周矶油田控递减对策研究

周矶油田从1994年投入开发,直至1997年一直处于稳产阶段,1998年之后由于区块主要以天然能量开采,产量进入递减阶段。2004年以来随着周30、周16井区相继投入开发,周矶油田进入二次上产阶段,2011年至今,由于周16,周19注水见效见水,产量再次进入递减阶段。本文从注水开发实践出发,重点分析及总结注水开发过程中取得的经验、教训以及认识,指导下步注采调整方向从而控制周矶油田自然递减。     

裂缝性油气藏区块的岩石可压性分析

油田地层的可压性评价是油田水力压裂施工中重点关注的问题，它直接关系到最终的增产效果。对某油田区块的深层岩石开展可压性评价，通过定义裂缝描述指数，结合岩石力学参数和残余应力2种方法计算的脆性指数，共同定量表征脆性指标；利用塑性应变能和岩石力学参数2种方法计算的塑性指数，来共同定量表征塑性指标；在脆性指标和塑性指标相互验证的前提下，基于这2种影响因素，给出了可压性指数的计算公式，利用7组试验岩心的计算结果，给出了油田目标区块的水力压裂施工指导性建议。     

王官屯油田官195 断块扇三角洲储层构型表征

扇三角洲沉积体系广泛发育于中国多个断陷盆地中,作为一类重要的油气储层,其内部的构型表征对高含水期的剩余油分布预测具有重要的指导意义。以王官屯油田官195断块孔店组枣Ⅴ油组为例,结合岩心、测井数据和动态资料进行扇三角洲前缘储层的构型定量表征研究。官195断块扇三角洲前缘储层构型要素包括水下分流河道、河口坝、席状砂和水下分流河道间。建立了扇三角洲前缘构型级次划分方案,确立了水下分流河道、河口坝以及河口坝内部增生体间夹层的识别标志。以单砂层为研究单位,利用滦平盆地西瓜园组扇三角洲野外露头实测原型进行数据拟合,得出研究区水下分流河道和河口坝定量化表征的预测公式,计算河口坝内部夹层倾角,预测内部增生体的发育规模。单一成因砂体控制的剩余油分布于坝缘部位和河道顶部,夹层控制的剩余油分布需根据坝主体的韵律进行具体分析。     

顺北油气田超深井井身结构优化设计

随着顺北油气田勘探开发的不断深入，原有井身结构开始显现出钻井风险大、效率低等问题，亟需优化井身结构。为此，利用已钻井的测井资料，利用Drillworks 软件计算了地层的孔隙压力、破裂压力和坍塌压力，并结合已钻井的钻井资料和岩石力学试验结果对计算结果进行修正，得到了顺北油气田地层的三压力剖面，根据地层三压力剖面确定了地质工程必封点。根据地质工程必封点，综合考虑钻井技术水平和钻井完井要求，设计了5种井身结构，通过预测5种井身结构的钻井周期、钻井成本，对比优缺点，选用了四开非常规井身结构。顺北油气田超深井采用四开非常规井身结构后，机械钻速提高30%～40%，钻井周期缩短33～45 d，均顺利钻至目的层。这表明，顺北油气田采用优化后的井身结构，提高了钻井效率，降低了钻井风险。      

顺北油气田碳酸盐岩破碎性地层防塌钻井液技术

为了解决顺北油气田奥陶系碳酸盐岩破碎性地层易发生井壁坍塌的问题，从地质构造特征、地层裂缝发育及充填程度和井壁岩块受力等方面分析了井壁坍塌的原因，发现造成井壁坍塌掉块的主要原因是强挤压段应力集中、地层微裂缝发育和定向井段受重力影响。虽然地层破碎、应力集中无法改变，但可以提高钻井液的封堵性能，通过有效充填、封堵微裂缝阻止压力传递，同时钻井液保持较高的密度支撑井壁，从而解决井壁坍塌问题。为此，综合考虑强化钻井液封堵能力、控制钻井液高温高压滤失量和优化钻井液动塑比等，优选了防塌钻井液配方，并保持较高的钻井液密度以支撑井壁，形成了防塌钻井液技术。该技术在顺北X井进行了现场试验，钻进中扭矩稳定，机械钻速较高，井径扩大率较小，防塌效果良好，可为其他油气田破碎性地层的高效、安全钻井提供借鉴。      

顺北碳酸盐岩裂缝性气藏安全钻井关键技术

为了解决顺北油气田碳酸盐岩裂缝性气藏钻井过程中溢流和漏失同存的问题，保证钻井安全，分析了其溢流和漏失同存的原因，制定了首先暂堵裂缝阻止气体侵入井筒、然后在气体侵入井筒的情况下控制气体侵入量和上窜速度以保证钻井安全的技术思路，并将裂缝性气藏暂堵技术、控压钻井技术和高温气滞塞技术进行集成，形成了顺北碳酸盐岩裂缝性气藏安全钻井关键技术。应用该关键技术时，先用裂缝性气藏暂堵技术阻止气体进入井筒；发现气体侵入井底时，用控压钻井技术控制气体侵入量；气体侵入井筒的情况下，用高温气滞塞技术降低气体上窜速度，保障钻井安全。顺北油气田在应用碳酸盐岩裂缝性气藏安全钻井关键技术后，解决了溢流和漏失同存的难题，提高了钻井速度，保证了钻井安全。      

顺北油气田火成岩侵入体覆盖区超深井优快钻井技术

顺北油气田火成岩侵入体覆盖区超深井钻井时，既存在二叠系火成岩井漏、志留系泥岩垮塌和古生界深部地层可钻性差等问题，还存在因火成岩侵入体地层坍塌压力高带来的钻井难题。前期，该油气田为了解决火成岩侵入体覆盖区超深井井眼垮塌的问题，提高了钻井液密度，并对火成岩侵入体进行了专封，但效果较差，而且超深井完钻井眼直径仅为120.7 mm，定向工具故障率高，导致钻井效率较低。为此，建立了地层三压力剖面，分析了钻井必封点及套管序列，优化了火成岩侵入体覆盖区超深井井身结构，将完钻井眼直径由120.7 mm增大为143.9 mm，并研究应用了二叠系防漏技术、志留系井壁稳定技术、火成岩侵入体安全钻井技术及分层钻井提速技术，形成了顺北油气田火成岩侵入体覆盖区超深井优快钻井技术。该优快钻井技术在7口超深井中进行了现场应用，钻井周期大幅缩短，机械钻速明显提高，表明其可以解决现场施工存在的技术难题，具有推广应用价值。      

顺北油气田一区超深井三开长封固段固井技术

针对顺北油气田一区三开钻遇的志留系地层承压能力低、井漏严重，固井一次性封固段长、漏失率高的问题，研究了长封固段防漏固井技术。从地质因素和工程因素2方面进行了原因分析，明确了技术需求。优选高抗挤空心玻璃微珠作为减轻剂，利用颗粒级配原理研制了低密度水泥浆。采用在隔离液中加入不同尺寸纤维的方式，提高地层承压能力；基于对极易漏层的准确判断，开发了适合超深井长封固段尾管固井的“正注反挤”防漏固井工艺。室内试验结果显示:在100 MPa液柱压力下低密度水泥浆的密度增幅小于0.03 kg/L，水泥石抗压强度高于15 MPa，具有良好的承压能力和较高的抗压强度；堵漏型隔离液可将地层承压能力提高1.5 MPa。“正注反挤”固井工艺与低密度水泥浆、堵漏型隔离液结合形成的顺北油气田一区超深井三开长封固段固井技术，在该区10多口井?177.8 mm尾管固井中进行了应用，全部实现了水泥浆完全封固环空，没有漏封井段，较好地解决了固井漏失问题。研究与应用结果表明，顺北油气田一区超深井三开长封固段固井技术效果显著，可解决该区存在的固井难题。      

油气田开采过程中连续油管悬挂器的工作原理及实施方式控制

针对油气田开采过程中连续油管悬挂器的应用做了简单的论述,总结了油管悬挂器的工作原理以及实施方式。从油气田开采实践来说,应用的连续油管悬挂技术,具有精确有效性优势,能够将连续油管悬挂在管柱内部,辅助生产作业,提高采气能力。相比传统速度管柱工艺,连续油管悬挂器的使用,实现了降本增效,具有推广应用价值。     

油气田水无机阴阳离子含量分析方法的选择及应用

油气田水分析项目复杂,采用的分析方法较多,主要分为手工操作分析与仪器分析。手工操作分析主要有化学滴定法、重量分析法、计算法等,其步骤繁琐,分析周期长,多数水样颜色较深,干扰因素多,滴定终点难以判识,误差大。仪器分析主要有离子色谱法、光谱法、自动电位滴定法等。相对于手工操作分析,仪器分析更为快速准确,但是大型仪器设备及配套的气瓶不方便携带到现场。为确保采用不同方法测定数据的准确性,详细探讨了各分析方法的利弊及各方法的兼容性,通过水分析比对研究,对于正常地层水,化学法与仪器分析法基本兼容。仪器分析的引入刷新了对地层水新的认识,根据水分析数据甄别地层水的方法为油气勘探开发生产提供了有力的地层水地球化学依据。