凝析气藏产能评价方法研究

该文从凝析气藏渗流与油气分布“三区”特征出发,建立了更符合实际渗流特征的凝析气藏产能预测方程。首先将凝析油气分布分为单相气无凝析油区、单相气凝析油不流动区及凝析油气两相渗流区,并建立了相对应的渗透率模型。在此基础上考虑了自由凝析气、自由凝析油、溶解凝析气、溶解凝析油的影响,建立了不同区域凝析气藏产能预测方程。最后,结合等组分膨胀试验以及渗流特征,求解两相拟压力,两相高速非达西系数以及平均自由油气比,得到两相产能方程系数,实现对产能方程求解。研究不同凝析油含量下的产能特征发现,与低凝析油含量相比,高凝析油含量下的拟压力小、高速非达西系数大、IPR曲线有明显的拐点,气井无阻流量显著减少。实例证实近井地层凝析油析出对气井产能有巨大影响,即使少量的凝析油析出,也会造成产能方程系数增大,并大幅度减少产能。该文的研究对凝析气藏的产能评价有指导意义。     

东海西湖凹陷A气田渐新统花港组三段厚层砂岩沉积环境

西湖凹陷A气田花港组三段巨厚碎屑岩储层为研究区主力产气层与优质储层,对其沉积微相的厘定争议较大。综合利用研究区岩心、测井、地震、分析化验等相关资料,研究了目的层相标志、微相类型、沉积环境与相分布。研究认为本区发育辫状河三角洲前缘亚相,主要发育水下分流河道微相与分流间湾微相,不发育反映海相及海侵的沉积物与相标志。垂向上多期水下分流河道砂体叠置、厚度较大,水平延伸好;平面上水下分流河道由东北逐渐向西南呈树枝状分叉、连片分布,物源来自东北部。明确研究区属于陆相背景下的湖泊-三角洲沉积体系,为典型的牵引流沉积,不见海侵层序,高能量牵引流的水下分流河道微相是本区高产气藏储层发育的有利因素。     

双交联型泡沫凝胶的制备及其暂堵压井防漏机理

针对低压储层修井防漏技术难题,研发了一种双交联型泡沫凝胶压井液,基本配方为:3%聚丙烯酰胺+2%起泡剂+1.5%交联剂A+0.1%交联剂B。显微镜观察表明,单一交联型及双交联型泡沫凝胶均具有明显双膜结构,但双交联型泡沫凝胶膜更厚实,气核最外层凝胶膜厚度最大为77.35 μm,气核外层液膜总厚度最大为188.48 μm,表现为较好抗压强度和稳定性,其稳定时间大于10 d,远高于单一交联型体系。流变性与黏弹性测试表明,双交联型泡沫凝胶具有高弹低黏特征,利于泵送和后期返排解堵。暂堵压井模拟实验表明,对于渗透率在90～208 mD的中高渗岩心,在2 MPa正压差下60 min内作用于岩心的压降值≤ 0.05 MPa,滤失量几乎为零,该双交联型泡沫凝胶压井液具有一定抗压能力与低滤失特性,能有效暂堵储层,在低压油气井修井防漏领域具有较好应用前景。      

含油钻屑萃取处理技术在东海的应用

油基钻井液具有抑制性强、润滑性好、对油气层损害程度小等特点,有效地解决了东海油气田储层保护要求高、井壁稳定性差以及复杂断块油气田钻井难度大等问题,但这也不可避免地产生了大量含油钻屑,因而显现出较高的环境污染风险或者要承受高昂的防污染成本。该文首先介绍了含油钻屑萃取处理技术的工作原理、设备组成以及工艺流程,再以A井为例分析总结了该项技术在东海的应用情况。现场应用结果表明,该项技术可采用高效溶剂脱除含油钻屑中的油组分,满足海上环保排放要求,大幅降低了环境污染风险和防污染成本。     

南黄海古生代盆地原型演变与烃源岩发育特征

钻井及露头证实下扬子陆区发育下寒武统幕府山组、上奥陶统五峰组—下志留统高家边组、二叠系3套烃源岩。盆地发育时期的动力学环境决定该时期的盆地原型，盆地原型影响盆内岩相及烃源岩展布。幕府山组沉积时期，南黄海盆地表现为张裂背景下的被动陆缘克拉通盆地，盆地相及深水陆棚相呈环带状围绕古隆起或台地发育，为烃源岩发育优势相带，推测南黄海盆地中部隆起及北部幕府山组烃源岩发育较好；五峰组—高家边组沉积时期，南黄海盆地表现为挤压背景下的前陆盆地，盆地相、斜坡相、深水陆棚相由西北向东南依次呈条带状分布，盆地相、深水陆棚相为烃源岩发育优势相带，预测五峰组—高家边组烃源岩主要在南黄海地区中北部发育且有一定厚度；上二叠统龙潭组沉积时期，南黄海盆地表现为挤压背景下的活动大陆边缘坳陷型盆地，在该盆地中各沉积相带呈环带状分布，三角洲相、潮坪相、沼泽相为烃源岩发育优势相带，发育龙潭组品质中等—好的烃源岩；预测龙潭组烃源岩在南黄海盆地中部发育，是南黄海盆地古生界的次要烃源岩。      

岩相约束下的深层致密砂岩气藏储层演化特征

东海盆地深层致密气藏沉积和成岩演化复杂，不同岩相储层的成岩演化是揭示沉积-成岩耦合及认识致密储层甜点成因的关键，也是甜点预测的基础。本研究将岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、粒度分析和X-衍射等资料相结合，选取东海西湖凹陷中央反转构造带深层花港组典型致密气藏，研究不同岩相储层的成岩演化。通过开展岩石学特征研究，划分主要岩相类型，结合埋藏史分析成岩演化序列，分析不同岩相砂岩成岩差异及成岩演化过程，建立不同岩相的成岩演化模式，揭示沉积对成岩的控制作用。结果表明，研究区花港组储层以水下分流河道沉积为主体，主要发育块状层理中-粗砂岩、砾质砂岩、平行层理中-细砂岩和泥砾质砂岩四种岩相类型。块状层理中-粗砂岩和砾质砂岩刚性石英含量较高，粘土含量较低，胶结物类型以薄层绿泥石和硅质胶结为主；前者经历的成岩作用较为完整，埋藏后期仍然发育有一定的原生孔隙和次生溶孔，容易形成较好储层；但后者常常因为分选性较差，最终易形成压实紧密，硅质胶结强烈的致密储层。平行层理中-细砂岩刚性石英含量较低，粘土含量较高，胶结物类型以厚层绿泥石、伊/蒙混层和伊利石相伴生为主；由于沉积分异作用，碎屑颗粒常呈层状定向排列，埋藏后期细粒层部分压实致密，粗粒层部分保留有块状层理砂岩性质，发育局部孔隙带，形成次一级储层；泥砾质砂岩塑性泥岩撕裂屑含量较高，同时混杂有大量泥质杂基，在埋藏早期就已经压实致密，各类孔隙均不发育，基本为非储层。     

L油田古近系油藏含水率计算方法及其应用

珠江口盆地L油田古近系油藏储层非均质性强、油水关系复杂,常规流体性质识别方法难以满足测井评价需求。利用多相共渗分流量原理定量计算储层的含水率,判断储层的产液性质;在含油饱和度下限研究中引入含水率,并结合油层含水率的上限标准,利用解析法得到含水率、孔隙度与含油饱和度的关系,确定不同类型储层对应的含油饱和度下限。在L油田含水率定量识别储层流体性质的应用中,定量计算结果与测试、生产结果相符;确定了L油田Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储层对应的含油饱和度下限分别为59%,48%和35%;同时,拟合得到含油饱和度下限与孔隙度之间的关系式,Ⅲ类储层对应的含油饱和度下限为35%。应用结果表明,根据含水率能够定量判断储层的产液性质;不同类型储层含油饱和度下限与孔隙度呈指数函数递增关系,可定量确定不同类型储层含油饱和度下限。      

导管架平台受损杆件修复方案比选及应用

导管架平台受损杆件修复方法主要有内部灌浆、安装卡箍和更换杆件等。此文针对某海域某油气田导管架平台被船舶碰撞受损事件，论述了平台受损和结构检测过程，对修复方案进行了比选，最终达到了修复的目的，并给出了结论和建议，可供其他项目借鉴。     

气井腐蚀环境对封隔器胶筒橡胶材料的影响

目的 为东海某气田封隔器胶筒橡胶材料的选择提供理论参考依据。方法 通过腐蚀前后的性能试验和在腐蚀介质中的渗透性试验,比较目前国内外封隔器胶筒使用的主要橡胶材料（氢化丁腈橡胶、氟碳橡胶、氟硅橡胶和AFLAS橡胶）在腐蚀后的拉伸强度、拉断伸长率、硬度、压缩永久变形等性能,以及在腐蚀介质中的渗透性。结果 性能最优秀的是氢化丁腈橡胶,其次是AFLAS橡胶,氟硅橡胶和氟碳橡胶性能较差。随着压差的增大,4种橡胶材料的抗渗透性变差,相同温度（120 ℃）下,氟硅橡胶在4个压力条件下的抗渗透性能均优于其他橡胶材料。随着温度的增加,4种橡胶材料的抗渗透性变差,相同压差（10 MPa）下,氟硅橡胶在4个温度条件下的抗渗透性均优于其他橡胶材料。结论 氢化丁腈橡胶的性能（拉伸强度、拉断伸长率、硬度和压缩永久变形）相对较好,次之是AFLAS橡胶,再次是氟碳橡胶和氟硅橡胶。温度对橡胶渗透性的影响比压差大,对某些橡胶而言存在阀值效应,当超出一定温度后,橡胶抗气体渗透性能迅速下降。因此,应根据服役环境合理选择橡胶材料,且尽量使封隔器胶筒处于应力平衡状态,延长井下工具安全服役寿命。