东方1-1气田浅层大位移水平井钻井液优化与实践

东方1-1气田在垂深为1 350 m左右的大位移水平井钻井过程中,表层乐东组、莺歌海组一段地层极易出泥球;水平段储层莺歌海组二段钻进摩阻扭矩大,且存在压力衰竭,极易发生井漏;储层埋深浅,地层成岩性差,井壁易失稳。针对以上钻井难题,经过多年摸索与实践,在非储层段改变以往钻井液作业模式,探索性地使用海水聚合物体系,保证非储层段泥岩充分水化;在储层段引入纳米可变形封堵剂PF-Greenseal优化无固相钻井液屏蔽暂堵性能,同时配合使用成膜封堵剂PF-LPF及高效润滑剂PF-Greenlube,成功解决了泥球、井漏、摩阻扭矩大、井壁失稳等难题,形成了一套东方1-1气田浅层大位移水平井钻井液作业模式。现场3口调整井应用结果表明,非储层段钻进机械钻速由41~64 m/h提高到85 m/h左右,同时可降低50%钻井液成本;储层段井壁稳定,井径扩大率低于3%,扭矩低,储层保护效果好,3口井测试表皮因数接近0。研究结果可为类似油气田钻井作业提供钻井液技术参考。     

徐深气田D区块气井积液诊断及水体规模

徐深气田D区块属于块状底水的火山岩气藏,准确识别气井出水、判断气井是否积液、计算水体规模成为急需解决的问题。通过理论计算与现场动态分析相结合,建立了一套适合D区块气井出水与积液诊断的方法。研究表明:气藏出地层水的水气比下限为0.2 m~3/10~4m~3,矿化度下限为8 000 mg/L,气井临界携液流量为(1.55～3.45)×10~4m~3/d,水体规模为(6.27～6.86)×10~8m~3;综合水气比和矿化度下限可以快速准确识别气井是否出水;气井是否积液,取决于油管直径、井筒温度和压力3种因素综合作用结果。在静态水体规模计算基础上,引入动态方法来验证,有利于减小静态法参数选取的不确定性,能够更准确计算水体规模大小。     

超高压气田井口管汇泄放方案研究

采取合理泄放方案以确定合适的泄放量和泄放温度,是超高压气田设计中研究的重点。本文利用HYSYS软件,采用动态泄压计算方法模拟高压气田管汇的泄放过程,为泄放量和泄放低温的计算提供了合理依据。从泄放系统高压力低温度造成的选材困难出发,提出了适用于高压管汇的二次泄压方案。     

克拉气田某处理厂干气烃露点问题的探讨

克拉气田某处理厂采用三甘醇脱水工艺对原料气进行脱水处理,脱水后的干气水露点合格,但烃露点较高。由于天然气具有反凝析现象,随着干气在输送过程中压力的降低,会有液态烃析出,从而对管道、设备、下游用户造成不同程度的危害。为了达到合格的烃露点,避免液态烃的析出,根据我国国家标准对烃露点的不同规定,提出了烃露点控制的改进流程及两种烃露点的控制方案。使用HYSYS软件进行模拟比较,确定采用GB 17820-2012《天然气》对天然气烃露点的控制要求,以保证处理厂至轮南首站的外输管线内无液态烃析出。同时,对气-气换热器和低温分离器进行初步选型,并提出了反凝析现象的控制措施。     

挖掘系数法在苏里格气田马五碳酸盐岩储层流体识别中的应用

马五_4~1碳酸盐岩储层是苏里格气田勘探开发的目的层位之一,储层类型多样、孔隙结构复杂造成岩电参数变化大,且地层水矿化度分布范围广,基于电阻率的流体判识方法难以有效识别高电阻率水层与低电阻气率层。利用挖掘系数法基于中子孔隙度测井岩石体积模型得到挖掘系数与含气饱和度的关系。天然气和地层水的含氢指数差别较大,挖掘系数与含气饱和度正相关;相较电法测井,挖掘系数受到的影响因素较少;对含气饱和度较低的储层,挖掘系数受喉道半径控制,判识误差大。实际资料的处理解释结果证明,该方法能够准确判识碳酸盐岩储层的流体性质。     

川西马井气田蓬莱镇组致密砂岩储层可动水饱和度计算方法

马井气田主力产气层段为侏罗系蓬莱镇组地层,该地层主要是具有复杂岩性、复杂孔隙结构、低孔隙度低渗透率等特点的致密砂岩储层,储层岩电参数之间表现出明显的非阿尔奇现象,使得常规阿尔奇模型难以准确计算储层含水饱和度;现有的建立在常规砂岩储层中的束缚水饱和度模型在复杂孔隙结构致密砂岩储层中应用效果较差,利用阿尔奇含水饱和度与常规束缚水饱和度的差值难以准确确定储层可动水饱和度.在储层基本特征分析的基础上,结合岩电实验数据研究认为双孔隙导电体积模型能较好表征储层的导电规律;在双孔隙导电体积模型的基础上,推导建立了可动水饱和度计算模型.基于岩电实验、核磁共振束缚水饱和度测试结果以及常规测井数据,分析了模型中的各个参数,提出确定束缚水饱和度的新方法,进而确定了模型中微孔孔隙度这一关键参数.现场实例应用表明,可动水饱和度计算结果与储层产水特征相符,利用计算的可动水饱和度判别储层中流体的可动性运用效果较好.     

分段加砂压裂技术在塔里木油田的应用

塔里木油田针对大北气田超深水平井井底温度高、压力高的超厚裂缝性低渗透气藏改造难度大的问题,广泛开展技术攻关研究,形成了分层加砂压裂配套技术,并在该气田水平井改造中试验成功。试验结果表明:分层加砂压裂形成的人工支撑裂缝很好的沟通了天然裂缝,单井增产效果显著,储层动用效果好。该工艺的成功应用,解决了大北气田水平井改造瓶颈,为油田增产提效提供了技术支持。     

普光气田气体钻井综合录井技术

气体钻井技术独具优点,在普光气田使用广泛、效果显著。气体钻井技术的引进给综合录井技术带来了新的挑战和难题,开展与之相配套的录井技术研究,以适应油气勘探发展,促进录井技术及解释评价技术的全面提高。     

国内天然气集输工艺技术研究现状

根据天然气自身性质主要介绍了国内气田主要的集输方式,为防止在管输过程中出现冰堵等现象而制定的地面相关的天然气集输方式,分析比较这几种工艺模式(井口加热节流地面工艺模式、井口注醇高压集输工艺模式、井下节流井上不加热不注醇工艺模式)的优缺点。介绍高含硫天然气的输送包括干气输送、湿气输送、两相混输三种集输方式,并做了简要对比和分析得出分别适合这三种集输方式的条件。除了选择合适的天然气输送方式和工艺模式外,介绍其输送过程中防止天然气水合物的辅助方法。     

涩北气田第四系生物气藏低阻气层特征及成因研究

由于低电阻率油气层的电阻率低于或接近邻近水层的电阻率,降低了利用电阻率识别油气层和水层的分辨率,给测井解释带来较大的难度。青海柴达木盆地第四系涩北气田的储层岩性主要是含泥粉砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩。为了利用测井等资料评价第四系低阻气层,文章在分析和研究测井曲线、岩心分析资料的基础上,提取水层、气层测井曲线以及储层物性特征,剖析了低阻气层最主要原因是储层亲水且较高束缚水饱和度和高地层水矿化度的综合反映。