克深13区块完井工艺评价与优化

塔里木油田克深13区块属于超深、超高压、高温气藏，地层易漏易喷，需要大规模储层改造，完井工艺难度大。总结了塔里木油田高压气井完井工艺现状，根据克深13区块的地质条件和工程要求，对比评价了射孔-改造-完井联作的一次完井工艺和先射孔、后改造-完井联作的两次完井工艺。一次完井工艺射孔枪耐温耐压满足不了要求，且存在井筒堵塞、射孔枪砂埋、生产测试受限等问题。二次完井工艺存在替浆不彻底，导致井筒堵塞和储层伤害的问题。为了解决二次完井替浆问题，开展了可溶筛管二次完井工艺研究。该工艺可以满足全井筒替浆、储层改造、生产测试的要求，同时避免了井筒堵塞和管柱砂埋，且有利于后期修井打捞。     

D气田衰竭疏松石英砂岩浅气层漏失机理及防漏技术

衰竭气层具有气层孔隙压力、坍塌压力、漏失压力、破裂压力等较原始值明显降低的特点，并且钻井施工压差相对较高，井漏易发和气层损害是困扰施工安全和工程质量的主要难题，而搞清漏失机理及漏失性质是解决该难题的关键。为此，结合南海北部D气田大位移水平井钻井实践，研究提出了一套衰竭疏松石英砂岩浅气层井漏诊断及防控配套技术，该技术基于衰竭气层现今四压力剖面及水力学分析，结合漏失特征，首先对漏失性质准确研判；在此基础上，兼顾防漏及气层保护需要，从减小循环压耗及ECD值、降低施工压差入手，研发形成无固相返排解堵弱凝胶钻井液EZFLOW-Ⅱ，并依据衰竭气藏现今四压力剖面，大位移水平井井眼清洁、保护气层需要，对钻井液密度及流变性、封堵性和润滑性进一步优化，配合控制钻速、定期短程起下钻、强化固控等工程措施，实现了良好的防渗漏、防压差卡钻以及气层保护效果。该技术解决了南海北部D气田衰竭石英砂岩浅气层大位移水平井井漏及其引发的气层损害难题，相关成果对于类似低压衰竭疏松砂岩浅气层防漏、保护气层工作具有指导意义。      

黔北正安区块牛栏组基于叠后地震属性的多尺度裂缝预测

黔北正安地区安场向斜石牛栏组为一套深水陆棚沉积的泥灰岩地层,前期钻探显示,石牛栏组气藏分布与裂缝发育程度密切相关,为典型的裂缝型气藏。为进一步对安场向斜石牛栏组储层的裂缝平面展布规律进行研究,该文通过岩心、成像测井等资料分析目的层的裂缝发育特征,优选裂缝预测敏感地震属性,基于地震像素处理的裂缝增强属性对石牛栏组裂缝分布进行了预测。研究结果表明:利用常规的地震曲率属性预测裂缝识别能力有限,而基于地震像素处理的地震数据能够有效改善小断层及构造形变特征成像,在此基础上开展的裂缝增强属性可大大提高裂缝的识别能力,经实钻井验证,基于叠后地震属性裂缝分布预测方法的结果与钻井泥浆漏失点综合吻合率达83.3%以上,预测结果较为可靠,该研究为石牛栏组区带优选及钻井风险预警提供了技术支撑。     

致密砂岩气藏地层水可动性及其影响因素研究

为研究致密砂岩气藏储层物性参数与地层水可动能力间的关系,明确不同物性储层的地层水可动性,通过核磁共振方法测量岩心孔隙大小分布,进行了X射线全岩衍射分析,提出了一种采用离心法与核磁共振相结合方式划分地层水可动程度的新方法,并分析了孔隙度、渗透率、孔隙结构、岩石矿物组成与地层水可动性之间的关系。结果表明,地层水可动或不可动无绝对界限,储层孔隙结构决定地层水可动性;矿物组成对地层水可动性影响不大。研究认为,地层水根据可动性可分为束缚水、可动束缚水、可动水,但束缚水饱和度、可动束缚水饱和度、可动水饱和度的划分不是绝对的,通过实验方法可得到其近似值。研究结果对致密砂岩气藏划分开发层系,减小地层产水可能性具有指导意义。     

涩北二号气田低阻气层成因机理

涩北二号气田第四系七个泉组经证实存在一定数量的低阻气层，复杂的地质条件导致低阻气层的识别难度加大，由于对其成因机制认识不清，导致部分低阻气层被忽略。因此，综合岩心、薄片、物性、扫描电镜、X衍射及测井等资料，在准确识别低阻气层测井响应特征的基础上，深入剖析研究区低阻气层的形成原因。分析结果表明，高地层水矿化度以及由储层岩石粒度细、孔隙结构复杂、构造幅度低所导致的高束缚水含量是研究区低阻气层形成的主要原因，而黏土矿物的附加导电性、导电矿物富集、砂泥岩薄互层和外部钻井液侵入等因素则进一步使气层电阻率降低。     

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。      

我国地下储气库钻井完井技术现状与发展建议

地下储气库是目前世界上最主要的天然气储存方式和调峰手段，具有存储量大、储气成本低、安全系数大等优点，而钻井完井工程是地下储气库建设中耗资最大、历时最长的环节，且井筒完整性直接影响地下储气库长期运营的安全性和可靠性。目前，我国已建成枯竭气藏储气库和盐穴储气库共32座，初步形成了我国储气库特色钻井完井技术体系，包括枯竭气藏储气库的井型优化设计、超低压地层防漏堵漏与储层保护、韧性水泥浆固井、大流量注采完井和老井评价及再利用，盐穴储气库钻井完井、建腔及腔体形态控制、老腔改造利用技术和注采井筒完整性等特色技术，但与国外相比，在井眼尺寸、井型设计、工艺技术水平等方面均存在较大的差距，需要开展枯竭气藏储气库大井眼水平井钻井完井、盐穴储气库丛式定向井钻井、含水层储气库钻井完井和注采井筒完整性等技术攻关，形成完善的地下储气库钻井完井技术体系，以满足我国储气库高质量发展及国家能源战略的需求。      

苏东地区气藏水锁机理分析及水锁判识

苏东地区属于典型的低渗致密气藏,气田开发面临的突出问题是积液气井的比例不断上升,高液气比条件下水锁伤害更为严重,造成大量的气井产量明显下降甚至停产,严重影响了苏东地区气藏的有效开发。本文在充分调研前人研究的基础之上,深入分析苏东地区水锁产生的机理及模式,以储层特征和采气曲线形态为出发点研究总结气井水锁判识特征,为苏东地区提高气藏采收率,制定最优化的水锁预防及解除措施提供最科学的基础依据,为相似区块水锁判识及相应的水锁防治方案提供经验借鉴。研究结果表明:苏东地区气井水锁的主要原因有3个;根据储层特征及改造方式的不同,苏东气井水锁可总结为两种不同的水锁伤害模式,"上古生界储层水锁模式":以近井筒水相圈闭和储层远端水锁为主要形式,两者之间存在一个水锁堵塞区,"下古生界储层水锁模式":以近井筒水相圈闭与水锁为主要形式,水相圈闭和水锁区域没有明显界限。分析总结苏东地区近1 000口的生产曲线数据,梳理出4种类型的水锁判识特征曲线,提出储层水锁难易程度的判识和气井水锁效应判识(生产曲线特征)密切结合,才能保证气井水锁不漏判,才能为制定最优化的水锁预防及解除措施提供最科学的依据。     

松辽盆地徐深气田致密火山岩气藏气水分布特征及主控因素

松辽盆地徐深气田是典型的致密火山岩气藏。随着气藏开发不断深入，气井陆续出水，强烈的水侵和水气比不断攀升严重制约了气藏的高效开发，正确认识火山岩气藏内气水关系及其主控因素已成为提高气井产能的重要因素。研究区火山岩气藏气水关系复杂，总体表现为“上气下水”特征，气水分布以火山机构为基本单元，全区无统一气水界面，同一火山机构内可存在多个气水系统，不同的气水系统也可具相同的气水界面。在营城组火山机构刻画的基础上，综合利用生产测试和物性、压汞、薄片等动静态资料，系统分析徐深气田致密火山岩气藏气水分布特征，明确火山岩气藏气水关系主控因素。结果表明：烃源岩展布控制了营城组火山岩气藏气水的宏观分布，火山机构和构造联合作用影响天然气的聚集、调整，火山岩复杂的孔隙微观结构制约着储层内气水分异。     

塔里木盆地克深2气藏断层、裂缝、基质“三重介质”渗流及开发机理

克深2气藏属于典型的裂缝性低孔砂岩有水气藏，储层基质物性差，裂缝发育。研究发现，根据传统认识建立的双重介质模型计算的气藏压力传播速度慢、气井见水时间晚，渗流特征与实际存在较大差异。为此，结合当前各种静、动态资料，利用数值试井方法对气藏不稳定试井资料进行了系统分析，在此基础上建立数值模拟机理模型，对该气藏井组干扰试井的压力传播时间、干扰曲线特征以及气井水侵特征都进行了深入研究。结果表明，克深2气藏表现为断层、裂缝、基质“三重介质”的渗流特征，断层是气藏压力传播和水侵的高速通道。边水推进过程中，沿断层的水侵速度明显快于似均质裂缝储层，导致气井快速见水。研究提出的断层、裂缝、基质“三重介质”新渗流模式下的气藏渗流特征与实际情况高度吻合。机理研究表明：保持较低的开采速度，降低边部气井产量，同时优先对中、边部井间有断层的边部见水井进行带水或排水，可有效延缓边水沿断层向气藏中部的侵入速度，提高气藏的最终采收率。