川东北裂缝性碳酸盐岩气层钻井完井保护技术

为实现高酸性裂缝性碳酸盐岩气藏的安全钻井和气层的及时发现,以四川盆地川东北探区碳酸盐岩储层为研究对象,开展了钻井完井随钻暂堵堵漏及储层保护技术的研究.现场资料、X衍射及SEM分析表明,研究区H2S与CO2体积分数高,敏感矿物发育,井漏等钻井安全事故频发,储层损害十分严重,影响了探区天然气勘探开发的进程.针对储层及钻井安...     

多封隔器完井工艺技术在川东北河坝1井的应用

川东北河坝1井属典型的异常高压、高产、高温和含硫气井,同时因该井套管材质问题,以及考虑嘉陵江组二段射孔测试后封堵不彻底,后期开采过程中H2S有可能窜出对套管造成腐蚀,因此对完井工艺提出了很高要求。通过对多种完井工艺进行优选,最后采用三封隔器完井工艺技术。该管柱在井口油压83．5MPa下,成功地对飞仙关组飞三段进行了测试,测试获天然气产量为86．6×10^4m^3／d,关井井口油压94．5MPa,H2S含量为6g／l 。该井转入试采已半年,未发现任何异常,目前在井口油压83．5MPa下,输气46．6×10^4m^3／d,已累计产气1．1×10^8m^3。通过从完井管柱优化设计出发,形成了一套多封隔器完井工艺技术,并在河坝1井的测试和试采中得到成功应用。     

高温高压含硫气井完井技术现状及发展趋势

随着勘探开发逐步向非常规油气藏进军,高温高压含硫气藏完井技术得到了极大发展.在调研国内外含硫气藏完井及测试技术的基础上,结合川渝、塔里木盆地等地区实践经验和成果,对高温高压含硫气井完井技术进展和适应性、完井方法的选择和设计以及装备、工具、储层保护、完井液等关键技术作了较为详尽的论述,同时提出了非常规气藏完井测试技术下一步的发展方向,认为井筒完整性、智能完井、高含硫气田完井、高温高压复杂水平井完井等是需要重点攻关和发展的技术.     

川西地区低渗透气藏水平井完井优化设计技术

水平井完井技术对低渗透致密气藏产能发挥和开采动态的影响很大。通过完井方案优化,可以提高水平井完善程度、延缓边底水锥进、提高开发效果。针对川西地区低渗透致密气藏自然产能低、气水关系复杂、裂缝非均质性强、储层改造难度大等问题,在水平井渗流机理分析、井壁稳定性预测、产能评价等研究的基础上,结合现场试验,对气藏完井方案进行了优化并对施工关键技术进行了深入研究和总结。现场实践表明:①中浅层裂缝不发育的储层,采用衬管完井或者射孔完井,结合压裂改造能获得较好的开采效果;②中深层裂缝孔隙型储层,采用衬管完井结合酸化解堵,能最大限度地发挥裂缝对产能的贡献,川西地区中深层首口水平井新21-1H井衬管完井获得无阻流量203.415×104m3。     

川东北地区复合型储层保护技术研究

川东北地区海相储层多属低孔低渗、低孔致密型碳酸盐岩储层,存在地层温度高、压力高、高含硫化氢等难点,储层保护难度大。通过对非渗透处理剂、暂堵剂及复合储保剂相关参数的优选,结合压力返排解堵、酸化解堵等实验评价,形成了适合于川东北地区的"非渗透+暂堵"复合型储层保护技术。复合金属离子聚磺钻井液体系配合非渗透处理剂、屏蔽暂堵剂对储层进行封堵,形成屏蔽层,可阻止后续滤液和固相颗粒污染储层。实验结果表明,该复合储保剂具有良好的暂堵效果,其暂堵率达99%以上,压力返排解堵率达80%以上。复合型储层保护技术在川东北地区马1井、金溪1井现场应用后,储层表皮污染系数很低,起到了保护储层的作用。     

川西凹陷不同类型气藏完井方法探讨

将川西凹陷致密碎屑岩气藏分为似层状气藏和裂缝型气藏两类。根据气藏的不同特点和实际资料对比分析，认为似层状气藏宜裸眼完成，裂缝性气藏宜射孔完成。     

酸性完井液技术在长北气田的应用

近年来不断重复使用低伤害钻完井液,使得一些不易清除的黏土颗粒不断在钻井液中积累,导致钻井液中分散黏土含量不断升高,在液柱的高压差下,使钻井液中分散很细的黏土微粒进入储层,使储层孔隙进一步缩小,水锁加剧,导致产量降低。针对这一难题,主要从改变储层表面性质着手,研制出了酸性完井液体系,室内试验表明:酸性完井液可以使现场泥浆伤害后岩心渗透率恢复率得到明显提高,恢复率提高率达到168.77%,冲洗效果显著。现场试验一口井,试气结果表明:以初期产量计,单井产量提高率达到41.43%,提高产量效果显著。     

水平井钻井技术在川东北气田的应用

随着我国现代水平井钻井技术日趋完善与成熟,正不断探索用于高压气田的开发研究。文章分析了在川东北高压气田应用水平井技术的难点,阐述了根据气田地质条件和开发要求优化的水平井钻井工艺技术,介绍了水平井专用工具及随钻测量设备配套技术在该地区的应用,为用水平井技术开发高压气田提供了技术参考。     

迪北区块深层致密砂岩气藏氮气钻完井技术应用及认识

针对塔里木油田迪北区块目的层阿合组致密砂岩储层岩性致密、地层压力高、煤层发育,应用常规液体介质的钻完井技术对储层损害严重,为此特引入氮气钻完井技术,并在DX1井开展现场试验,获得日产气量82.39×10⁴ m³,日产油量100.8 m³的高产。但由于地层岩性的复杂性,氮气钻完井过程中,出现了井壁垮塌严重、内防喷工具失效、井控装备冲蚀等问题,制约了氮气钻完井技术在该区块的推广应用。通过对井身结构、钻具组合、井口装备、排砂管线、内防喷工具以及配套工艺流程等关键工艺、装备的改进优化,形成适用于高压高产深层致密砂岩储层的氮气钻完井配套工艺技术,并在DB104井开展了现场试验,试验效果显著。与同区块液体介质钻井的钻完井方式相比,DB104井日产气增加了400余倍,日产油量增加了6倍。通过DX1井和DB104井证明,只要工艺、装备、措施得当,氮气钻完井技术在迪北区块这类高温高压深层致密砂岩气藏中对储层具有重要的保护作用,可为塔里木油田乃至全国高压高产致密砂岩储层的高效勘探开发提供技术支撑。     

鄂尔多斯盆地长北气田储层保护技术

为了评价钻井过程中钻井液对鄂尔多斯盆地长北气田储层的伤害程度并评选低伤害完井液,实验中应用先进的AC-FDS-800~10000地层伤害系统,在模拟正常钻井和储层参数条件下成功地完成了3套钻井完井液体系对长北气田储层的伤害程度评价。实验结果表明：逆乳化油钻井液对该储层伤害率高达73.91%,因伤害发生在整个岩心而不易解除;油基钻井液对气层岩心几乎100%伤害,但油基钻井液滤失很小,浸入井壁的深度浅,在完井后储层开展射孔或压裂,则伤害很容易解除;相比之下,无黏土低伤害暂堵钻井完井液体系对气层平均伤害率为11.11%,暂堵性好,完钻后可以采取裸眼完井,井壁上形成的暂堵滤饼通过气层压裂完成解堵,并直接气举投产,很大程度上简化了完井、投产作业,值得推广应用。     

川西坳陷中、浅层气藏储层识别技术

川西坳陷陆相沉积领域浅、中层(深度大约在500-3000 m)天然气藏属近常规到致密砂岩远源气藏。这些气藏主要分布在侏罗系─白垩系的地层中,并形成了如新场气田、洛带气田、新都气田、马井气田等大、中型气田。川西坳陷的中、浅层气藏具有储层发育良好、输导条件较好、储层展布与构造配置关系好及封盖保存条件良好等特点。储层沉积微相以三角洲前缘毯状砂体、三角洲前缘分流河道砂体、河口坝砂体和湖底扇砂体等为主,储层地球物理特性通常表现为低波阻抗特征,与围岩具有良好的波阻抗差异。川西坳陷地震地质条件较差,地表覆盖有几米至200多米厚的卵石和沙土,高频吸收严重,原始地震记录干扰波(面波、声波及折射波)发育,信噪比较低。因此,川西坳陷中、浅层气藏储层识别成功的关键技术是卵石覆盖区高精度的三维地震采集、保持含气地震响应特征的三维地震资料处理、正演模拟指导下的储层地震属性提取及分析和储层空间展布刻划及多学科协同的综合评价等。川西中、浅层气藏的勘探开发实践表明,地震勘探技术在气藏分布范围确定、空间几何形态描述、储层物性参数反演、沉积相和储层非均质性研究以及高产富集带预测、含气性识别等方面发挥了十分关键的作用。     

九龙山气田珍珠冲组砂砾岩储层评价及有利区优选

九龙山气田珍珠冲组为非均质性很强的裂缝性致密砂砾岩储层。为明确开发层系,优选有利开发区块,利用岩心描述、铸体薄片观察、成像测井解释、全直径岩心分析等手段,对珍珠冲组开展了高分辨率层序地层划分,系统分析了储层沉积微相、岩石学特征、储集空间类型及裂缝分布特征,实现了对珍珠冲组裂缝性砂砾岩储层的精细描述。结果表明：①珍珠冲组可划分为3个中期旋回和6个短期旋回,有利储层为Ⅱ旋回扇三角洲前缘水下分流河道多层叠置形成的巨厚砂砾岩体;②珍珠冲组为裂缝-孔隙型储层,发育砾间溶孔、砾内溶孔及裂缝扩溶孔,储层孔隙度主峰为2.0%～4.5%,水平渗透率为1～100 mD,垂直渗透率为0.1～10.0 mD,低角度缝和网状缝显著改善了储层的渗流能力;③Ⅱ3和Ⅱ1小层裂缝发育,渗透率较高,为2个有利开发层系;④通过单层评价,多层叠合,优选出2个一类有利区和3个二类有利区。该研究成果对九龙山气田开发部署具有指导意义。     

四川盆地深层碳酸盐岩钻完井技术实践与展望

四川盆地的油气资源勘探开发正在向着更深的层位进军,深层碳酸盐岩气藏深井超深井的多压力系统、可钻性差、超高压超高温、高含硫等诸多难题给钻完井工程带来了巨大的挑战。为了保障该盆地深层碳酸盐岩油气资源勘探开发的顺利进行,立足现场实践与技术攻关相结合的总体思路,"十三五"期间安全快速地完成了诸如双鱼石构造双鱼X133井等一批井深8 000 m左右的超深井,深井超深井钻完井配套技术试验攻关取得了重要进展。获得的成果包括:①非标准井身结构优化,配合精细控压、承压堵漏等技术的应用,奠定了优快钻进、安全钻达地质目标的基础;②全面优选推广使用高效、个性化PDC钻头,有效地提高了难钻地层平均机械钻速;③研发应用的抗200℃高温、抗复合盐水等钻井液及主动承压堵漏技术,有效地减少了高温、高压盐水、井漏等复杂地层钻进的井下复杂情况;④精细控压钻井及精细控压固井技术应用于窄密度窗口、多压力系统、压力敏感性地层,平均钻完井液漏失量下降90%以上,复杂处理时间缩短85%以上,固井质量合格率提高20%以上;⑤集成应用的气体钻井等提速技术和工具,使得钻井周期和成本均大幅度缩减。结论认为,该试验攻关成果已基本支撑了四川盆地...     

川西坳陷合兴场-丰谷地区须家河组致密砂岩气藏精细勘探

为了提高致密砂岩气藏的勘探成功率,以川西坳陷合兴场-丰谷地区须家河组致密砂岩气藏为例,建立了以地质综合研究为指导,地震、地质紧密结合的精细勘探技术。合兴场-丰谷地区须家河组致密砂岩气藏精细勘探的核心,是在砂组精细等时划分及对比的基础上,以砂组为单位,将生产动态资料与静态地质特征相结合进行典型气藏解剖,明确气藏特征及成藏主控因素;通过加强地震预测、钻井跟踪、测试选层及工程工艺过程中的地质综合研究,完成油气富集区预测及井位部署,且在钻井跟踪过程中即时修正认识,提高钻探成功率。精细勘探的结果显示,研究区气藏具水溶脱气特征,为古构造-成岩圈闭气藏,控制成藏的关键因素是古构造高部位,其中须二段的CH148-CH137-GM3井区和GM2-CG561井区及须四段的GM2-CG561-GM4井区和CF563-CF175井区被预测为有利油气富集区。     

川西深层裂缝性储层加砂压裂技术研究及应用

川西深层须家河组储层为深—超深、致密—超致密砂岩气藏,且裂缝发育。为获得高产天然气流,裂缝性储层的加砂压裂改造成为必需的增产措施。在分析裂缝性储层加砂压裂难点的基础上,研究了施工排量优化及多级粒径段塞降滤等控滤失关键技术,通过对前置液量、加砂浓度等施工参数的优化,形成了川西深层裂缝性储层加砂压裂技术。该技术应用于LS1井T3X2(4251～4256m)井段,顺利完成了80m3规模的加砂压裂施工,压裂后在套压5.5MPa、油压5.7MPa下,天然气产量15594m3/d,产水7.2m3/d,取得了较好的增产效果。     

川西坳陷须二气藏气田水成因、运移及其成藏演化

西南油气分公司在川西建产的新场和大邑须二气藏投产后,气水关系复杂。为此,引用洛瓦克（Novk）相图分析法及气田水氘、氧同位素特征判别气田水产层及其成因类型,分析了气田水的动态运移,研究了川西须二气藏的成藏演化。结果表明：新场须二气藏气田水为须下盆雷口坡组的海相成因地层水,其形成时封闭较好,但因后期受构造运动影响使保存条件变差,下盆雷口坡组海相成因地层水运移至须二气藏,造成现今的气田水为海相成因地层水;大邑须二气藏气田水由须家河组原始沉积水逐渐变为须下盆雷口坡组的海相成因地层水,其形成时封闭性好,还原彻底,属于典型的古沉积水,但因提产致使须下盆雷口坡组的海相成因地层水沿控制大邑构造的断层运移至须二段,须家河组原始沉积水逐渐被须下盆雷口坡组的海相成因地层水替代,与大邑须二气藏现今气田水动态特征相吻合。成藏演化表明：新场、大邑须二气藏经历的成藏阶段不同,受裂缝系统影响不同,形成了不同类型的气藏。新场、大邑须二气藏气田水类型及动态特征不同是成藏演化的结果。     

川东北地区大中型气藏天然气特征及气源

四川盆地东北部下三叠统飞仙关组、上二叠统长兴组内发现了丰富的天然气资源,展现了良好的潜力。结合川东北地区烃源岩特征,对比分析长兴-飞仙关组天然气组分、同位素待征与石炭系气藏的异同,从而确定其主力烃源岩层;对长兴-飞仙关组储层进行密集采样,分析其有机碳值,进而定量评价储层沥青的含量;同时根据物质守恒原理,计算出普光古油藏裂解生成的天然气总量。研究发现,龙潭组烃源岩是长兴-飞仙关组气藏的主力烃源岩,干酪根裂解气超过原油二次裂解气的贡献,是气藏的首要气源类型;普光气藏的古油藏裂解生成天然气总量为3 610×10⁸ m³,其贡献不能满足普光大型气藏的形成,进一步验证了关于长兴-飞仙组气藏首要气源为干酪根裂解气的结论。     

川西新场大型气田地质特征与预测关键技术

川西新场大气田由浅层构造-岩性气藏、中层构造-成岩气藏、深层构造-裂缝气藏叠置而成,纵向跨度4000多米,具多层、多类气藏叠合型大气田特征。该气田纵向上以浅层上侏罗统蓬莱镇组、中层中侏罗统上沙溪庙组、深层上三叠统须家河组二段为主力气藏。蓬莱镇组气藏的主控因素为鼻状背斜上的河道砂岩亚相,上沙溪庙组气藏的主控因素为古隆起上的河口坝与分支河道叠加微相砂岩中的有利成岩相,须家河组气藏的主控因素为大型古隆构造带上的裂缝发育系统。针对浅层气藏天然气富集带预测的关键技术是“低频强振幅”地震响应亮点识别技术;针对中层气藏天然气富集带预测的关键技术是多学科结合的储层综合建模预测评价技术;针对深层气藏天然气富集带预测的关键技术是地质-地震-测井多学科相结合的裂缝综合预测技术和含气性检测技术。     

Genesis of the low-permeability reservoir bed of upper Triassic Xujiahe Formation in Xinchang gas field,western Sichuan Depression

The genesis of a reservoir is a result of the combined action of deposition, diagenesis, tectonic reworking, and interaction of rock and fluid and the evolutionary environment. We discuss the genetic and evolution mechanism of a low-permeability reservoir bed of the Xujiahe Formation in the western Sichuan Depression on the basis of the study of diagenesis, diagenetic reservoir facies and the diagenetic evolution sequence. The research indicated that this reservoir bed can be divided into five types of diagenetic reservoir facies, namely strong dissolution, chlorite-lined intergranular pores, compaction and pressure solution, carbonate cementation and secondary quartz increase. There are, however, just two diagenetic reservoir facies which provide low-permeability reservoir beds, namely strong dissolution and chlorite-lined intergranular pores. We also analyzed their diagenetic evolution sequences and the origin of the low-permeability reservoir bed. Besides, it was also indicated that the composition and structure of sandstones, types of sedimentary microfacies, diagenesis history as well as the tectonic reworking in later periods are the main factors controlling the formation of the low-permeability reservoir bed. The above- mentioned factors establish the foundation for the forecasting the distribution of high quality reservoir beds.