近系现今应力场主应力均表现为压应力,最大水平主应力方向为北北东10°,水平主应力值约为109.56MPa和106MPa,垂向主应力值为115MPa.     

超高压注水井解堵增注技术的研究与应用

超高压注水井由于压力条件的变化引起渗流介质的变化,机杂及菌类混合堵塞严重,解堵工作难度增大.针对常规酸化不能有效解除有机类堵塞,并结合现河油区高压低渗透油藏井深,地层温度高,存在水敏、酸敏的特点,开展了广泛调研,在二氧化氯强氧化解堵技术室内实验的基础上,研究出适宜现河油区高压低渗透油藏特点和储层伤害特点的强氧化解堵技术,用于超高压注水井的增注工作,取得了十分显著的效果.     

高性能抗高温聚合物钻井液研究与应用

为满足环境敏感性海域高温深井钻井作业和环境保护要求,研究了抗温200℃,生物毒性值LC₅₀大于10×104mg/L的高性能抗高温聚合物钻井液,其以合成聚合物为主要处理剂,辅以优选出的纳米封堵剂、页岩抑制剂和极压润滑剂,该体系具有了油基钻井液抑制泥页岩水化的分散性能和润滑性能,对环境友好,可直接排海。实验表明,分别以重晶石和甲酸盐为加重剂,该抗高温聚合物海水基钻井液体系在200℃高温热稳定时间长达48 h以上,高温高压滤失量为12～25mL,抗20%氯化钠和0.5%氯化钙污染,生物毒性卤虫96 h半致死浓度LC₅₀大于10×104 mg/L,发光细菌半数有效浓度EC₅₀大于30×104 mg/L,符合一级海区生物毒性排放要求。在环渤海油田进行了现场应用,取得了良好的试验效果,试验最深井深6 066 m,最高井底温度204℃。      

高温对钻井液／完井液处理剂及体系生物降解性的影响研究

实验测定了钻井液／完井液处理剂及体系在１４６℃的条件中使用２ｈ前后的ＢＯＤ５，ＣＯＤｃｒ值，并计算了ＢＯＤ５／ＣＯＤｃｒ比值，采用ＢＯＤ５／ＣＯＤｃｒ比值划分钻井液化学剂及油田化学剂可生物降解性的分泌标准，对７种化学剂的可生物降解性进行了分级，结果表明，高温对钻井液／完井液处理剂及体系的生物降解性有不同程度的抑制作用；对化学需氧量影响不大，而对生化需氧量影响较大，对易降解物质的生物降解性影响不大，     

抗高温微粒子钻井液的室内研究

为满足当前深井、超深井逐步向深层次开发的需要,在分析评价各种抗高温钻井液处理剂的基础上,研制出一种以CX-189、JC-J003为主要降滤失剂的抗220℃高温微粒子钻井液,对其性能进行了评价。实验结果表明,该钻井液经220℃、16 h高温老化后,仍具有良好的流变性,高温高压滤失量仅为13.6 mL,形成的泥饼薄而韧;同时,该钻井液还表现出较强的抑制性能和抗盐(15%NaCl)、抗钙(2.5%)能力。     

高温对钻井液中黏土的作用及作用机理

针对高温对黏土粒子的作用,对不同钠膨润土含量的基浆在不同温度热滚后的性能进行分析,得出黏土颗粒在不同温度下对钻井液的流变性能影响较大,从常温到90℃,钻井液表观黏度呈递增状态,且在90℃时达到最大值;之后随温度升高急剧减小,在150℃时出现最小值;从150℃到200℃,表观黏度随温度升高略有增大。同时,分析了不同温度对钻井液中黏土的作用机理。该研究结果为深井、超深井水基钻井液提供理论基础。     

文昌气田抗170℃无固相钻井液技术

珠江口盆地文昌9-2/9-3/10-3气田珠海组水平储层段高温至165℃,且为低孔低渗透的储层。室内在对中海油常规油气田使用的无固相PRD钻井液研究的基础上,通过对抗温降滤失剂、抗温增黏剂、抗温淀粉以及防水锁剂的优选复配,并加入超细碳酸钙、聚胺抑制剂以及高温稳定剂等,开发了新型无固相钻井液体系。该体系有可抗温170℃,高温稳定性强,在150℃的页岩滚动回收率达95.3%,经系列流体污染后其渗透率恢复值大于90%,同时其形成的滤饼易破胶降解,储层保护效果及环境保护性能好,所优选的防水锁剂起泡能力低,加入2%时钻井液滤液的气-液表面张力降低到30.0 m N/m左右,油液界面张力降到5 m N/m以下,储层防水锁效果显著。现场应用表明,该钻井液能控制珠海组低孔低渗和高温层段钻遇的储层保护问题,可作为海洋低渗储层高温水平段的钻井完井液使用。     

抗高温无黏土相钻井液体系研究

随着能源需求日趋紧张,向深部高温、低孔低渗油气储层进军已经成为很多油田区块保障产能和增加产量的一个重要战略.而钻井过程中高温、低孔低渗储藏面临的储层伤害问题,因为钻井液技术的局限没有得到很好的解决.为此,研制开发了1套抗温达170℃的无黏土相抗温水基钻井液体系PRD-HT,该体系高温稳定性、综合性能良好,为高温、低孔低渗油气田的安全高效开发提供了有力的钻井液技术支持.     

深井、超深井高温高压井下工具研究

针对井下工具和工艺管柱在深井超深井中高温、高压等特殊环境下各种生产措施的运用，并对井下工具和工艺管柱在各种特殊生产措施中提出的一些特殊要求展开专项研究。主要从压裂酸化、分层注水、机械卡堵水等方面对井下工具和工艺管柱进行研究，并对江汉油田分公司采油工艺研究院所在深井、超深井高温高压井下工具进行了论述和介绍，有利于指导油气田的现场施工，具有一定的实际意义。     

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天然气水合物是一种赋存于低温和高压条件下的新型清洁能源，被喻为潜在的常规能源的替代品。文章首先介绍了天然气水合物勘探现状，进而以维持天然气水合物相态平衡的分解抑制法为基础，介绍了维持水合物相态平衡的低温钻井液体系的应用情况，分析了钻井液在低温条件下的性能，提出在进行天然气水合物勘探的低温钻井液体系研究时，务必要注意对有机高分子聚合物和无机盐添加剂的选用，使钻井液体系具有良好的流变性能和稳定性。     

抗240℃超高温水基钻井液室内研究

针对中国大陆科学钻探松科2井深部高温层段钻井作业需要,通过研制出高温稳定剂MG-H2,引入抗高温抗盐的凹凸棒土,优选抗高温降滤失剂,设计出一套以钠膨润土和凹凸棒土为黏土相的低固相抗240℃超高温的水基钻井液配方。MG-H2是采用反相乳液聚合方式研制出的一种油包水型高温稳定剂,其具有球状高分子柔性搭接、增强悬浮稳定性作用和半刚性微粒黏度特性,能实现对钻井液黏度、润滑、滤失性能的综合控制。优选出的3种降滤失剂及其加量配比为3%Lockseal+1%硅氟降滤失剂+1.5%Soltex。综合性能评价结果表明,该抗高温钻井液经过240℃高温老化后性能稳定,具有良好的流变性能和滤失造壁性能,抑制和润滑性能满足钻井需要,能抗10%膨润土、5%Na Cl和1%Ca Cl2的污染。为松科2井下阶段抗260℃超高温钻井液的研制奠定了良好基础。