南华北盆地页岩气地震勘探技术

南华北盆地二叠系发育一套海陆交互相的沉积地层,暗色泥页岩分布广泛,具备页岩气成藏条件。通过收集整理南华北盆地前人地质、地球物理化学勘查、钻探及测井成果,并进行二维地震勘探资料的采集、处理和解释,能够查明南华北盆地石炭-二叠系煤系地层的赋存状态,能够对含气泥页岩层段进行预测,最大限度地发挥地震勘探技术在南华北盆地页岩气勘探中的作用,初步总结出了适合南华北盆地页岩气地震勘探的技术流程。     

南华北盆地中牟—温县区块上古生界页岩气吸附特性

为研究南华北盆地中牟-温县地区上古生界山西组-太原组页岩气吸附特征及其主控因素,开展了等温吸附实验,并建立了温-压吸附综合预测模型。结果表明：①上古生界太原组页岩兰氏体积高,吸附能力强,但山西组页岩兰氏压力高,更有利于页岩气脱附解吸;②页岩吸附气量与埋深呈正相关关系,与含水率呈负相关关系,主要受控于深埋作用下的温压条件及相态传质作用;③温度对页岩吸附能力影响显著,温度升高可导致吸附气质量体积和兰氏体积衰减系数下降,但当埋深大于3 731 m时,温度对吸附量的控制作用明显减弱,而深埋条件下兰氏压力较大,使得降压解吸过程中高压段更利于甲烷解吸。因此,研究区北部深层（埋深> 3 500 m）页岩气仍然具有较大的开采潜力。该研究成果对深层页岩气勘探具有一定的指导意义。     

南华北盆地豫西地区C—P烃源岩地球化学特征

针对南华北盆地上古生界油气勘探难题,在油气地质理论的指导下,进行大量踏勘和岩心观察,利用实验室烃源岩有机显微组分鉴定、残余TOC测定、热解分析和镜质组反射率测定等方法,对豫西地区C—P烃源岩进行了有机地球化学特征分析,以期解决豫西地区煤系地层厚度大但尚无油气藏发现的问题。研究发现:烃源岩类型包括炭质泥岩、生物碎屑灰岩、煤岩和暗色泥岩等烃源岩,分别受控于该区的沉积环境演化,地层从下向上表现为1个规模较大的海进—海退旋回,太原组沉积中期为最大海侵时期,对应的烃源岩应为原始条件下最好的烃源岩;烃源岩有机质类型主要以Ⅲ型干酪根为主,生烃潜量极低,远低于良好烃源岩标准,依据残余有机指标评价为差烃源岩或非烃源岩;烃源岩生烃潜量低且倒挂的现象主要由过高热演化程度、大量断裂发育以及不同岩性的CH4吸附能力差异导致。对于整个豫西地区油气勘探而言,保存条件极好或者受区域热事件影响较低的地区可能为潜在的有利区。     

南华北盆地中部凹陷结构分析及油气意义

结合区域地质与地球物理两方面的资料,运用盆地分析方法,研究表明南华北盆地中部凹陷自晚侏罗世以来,演化历经了走滑—拗陷—断陷—坳陷原型的序列叠加过程,与区域大地构造环境演变一致;并指出南华北盆地的演化主要受秦岭—大别造山带与郯庐断裂的双重控制。其自身结构特征及后期构造变化对油气成藏具有重要的勘探指导意义。     

南华北叠合盆地油气勘探回顾与思考——以济源、谭庄—沈丘凹陷为例

针对经多期构造运动改造的南华北诸叠合盆地,勘探久战无大进展的现状,通过对济源、谭庄—沈丘两个重点凹陷勘探史的回顾、反思,认真分析油气成藏条件,探讨其主要原因。认为对多期构造、断块活动产生的复杂构造面貌,上古生界、中生界烃源层多期生烃和多期运聚成藏、保存等诸多复杂地质因素缺乏认识是主要因素,新技术、新方未广泛运用是次要因素。说明勘探叠合盆地须用新的地质理论和评价方法去认识复杂的地质因素,精心策划部署,严格施工,方可获得成功。     

莺琼盆地半潜式平台超高温高压钻井取心技术

南海西部莺琼盆地超高温高压目的层安全压力窗口窄,超高温高压钻井取心作业井控风险高,且取心工具抗温要求高;地层泥砂岩交替多变,井底易沉砂造成堵心;同时采用半潜式平台进行取心作业,平台升沉导致取心参数控制困难.通过取心前充分调整高密度钻井液性能,保证井筒稳定;改造取心工具及优化取心钻具组合,增强取心工具防漏、防卡等能力;半...     

中美典型高压页岩气藏钻井提速技术对比与启示

美国Haynesville高压页岩气气藏与中国长宁—威远国家级页岩气示范区下志留统龙马溪组高压页岩气藏的地质、钻井条件最为类似,前者的钻井提速技术思路对于我国页岩气快速钻井也具有重要的参考借鉴意义。为了实现我国页岩气藏的钻井提速,通过对比中国和美国典型高压页岩气藏钻井提速技术,分析探讨了上述两个气藏在钻井提速技术方面的异同点。研究结果表明:①目前美国Haynesville等页岩气藏已将水平段井眼尺寸从215.9 mm缩小到171.5 mm或161.1 mm,单井钻井投资降低超过25%,节能减排优势明显;②美国同行采用的"高效钻头+配套井下提速工具+钻井参数优化软件/装备"的硬研磨性难钻地层系统化钻井提速技术,值得国内重视、借鉴、攻关、应用;③"控压钻井+降密度"钻井技术能够在高压页岩层段钻井提速中起到至关重要的提速应用效果。结论认为,应积极在国内国家级页岩气示范区开展缩小井身结构尺寸及其相关的钻井配套装备、工具、软件的应用探索试验;在目的层段值得持续探索、优化、应用控压钻井技术。     

基于机械比能—钻井效率的莺琼盆地地层压力监测方法

莺琼盆地呈现高温高压地层特征,传统地层压力监测方法在该区块内适应性较差,建立一套针对该盆地的新型地层压力监测方法对于盆地内优快钻井具有显著意义.文章建立了基于机械比能—钻井效率(MSE-DE)的地层压力监测方法,该方法可通过随钻过程中获得的机械比能及钻井效率数据,对地层压力实现实时监测.利用文章建立的监测方法对莺琼盆地...     

北美页岩油气低成本钻完井技术及建议

为了适应低油价环境,提高页岩油气开发效益,北美页岩油气生产商采取了一系列措施来降低作业成本,增加单井产量,取得了较好的经济效益。介绍了北美页岩油气开发现状,分析了提高页岩油气开发经济效益所采用的低成本钻完井关键技术,包括高效率可移动钻机、井工厂优化设计、钻井优化设计、完井优化设计、压裂液回收利用和一体化化设计与管理优化等,结合国内页岩油气开发现状和工程技术难题,提出了低成本钻完井技术攻关建议。围绕这些关键技术进行研究,尽快形成适应于我国的页岩油气低成本钻完井技术,对于经济高效开发页岩油气具有重要意义。     

川南下寒武统筇竹寺组页岩气形成条件及资源潜力

利用四川盆地南部地区最新钻探的井下资料、周边露头地质调查资料及大量样品的分析测试结果,从富有机质页岩区域展布、地球化学特征、岩石储集特征、含气性等方面研究川南地区下寒武统筇竹寺组页岩气形成条件与资源前景。研究区筇竹寺组有机质含量高(TOC值为0.55%～25.70%,平均值大于2%),页岩有效厚度大(黑色页岩厚60～300 m),脆性矿物含量较高(大于40%),页岩中发育丰富的纳米—微米级孔隙和微裂缝,含气量高(页岩含气量0.27～6.02 m3/t,平均1.90 m3/t),有利于页岩气的形成与富集。钻井过程中筇竹寺组气显示频繁并获得了工业性突破,是目前中国最有利的页岩气勘探开发层系之一,综合对比研究认为威远、叙永—筠连地区是研究区内筇竹寺组页岩气勘探开发最有利的地区。图4参23     

柴达木盆地台南气田优快钻井技术

台南气田储气层埋藏浅,气层多且薄,成岩性差,结构疏松,钻井过程中经常出现严重的卡、塌、漏、喷等钻井复杂事故。通过分析研究,形成了包括井身结构优化设计、防漏堵漏技术、盐水聚合物钻井液体系优选、钻井工艺措施优化、固井技术等5项台南气田优快钻井综合配套技术,钻井速度大幅提高。与2007年相比,2008年直井平均完井周期缩短了40.43%,水平井平均完井周期缩短了45.51%,节约钻井成本12376.35万元,满足了台南气田优快钻井需要。     

中国陆相页岩油钻井技术发展现状与前景展望

自2008年美国率先在页岩油藏钻井领域取得突破后,中国各大能源企业以及相关部门展开了一系列关于页岩油藏的勘探开发工作。页岩油钻井存在大位移水平井造斜难、井壁不稳定、井眼轨迹控制精度要求高、地层可钻性差、机械钻速低等难点,亟待突破。通过文献调研,综述了中国已完钻陆相页岩油井分布情况、技术难点及中国陆相页岩油藏钻井技术现状。从实现页岩油商业化开发、国外先进技术、国内存在的技术难点及现阶段进展等方面展望了工厂化钻井技术于中国陆相页岩资源开发的重要意义。     

跟管钻进技术运用于气体钻井的可行性分析

针对影响气体钻井发展的钻遇地层出水、地层存在漏失层段及井壁不稳定等瓶颈问题,提出跟管钻进技术应用于气体钻井解决这些问题的方法。跟管钻进是在钻井过程中,边使用普通钻杆钻进,边下套管的一种钻进技术。介绍了现有跟管钻进技术的工艺流程及配套工具,管楔能使跟管随钻杆的送进而下行,跟管钻头能保证跟管钻进的正常钻进及起下钻。根据现有跟管钻进技术的调研及分析,结合气体钻井装备及工艺技术,对跟管钻进技术应用于气体钻井进行了可行性分析,提出跟管钻进技术应用于气体钻井需要解决的问题:气体钻井跟管钻进技术循环通道的建立;气体钻井跟管钻进技术井控要求的满足;适用于气体钻井的跟管钻头等。跟管钻进技术要成功应用于气体钻井,必须解决好这些问题,才能促进气体钻井的长足发展。     

海域含天然气水合物地层钻完井面临的挑战及展望

全球天然气水合物资源丰富,被世界各国视为未来石油和天然气的战略性接替能源。天然气水合物主要分布于深水海底浅层和陆地冻土区中,其中海域天然气水合物资源较为丰富,然而,目前海域天然气水合物储层钻完井工程实践较少,存在着许多技术难题和挑战。为了研究和应用海域天然气水合物地层钻完井技术,介绍了美国、日本、印度、中国等国家海域天然气水合物地层的钻探与试采活动,分析了海域天然气水合物地层钻完井技术发展现状,指出在天然气水合物地层钻完井工程中存在的基础性技术难题主要包括钻井液密度窗口窄、天然气水合物相变、井壁失稳、井口不稳定性、出砂防砂等。此外,针对钻完井工程存在的技术难题,对海域天然气水合物地层控压钻井、套管钻井、水平井钻井、防砂和钻井液等关键技术的未来发展进行了展望分析,以期为我国海域天然气水合物地层安全高效钻完井设计提供参考。     

水平井技术在涩北气田的应用

针对柴达木盆地涩北气田水平井投产后反映出产量递减快、出水对生产影响较大的问题,从水平井产能、水平井实施效果、水平井先导性试验、气层筛选、水平井部署的有利位置、水平段长度等多个关键技术出发,深入分析了涩北气田疏松砂岩气藏水平井产能的主要影响因素。运用气藏数值模拟技术,基于典型层组的地质模型,模拟预测并对比分析了涩北气田水平井布井的有利位置及合理水平段长度。提出了对水平井部署和优化设计的建议：①对于射孔单元内个别气层面积远大于其他气层的井可单独用水平井开发,可减少直井总数量和低部位低产直井数量;②对于地层疏松、水体能量较强、气水关系复杂的涩北气田,在布井方案中水平井水平段长度的选择应谨慎;③对于非均质较强的目的层,应严格设计水平井目标靶区,并做好钻井跟踪,保证水平井段能钻达优质储层。     

渤海中深层天然气田钻完井关键技术现状及展望

渤中凹陷西南环带深层含油气构造是渤海湾乃至我国东部迄今发现最大的中深层天然气田,针对该区域地质条件复杂、储层埋藏深、地层压力异常、可钻性差等特性,分析了开发过程中在异常压力预测、钻井效率、储层保护、钻井综合提速、井壁稳定、井筒安全及井控风险方面面临的技术难点,系统总结了近十余年现场实践形成的渤海中深层天然气安全环保高效勘探开发的钻完井关键技术体系,包括地质工程一体化快速评价、井身结构优化及安全控制、中深层钻井提速、抗高温低密度钻井液及储层保护、深层潜山中途裸眼测试等关键技术。随着渤海中深层天然气勘探领域的进一步拓展,会面临更为复杂的地质特征,面临越来越大的技术挑战,提出了未来渤海中深层天然气开发的钻完井技术应加强能适应更复杂地质工况的设备、工具、材料、新工艺技术的研发以及完善海上应急救援体系,保障渤海中深层天然气钻井的安全、环保和高效。     

河南区块调整井钻井液技术

二连油田阿南区块,由于长期注水,油气层出现明显的异常高压,地层原始压力遭到破坏,造成了井涌、井塌、井漏等复杂事故。上部地层采用每钻进100 m加入50 kgFPK,100 kg NPAN(或FJ-9301)的方法,使FPK在钻井液中的含量为0.40％—0.50％,膨润土含量为50—60 g/L。在下部地层将钻井液密度提至1.22—1.25g/cm~3,加入1.5％FT-342,使钻井液滤失量小于5 mL,高温高压滤失量小于14 mL。结果表明,调整井钻井液技术满足了钻井施工的需要,复杂事故明显减少,处理事故时间由4.1％降至1.39％,钻井液平均成本由63.5元/m下降至53.5元/m。