深水浅层气钻井风险评估与控制技术

在深水油气田开采过程中常钻遇浅层气,浅层气是聚集在海底的超压气体,由于预测难、控制手段少,通常采用更换井位的方式对存在浅层气的区域进行规避,严重制约了钻井井口选址范围,甚至无法实现油藏勘探目的。基于ANSYS Fluent软件,采用VOF模型和k-ε湍流模型,建立了浅层气放喷多相流体瞬态流动计算模型,得到了不同压力系数、储藏规模和井眼尺寸条件下的浅层气喷流特征,建立了基于气藏压力、储藏规模的浅层气放喷数值模型,提出了对处于中高风险等级的浅层气采取主动放喷技术的防治方法。该研究对主动应对浅层气地质灾害具有理论指导意义。     

莺-琼盆地岩石物理特性参数研究

依据 10口井的全波测井资料 ,对莺 琼盆地的泥岩、砂岩、灰岩及含气砂岩的纵横波速度比范围值进行了统计 ,并对其纵横波时差和纵横波速度比与密度、孔隙度、流体类型的关系进行了分析 ,在此基础上总结了这些岩类的纵横波速度关系式。莺 琼盆地泥岩的纵横波时差及速度比与其压实程度有关 ;砂岩的纵横波时差随孔隙度增大、密度减小而增大 ,气层的纵横波速度比随孔隙度增大、密度减小而降低 ,水层反之 ;地层含气后 ,纵波时差增大 ,横波时差基本不变 ,纵横波速度比降低     

超深水钻井浅层气识别与后评估

随着海上勘探向超深水领域发展,危及深水钻井作业安全的海洋地质灾害调查便成为重中之重,防范事故发生是确保钻井安全与降低作业成本的最有效措施.海底浅层气是引起浅层灾害的主要形式之一.超深水海底浅层气危害严重,完全识别较为困难.本文论述了超深水浅层气的危害、判断存在的依据、国内外预测方法,重点介绍了利用高分辨率2-D地震资料...     

莺-琼盆地岩石物理特性参数研究

依据10口井的全波测井资料，对莺—琼盆地的泥岩、砂岩、灰岩及含气砂岩的纵横波速度比范围值进行了统计，并对其纵横波时差和纵横波速度比与密度、孔隙度、流体类型的关系进行了分析，在此基础上总结了这些岩类的纵横波速度关系式。莺—琼盆地泥岩的纵横波时差及速度比与其压实程度有关；砂岩的纵横波时差随孔隙度增大、密度减小而增大，气层的纵横波速度比随孔隙度增大、密度减小而降低，水层反之；地层含气后，纵波时差增大，横波时差基本不变，纵横波速度比降低。     

莺琼盆地高温高压窄安全密度窗口钻井关键技术

南海莺琼盆地高温高压井安全密度窗口极窄,部分井甚至无窗口,钻进过程中溢流、井漏、喷漏同层等复杂情况频发,多口井被迫提前完钻甚至报废。为解决窄安全密度窗口引起的钻井问题,经过多年的实践与摸索,通过优化套管下深拓宽安全密度窗口、薄弱地层挤水泥提高地层承压能力、使用小尺寸钻具显著降低循环压耗、优选抗高温弹性堵漏材料对诱导裂缝进行堵漏、使用纳米防漏隔离液及锰矿粉高密度水泥浆应对窄安全密度窗口固井漏失与压稳问题,形成一套针对高温高压窄安全密度窗口的钻井技术及配套工艺,详细探讨了各项技术原理及现场应用效果。南海西部莺琼盆地十几口高温高压探井的应用结果表明,该技术有效应对了井底温度高达212 ℃、地层压力系数超过2.30、窄安全密度窗口仅为0.04等恶劣井况,钻井复杂情况发生率得到显著降低,为类似窄安全密度窗口钻井提供借鉴。     

深水浅层气地质灾害声波识别预测技术

浅层气是深水钻井作业面临的主要地质灾害,做好深水浅层地质灾害准确预测,能够为合理的钻井设计提供科学依据,进一步降低深水钻井的安全风险,为现场安全作业提供技术保障。基于声波在岩土介质中的传播速度特征,开展了深水浅层地质灾害声波特征模拟实验,揭示了海底土中浅层气的存在对岩土中声波传播速度的影响规律,以及浅层气中的压力变化对声波传播速度的影响关系,利用模拟实验结果建立了浅层气声波识别预测模板。现场应用结果表明,深水浅层地质灾害预测模型具有很好的适应性,预测精度能够满足深水钻井设计和现场施工的要求,具有很好的推广应用价值。     

国外陆上浅层气钻井技术简介

陆上浅层气的特点是埋藏层位浅，体积小，压力高，危险系数大，因此，其钻探度和风险也很大，钻井过程中遇浅层气后若措施采取不当，将会造成极大的物质损失或人员伤亡，文中从浅层气的成因和特点入手，介绍西方公司陆上浅层气钻井工艺技术，认为这是目前国际上在该领域的技术现状，可供国内同行参考借鉴。     

川西平原地区浅层气钻井完井工艺技术

川西平原地区浅层气钻井完井工艺技术李德利（四川成都６１００８１）一、浅气层地质概况川西平原地区浅层天然气钻井的地层层序是新生界的第四系地层（Ｑ），其厚度一般在４０～６０ｍ左右；岩性为植表土、土黄色粘土、胶结不好的砾石层及流砂层。第四系后，进入白垦系下...     

百色盆地浅层气判别方法研究

百色盆地浅层气是一重要的勘探目标,该地区部分气层因泥质含量较高电阻率较低,且中子密度孔隙度差异小,部分水层因地层水电阻率较大,造成储层电阻率较高,给流体性质的判别带来很多困难,测井解释常出现失误,以往的测井解释方法也不适用,判别符合率较低。针对储集层岩性和电性,选用不同的交会图版,结合常规资料对油气、水层的响应特点,形成一套储层流体判别方法,并开发出相应的处理程序。结果是,这些技术的广泛使用,使解释符合率显著提高,解释符合率达96%。该技术应用于生产,为天然气的开发提供了准确的依据,受到普遍欢迎,取得了较好的效果。     

莺-琼盆地生物气及生物—低成熟过渡带气特征与勘探前景

莺 琼盆地天然气资源丰富 ,天然气成因类型多 ,迄今为止 ,除在该区浅层和中深层发现以成熟—高成熟的热成因腐殖型气 (煤型气 )为主的天然气藏外 ,也发现了一些生物气及生物—低成熟过渡带气气藏 ,且均具较高的产量和一定的储量规模 ,其勘探前景广阔。     

随钻地层压力录井技术在莺琼盆地的应用

针对新探区地层压力数据来源少、精度不高给钻探带来的风险及造成的损失，中海油专门开展了相关课题的研究，系统地应用了综合录井随钻地层压力监测技术，并获得了可喜的成效。特别是在高温、超高压的莺琼盆地勘探中，通过细致的研究摸索，准确地计算了上覆地层压力系数及D指数趋势线数值，为保证随钻地层压力检测结果精确创造了条件。以莺琼盆地CHG井与DFG井为例，系统地介绍了随钻压力监测过程及方法，同时印证了录井随钻压力监测技术在高温、超高压盆地的应用是可行的、有效的，为避免井喷、井漏等事故的发生，宾现安全、高效钻探刨造了条件，提供了保障。     

川中地区蓬莱1井超高压气水层的安全钻井技术

川中地区蓬莱1井在第四次开钻钻进过程中,用密度1.97g/cm3的钻井液钻至下三叠统嘉陵江组嘉二段,遇高压气水显示,用密度2.14g/cm3钻井液压井后仍不能平衡,将钻井液密度逐步加重至2.55g/cm3。由此导致了在钻进过程中泵压高、易粘卡、钻井液性能维护难等问题,同时还出现了起钻灌钻井液困难、溢流、不能正常起下钻等井控问题。针对这些难题,在试验探索的基础上,采用HHH塞封隔技术、超高钻井液密度维护技术、特高压井控技术和加重钻井液防粘附卡钻等技术,最终安全顺利地完成了这口超高压井的钻井工作,并获得高产油气流,取得了超高钻井液密度情况下的钻井经验。     

气测录井参数结合钻时在高压气井井控中的应用实例

针对缅甸IOR-4区块高压气区储集层地层压力系数高且井深1850 m后地层压力系数呈阶梯状上升的特点,探讨了利用气测录井全烃值结合钻时、单根峰监测和静止后效气监测3种方法实现安全钻井的实例,认为通过实时监测气测全烃、单根峰、后效全烃结合钻时和地层压力系数的变化,按循序渐进方式,边钻进边调整钻井液密度,是综合录井作业中确保安全钻井的有效方法.采用该方法在缅甸IOR-4区块高压气井PSC-1井的钻探中成功地实现了安全钻进,为该区块高压气层钻探取得突破奠定了基础.     

高压气井钻进过程中控制回压值研究

对于高压气井特别是含硫气井安全钻井的控制回压值确定,目前还没有明确结论。文中以漂移流动理论为基础,建立了高压气井带回压井筒气液两相流动计算模型,并结合算例采用数值方法分析了不同井口回压对气体膨胀抑制效果及井底压力的影响。在综合考虑抑制气体膨胀、控制井底压力降低幅度、井控装备工作安全和不同回压下井控人员心理压力等因素的前提下,给出了保持高压气井钻井安全宜施加2～5 MPa井口回压的建议。     

辽河盆地小龙湾地区煤层气井钻井液技术探讨

对辽河盆地东部凹陷小龙湾地区煤层气地质特征进行了简要介绍,重点分析了煤层气井钻井液技术的特殊性和煤层气钻井对钻井液技术的要求,研究了小龙湾地区钻井液技术.煤层气钻井液技术的特殊性主要表现在煤储层的坍塌、漏失和储层保护的特殊性上,要求钻井液必须具有合理的密度,滤液具有良好的降低气液表面张力的作用,流变参数合理,抑制能力良好,在水平井和分支水平井段钻进中具有良好的润滑性,pH值必须控制在合适的范围内.小龙湾地区煤层气钻井适合使用无膨润土聚合物钻井液体系.     

吐哈盆地北部山前带深层致密气藏水平井钻井技术

吐哈盆地北部山前带和斜坡区致密气资源前景广阔,水平井技术是实现致密气有效开发的重要途径。但北部山前带水平井钻井中存在高陡构造地层倾角大,直井段井身质量控制困难;大段煤系地层、薄互层等复杂地层发育,井壁稳定性差,坍塌严重、复杂事故频发;深部地层可钻性差,水平段施工钻头破岩效率低,钻井周期长等一系列技术难题。通过优选适合北部山前带水平井的井身结构、井眼轨迹和钻井液体系,开展个性化钻头、煤系地层安全定向钻井、小井眼长水平段旋转地质导向钻井技术攻关和现场应用,形成一套适合于北部山前带致密气藏水平井优快钻井技术系列,达到提高水平井机械钻速、有效缩短钻井周期的目的,为实现致密砂岩气藏的“安全、高效、优质、经济”勘探开发提供强有力的技术支持。     

高温高压气井测试地层出砂的评价方法

随着石油勘探开发技术的发展和勘探领域的扩大,高温高压气藏、含硫油气藏、凝析油气藏等相继得到开发,而高温高压气井地层测试出砂问题广泛存在于国内外各油田,目前国内外更多的是从防砂工艺和出砂预测做文章,为了及早地控制地层出砂,文中着重从测试压差方面给出地层出砂的一些评价方法,如从抗压强度法、井口油压法、剪切强度法以及射孔流速法上来评价。     

用于YC21—1—3井的高温高压钻井液工艺

YC21—1—3井是位于海南省莺琼盆地的崖城21—1构造上的一口高温气压、高难度深井,井深4688m。此井用的PYRODRILL钻井液体系由改性褐煤(基本材料)、高温有机包被剂及高温稳定剂等组成,具有良好的热稳定性及一定的抗盐、抗水泥侵的能力,但抑制性差。在实际钻井中加强钻井液的处理、维护,及时测定钻井液高温性能;严格控制其低密度固相含量和膨润土含量,避免各种形式的污染是保证钻井液性能稳定的重要措施。本井完井测试的钻井液是在地面一次性配制的。当它一次性替入井后,经历高温变化时间快,反应剧烈,高温对其性能的影响在常温状态下是不能预测的。高温和高温作用的时间是评价高温钻井液的重要因素。     

高压气井二项式产能方程

在高压气藏产能试井中,用常规的二项式方程分析产能常常得出错误的结果.通过引进m次非达西流方程,建立m次二项式产能方程.通过实例分析证明,建立的方程能有效地应用到高压气藏产能试井中,从而为气井的产能测试和产能预测提供了方法指导,使气藏生产方案的编制变得更为合理.     

高密度水基钻井液高温高压流变性研究

高密度水基钻井液属于较稠的胶体-悬浮体分散体系,固相含量大,固相颗粒分散程度高,自由水量少,在深井高温高压条件下流变性容易失控。以室内研制的抗高温高密度淡水基和盐水基钻井液为基础,采用Fann50SL高温高压流变仪对钻井液在不同温度下的流变性进行了测试。结果表明,温度是影响高密度水基钻井液流变性的主要因素。随着温度升高,淡水基钻井液的表观黏度和塑性黏度都出现降低趋势;而盐水基钻井液的塑性黏度在150℃达到最低值,然后升高,表观黏度呈降低趋势。利用测试数据,运用宾汉、幂律、卡森和赫 巴4种流变模式进行线性拟合发现,无论是淡水基还是盐水基钻井液,赫-巴模式最佳,幂律模式最差。建立了预测淡水基钻井液表观黏度与温度、压力关系的数学模型,实测数据验证表明,该模型可以应用于生产实际。