低渗透砂岩气藏产能递减规律

低渗砂岩气藏的单井产量低、稳产能力差.气田的产能稳产接替方式一般采用新钻井来弥补递减产能,所以研究气田的产能递减规律,可以为产能部署提供一定的参考.为此,建立了一套气田产能递减规律分析的思路:首先分析单井的递减规律,然后结合每年的投产钻井数,计算出气田每年的产能总递减率:即可计算出气田每年递减的产能.利用该研究思路分析了中国典型低渗透砂岩气田——苏里格气田的单井递减规律和产能总递减率.苏里格气田的气井初期递减率较大,中后期逐步减小,递减率的变化幅度越来越小;气田产能总递减率不是逐渐减小或逐渐增大的,而是围绕某一定的区间范围跳跃变化.该递减特征为苏里格气田的产能部署提供了依据.     

川东北飞仙关组气藏气井合理产量的研究

采用一点法计算了渡口河、罗家寨气田飞仙关组气藏已获气井的无阻流量.通过对已获气井产能的分析,认为各井在钻井、完井过程中产层存在严重的污染,完井测试无阻流量偏低,酸化解堵提高产能切实可行.采用静动态相结合的方法,根据自然产能与K·H值的关系来确定,在污染存在的条件下,已荻气井的视自然产能.对各井分别按一点法无阻流量直接配产及按视无阻流量配产,综合分析川东北飞仙关组高含硫、中含二氧化碳的气藏的实际情况,确定气井的合理产量.     

油田产能建设钻井成本最优经济界限研究

在油田产能建设钻井过程中, 影响钻井成本经济界限的因素有钻井成本工艺技术和地质特征。为此, 运用技术经济学原理通过对影响油田钻井成本的因素进行分析, 建立了钻井成本经济界限与圈闭面积、 井深和单井日产量之间的数学模型。结合某油田的实际特征情况, 对评价模型的参数进行赋值, 测算了在不同圈闭面积、井深和单井日产量下的钻井成本。最后, 运用统计软件 Ｓ Ｐ Ｓ Ｓ对测算数据进行了分析, 得到了钻井成本与圈闭面积、 井深和单井日产量呈高度相关的关系, 并得到了以钻井成本为因变量, 以圈闭面积、 井深和单井日产量为自变量的线性相关模型。这对以后油田快速预测钻井成本, 科学制定钻井投标的价格有一定借鉴意义。     

浅析油气井产能的影响因素

为准确评价和分析钻井、完井、防砂和增产措施等作业环节对油气井产能的影响,对试井解释计算出的总表皮进行了有效分解,并给出了分解后各作业环节引起的表皮系数的计算方法。通过实例计算,定量分析了影响油气井产能的因素,其中射孔、钻井污染和防砂三个作业环节是影响油气井产能的主要因素,为钻井、完井、防砂和增产过程的评价提供了一定的指导意义。     

测井新技术在川东北飞仙关组鲕滩气藏产能预测中的应用

常规测井通过建立地层因素（孔隙度或渗透率与有效厚度的乘积）与单井测试产能的关系预测产能，对于川东北飞仙关组鲕滩气藏这种裂缝－－孔隙型储层误差较大。成像测井技术（FMI、DSI、CMR）可以准确地评价裂缝和溶蚀孔洞参数，这对预测产能有很大帮助。结合地层岩性、基质孔隙度、含气饱和度、渗透率、有效厚度等信息，计算得到储层测井产能综合评价因子Q，建立测井产能综合评价因子与单井产能的关系模型，达到预测未测试井单井产能的目的。通过对该区块十多口井进行验证和正钻井产能预测，证明该项技术预测结果与试油测试结果相当吻合，预测结果是可靠的。     

用试井数值模拟法预测实例井页岩气产能

对页岩气水平井段长度、措施规模与天然气产能之间关系的预测,决定了页岩气钻井与措施规模的决策,与页岩气单井开发成_本密切相关。以一口实例井为基础,用目前国内较先进的Saphir4．20软件对水平井措施地层的渗透性、产量、压力j毛系进行模拟,为页岩气地层参数的计算及产能预测寻找实用的现场计算方法。     

水平井不同完井方式下产能预测方法研究

水平井产能预测公式除了要考虑储层各向异性和井眼偏心距的影响因素外，还要考虑钻井和完井过程中产生的表皮系数的影响。通过对表皮系数进行修正，推导出5种完井方式下的产能预测公式。通过实例计算，证实这些计算方法和公式是可行的。该研究结果为水平井选择合理的完井方式，提高单井产能，最大限度地开发储层潜能提供了理论依据。     

钻井工程中单井成本分析系统的开发与应用

本文利用Microsoft Visual Studio 2010软件开发了单井分析系统计算机软件,可对钻井中产生的大量收入、支出钻井成本数据进行有效的计算分析,通过对区域信息、井筒信息等数据进行筛选,实现对收入和支出成本数据进行单井、综合计算分析功能。该软件经对不同区块、井型160余口井钻井成本数据的实际应用,运行效果良好,满足了钻井生产的需要。     

高温高压气井产能模拟实验方法

近年来,四川盆地深层—超深层碳酸盐岩天然气勘探取得了一系列重大发现和突破,所获气藏具有埋藏深、储层孔隙结构复杂、地层温度高和孔隙压力高等特征。为了准确地预测高温高压气藏单井的气产量、弄清地层条件下气体的流动特征,针对四川盆地西北部(以下简称川西北)中二叠统栖霞组和盆地中部上震旦统灯影组碳酸盐岩气藏的地层温度和孔隙压力条件,建立了产能模拟实验装置和实验方法,并且选取上述气藏储层的岩心,开展了高温高压条件下产能模拟实验,进而研究气体的流动特征。研究结果表明:(1)采用所建立的适用于160℃地层温度、100 MPa孔隙压力条件下的产能模拟实验装置和实验方法,预测川西北栖霞组气藏S-1井的天然气无阻流量,与理论模型计算结果较一致,相对误差仅为2.12%;(2)以地面克氏渗透率为基础,由产能模拟实验计算得到的单井气产量与现场完井测试气产量具有较好的一致性,而以地层克氏渗透率为基础,由产能模拟实验计算得到的单井气产量结果与无阻流量具有较好的一致性;(3)地层温度和孔隙压力变化对岩石渗透率的影响显著且渗透率的应力敏感性明显强于温度敏感性;(4)进行储层应力敏感性实验和产能模拟实验,需要将岩心样品恢复到地层条件并且进行老化,否则实验结果有可能具有强烈的应力敏感性特征,不能直接用于油气藏工程评价。结论认为,利用钻井取心样品,通过产能模拟实验,可以准确预测高温高压气井产量和无阻流量;同时,利用地面或地层克氏渗透率与单井气产量的关系式,结合气井测试数据,又可以评价地层的克氏渗透率。     

苏里格53区块水平井综合提速技术

苏里格气田53区块属于低压、低渗区块,油藏埋藏深、油层薄、单井产量低,利用水平井开发技术是提高该区块单井产能及采收率的有效方法.长城钻探工程有限公司在该区块的钻井过程中,通过实施井深结构的优化,钻井液体系优化,钻井参数的优选与优配,钻具组合的合理选择,钻头型号优选的一系列综合提速技术措施,在水平井优快钻井方面取得了显著...     

超高温地热井钻井泡沫抗高温性能研究

OLKARI地区地热井地层温度高达350℃,主要采用泡沫钻井,然而其低压和超高温的特点可能造成泡沫流体相态变化,目前没有针对相变条件下泡沫流体抗高温性能的研究。基于超高温地热井泡沫钻井的特殊性,进行了泡沫重复发泡实验、高温失效时间测定实验,实验表明,发泡剂在单个钻井循环周期内具有良好重复发泡性能。若泡沫在循环过程中存在相态变化,也能保持良好重复发泡性能,为超高温地热井泡沫钻井流体的相态分析提供了实验依据。     

ZK201高温地热定向井钻井技术

ＺＫ２０１高温地热定向井在钻井施工中遇到地层复杂、花岗片麻岩可钻性太差、井漏严重、施工中变更设计及井底温度高等多种困难,在正确应用高温条件下的定向钻井工艺、ＭＴＣ固井工艺、采用抗高温正电胶聚磺泥浆体系、优选钻头、采用合理泥浆散热降温工艺和井控技术后,该井成功地钻达设计目的层。本文介绍了其钻进过程中采取的主要技术措施。     

中国石油地热开发利用模式及前景

分析了中国石油地热资源的特点,以及开发利用地热资源所具有的优势,总结出油区地热资源的3种基本类型,据此提出了开发油区地热资源的4种模式,即常规地热水资源、开发模式、油田产出水热资源开发模式、浅层地热资源开发模式和中低温地热发电利用模式。根据自身优势及国内能源状况和国家政策,展望了中国石油开发利用地热资源的前景。中国石油地热资源丰富,开发利用应依托油田,发挥自身优势,充分利用废弃井和油田采出水,进行地热资源综合利用,降低能耗,改善油区工作和生活环境,在地热资源温度较高区域可以进行中低温地热发电。中国石油自身能源消耗量大,节能减排空间大,开发利用地热资源前景极为广阔。     

东营凹陷中央隆起带地温场建立及地热系统发育模式

针对断陷盆地中央隆起带地热能开发地温场建立难度大的实际,采用井筒测温法、SiO2地热温标、钾镁地热温标、钠钾地热温标等建立地温场,研究地温场分布的控制因素,建立地温场发育模式。结果表明,东营凹陷中央隆起带沙二段—第四系可以划分为地表变温带、第一增温带、第一保温带、第二增温带、第二保温带、第三增温带和第三保温带共7个温度带。采用SiO2、钾镁、钠钾地热温标等方法求取了地温。综合研究区内地层对比、构造、储层、测井等地质研究成果,利用测温及化验资料,垂向上划分了6个砂组,建立了地温场的地质模型。地温梯度变化主要受中央隆起带底部塑性物质、主断裂分布、岩性、地层层位、砂地比控制。根据中央隆起带的地热成因及发育特征、温度及产水量,建立了该区的地热系统发育模式,划分为热扩张带、高温裂隙带、高温致密带、中温致密带、中温热水带、低温热水带和封盖带7层结构,从热源、盖层、热储层、热流通道、封闭性几方面分析了地热系统发育成因。     

超高温地热井泡沫钻井井筒压力剖面计算方法

肯尼亚OLKARI地区地热井地层温度高达350 ℃,主要采用泡沫钻井,然而其低压和超高温的特点可能造成泡沫流体相态变化,目前尚没有针对相变条件下泡沫钻井井筒压力剖面的计算方法。为此,利用流体高压物性分析仪,绘制出泡沫钻井液“p - T"相图,并指出了钻井液相态变化的规律。进而应用现有的欠平衡钻井流体流动模型,建立了一套适应相变的钻井工况参数计算模型。最后,利用OLKARI地区某地热井的温度、压力资料,计算了该口井的流体流动参数,得到了该井井筒中的泡沫相态分布规律。通过井筒内流体压力的计算,可以更准确地了解工作液的工作状态,为预防井下复杂事故的发生提供了理论依据。     

松辽盆地南部泉头组-嫩江组热演化史研究

根据钻井测温和镜质体反射率资料,在现今地温场分析的基础上,开展了有机质热演化和热史模拟研究。热史模拟结果表明,火石岭组古地温较高,沙河子组时期有一个明显的降温,营城组晚期-登娄库组时期地温缓慢回升,青山口组时期古地温明显回升,姚家组时期以后开始降温,明水组的降温速率最大。R.史反演表明．嫩江组期末,青一段烃源岩热演化达到成熟期,嫩江组一段、二段烃源岩达到低成熟期。明水组期末,青一段烃源岩热演化为成熟晚期,嫩江组一段、二段烃源岩抹到成熟期．     

东营地区地热回灌井钻井完井技术研究与试验

为了解决砂岩热储地热水回灌难题,确保地热资源的持续开发利用,开展了胜利油田东营地区地热回灌井钻井完井技术研究。在分析热储层地质特点及回灌井钻井完井技术难点的基础上,将油田油气井的钻井和射孔完井工艺应用到地热回灌井中,进行了钻具组合、钻井液和完井技术研究,形成了地热回灌井钻井完井技术,并在探灌1井进行了现场试验。结果表明,探灌1井热储层位于沾化凹陷馆陶组,试水温度68 ℃,试水水量90～105 m3/h,回灌量90～105 m3/h,实现了完全回灌。东营地区地热回灌井钻井完井技术解决了砂岩地热水回灌技术难题,保障了该地区地热能产业的健康发展,具有较好的推广应用价值。      

油田地热资源评价方法及应用

地热能的开发利用正成为中国新能源领域发展的重点。国家"十三五"（2016-2020年）地热能发展规划和一系列保障措施的出台将加快推动地热产业的发展。拥有丰富水热型地热资源的油田企业可将油田地热能用于原油集输、建筑物采暖、热洗油管等，替代燃油、燃气和燃煤。根据油田地热地质的特点，地热资源的评价可基于随机模拟法、单元容积法和类比法。通过随机模拟法和单元容积法对中国11个盆地或区块中埋深浅于4 km的水热型地热资源进行系统评价，地热资源量为31 784.45×10¹⁸J，地热水资源量为375 085.18×10⁸m³，可采地热资源量为47.68×10¹⁸J/a。中国东部地区含油气盆地的地热资源普遍具有温度高、埋深浅、开发利用经济效益好的特点。地热资源的分级评价可为有序、规模化开发利用油田地热能奠定基础。     

中低温地热井钻井完井工艺技术研究与实践

为了提高中低温地热井工程质量,保障单井产能,优化了地热井钻井完井工艺技术,形成了适用于砂岩热储的二开井身结构和适用于基岩热储的三开井身结构;采用悬挂器连接、连接重叠段固井水泥密封的方式,防止泵室段底部水层窜通;优化了适用于不同地区、不同储层完井的花管、绕丝筛管和割缝衬管的设计参数;针对热储层极易漏失的特点,发展了钻井液正循环钻进、清水正循环钻进、清水充空气正循环钻进和气举反循环钻进等4种钻进工艺;根据生产需求,明确了地热井测井参数要求、固井技术要点及组合洗井工艺。该技术在清丰XBXZ-1井现场应用后,下入多级泵试水24 h,流量120 m3/h,水温68℃,静液面15.50 m,动液面48.00 m。中低温地热井钻井完井工艺成功解决了地热钻井完井过程中存在的钻井液漏失严重、水位衰减快、沉砂严重和开采水层与表层水之间的互窜等问题,具有较好的推广应用价值。      

海上稠油地热水驱提高采收率矿场实践--以珠江口盆地EP油田HJ油藏为例

南海EP油田为低品位稠油油田,开采过程中面临地层天然能量不足、原油流动性差、平台有限空间布置地面人工注水设施困难等问题。为有效开发EP油田,提出了一种利用深部高温含水砂层在井下人工注水的闭式地热水驱技术。从深部巨厚水层加热效应、自源闭式注水方式适应性、井筒流动性改善的“拐点”效应、井筒再造技术释放油井产能等4个方面,分析了EP油田地热驱油的可行性。运用油藏工程方法、物理模拟实验和数值模拟法,评价和预测了该油田地热水驱采收率。物模结果表明,地热驱油可以使地层温度提高40℃,最终驱油效率提高14.72个百分点;数模方法预测地热水驱可提高采收率13.09个百分点。选取EP油田A14井组进行了现场试验,实施地热水驱后,井区压力得到恢复,水井对应的3口油井产量上升,首口见效井日产油由30 m 3提高到102 m 3,地热水驱效果显著;目前已实施2口地热注水井。