泥岩裂缝油藏支撑剂短期导流的影响因素分析

依据压裂增产措施大庆油田泥岩储层在现场应用的过程中出现的实际问题,实验使用I=CS-842型裂缝导流仪,对不同粒径的同种支撑荆在不同泥质含量情况下的人造岩心复合板的导流能力进行了实验研究。以金属板数据为基础,对比出不同粒径的支撑剂在不同泥质含量的人造岩心复合板的嵌入导流能力。实验结果表明：对相同泥质含量的岩心板,支撑剂越大嵌入数量越小,对导流能力影响也越小。对相同粒径支撑剂,支撑剂在岩心板中的嵌入程度随泥质含量的增加而增加,对导流能力影响也越大,支撑剂破碎率随压力增大而减少。研究结果为压裂设计中支撑荆的优选原则提供依据。     

浅谈致密砂岩气藏水平井压裂技术

长深D平2井是吉林油田为有效经济动用长岭气田登娄库组致密砂岩气藏部署一口裸眼多级压裂试验井。长深D平2井水平段长837m,砂岩钻遇率90.2%,泥岩膨胀严重、泥岩段长、泥岩施工难度大。在克服单级超长裸眼井段高滤失及泥岩穿层压裂的高难施工问题,长深D平2井10级压裂累计加入支撑剂838m3,其中单级最大加砂量达到116m3,单日最大加砂量达到324m3。压后试气8mm油嘴,油压24.5MPa,日产气21.3万方,取得了良好试验效果,进一步坚定了吉林油田低孔低渗致密砂岩气藏水平井大规模压裂开发的信心。     

吉172-H水平井钻井液技术

吉172-H水平井是一口三开开窗侧钻水平井。水平段长1233m,完钻井深4366米垂深2991.22m..该井侏罗系西山窑组八道湾组煤层及炭质泥岩,易水化剥落塌垮,三叠系烧房沟组、韭菜园组褐色泥岩水敏性强,易水化分散造浆。三叠系至二叠系各组地层伊蒙无序混层泥岩发育,易水化膨胀垮塌。该井水平段长至1233m,钻进时易产生岩屑床,岩屑携带困难造成阻卡,钻具与井壁接触面积大,易造成粘卡,该井三开使用钾钙基聚磺钻井液,四开采用钾钙基聚磺混油钻井液,实现了安全快速的钻井要求。     

中古519H井与塔中721-8H井水平井施工实践

塔中地区水平井较多,且井较深,井底温度高,水平段长,托压严重,地层倾角大,井斜容易超标。通过对比中古519H与塔中721-8H两口在塔中地区具有代表性的水平井,总结经验及讨论技术。     

区域构造与古气候对松南姚一段沉积岩相的影响

一、松辽盆地南部姚家组一段地层岩相组合特征 姚家组一段地层在整个盆地南部大部分地区均有分布，仅在东南隆起区和西部斜坡区一带被完全剥蚀或没有沉积，地层厚度一般为20m-65m，与下伏青山口组呈整合一假整合接触。岩性以紫红色、棕红色、灰绿色泥岩，夹灰绿色泥质粉砂岩、灰白色砂岩为主，油层发育在粉砂岩、砂岩当中。地层普遍含钙，常见钙质结核和铁质结核，     

泥质含量伪声波曲线重构及应用

利用信息融合技术的伽马拟声波重构在储层预测中有较好的地质效果。但是伽马测井曲线有时也不能很好地反映地层岩性特征,而且对伽马曲线的标准化的过成中,往往因为标准层的选择,不同的测井系列的标准的选择,实际井眼的环境因素的影响,很难有较好的效果。泥质含量在一定程度消除了单一曲线计算岩性不准确的问题,同时也解决了测井曲线标准化的困扰。通过对泥质含量的伪声波曲线重构,利用储层反演技术,很好地解决了BBZQ地区的白垩系砂泥岩储层预测及展布规律的认识问题,有效地指导了进一步的勘探开发工作的落实。     

基于声波测井资料确定泥质砂岩储层孔隙度的方法研究

传统的利用声波求取孔隙度的方法对地层中泥质因素缺乏考虑,对泥质进行校正,进而利用时间平均方程和声波地层因素公式推导出了一个新的求取泥质砂岩地层孔隙度方程。实际的资料处理表明,该方法具有较好的应用效果。     

台南气田浅气层组储层特征

台南气田是国内典型的疏松砂岩气藏,近年来通过储层识别和试采评价,在原气藏1 000 m以上发现了的新浅气层组,为研究浅气层组储层特征及影响因素,通过薄片分析、扫描电镜、X衍射等资料,分析了浅气层组的岩性岩石学特征、储集空间发育特征、物性特征。结果表明:储层岩性主要是含泥粉砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩,胶结物主要为泥质,岩石颗粒较粗,分选较好。原生孔隙主要为原生粒间孔,其次为杂基内微孔,次生孔隙主要为溶孔,次为裂缝。储层物性具有高孔隙度,中-低渗透率的特点,孔隙度和渗透率的相关性较差,渗透率变化范围相对较大,具有较强的非均质性。     

浅谈致密砂岩气藏水平井压裂技术

长深D平2井作为吉林油田的一口具有裸眼多级压裂特性的试验井,该井砂岩钻遇率为90.2%,其水平段长约为837米,泥岩段较长,有较严重的膨胀出现,有较大的施工难度。对于泥岩穿层压裂与超长裸眼井高滤失等施工难题给予解决,使得该井的十级压裂总共加入838m3的支撑剂,单日加砂量最大值为324m3,单级加砂量的最大值为116m3。在油压为24.5MPa,油嘴为8mm的条件下进行试气,单日产气量达到21.3万方,达到了预期效果,使吉林油田在这方面进行大规模开发的信心大大增强。     

LWD在伊朗雅达项目S15井的应用

S15井是中石化国勘在伊朗雅达项目部署的第一口严格意义上的水平井,水平段长900米,倾角89.94度。伊朗雅达区块主要是以灰岩地层为主中间夹杂着不均质的泥质含量,多有泥岩夹层出现,针对之前(由伊朗国家石油公司勘探开发)该区块大量油井地址资料缺失的情况,在S15井的钻进过程中,克服了诸多难题和未知因素,成功的完成了该井的工作任务。S15井的顺利施工补充的该区块的地址资料,为该区块的其他水平井部署、设计和施工起到了重要的指导意义。     

董3井二开复杂井段钻井液技术

董3井是中石化在准噶尔盆地中部4区块部署的重点探井,设计井深6800m。二开地质构造复杂,井眼大,上部红色泥岩易造浆;疏松砂岩易形成虚厚泥饼造成起下钻阻卡;裸眼段长,井壁稳定难度大。使用聚合物钻井液体系和聚磺防塌钻井液体系,辅助相应的现场维护处理工艺,保证了复杂情况下长裸眼段的井壁稳定。     

POR与SANDA程序的测井算法与应用比较

POR程序和SANDA程序都是分析泥质砂岩的常用测井解释程序,它们之间既是一脉相承,又存在许多不同之处。本文主要从泥质含量与孔隙度计算原理及在实际解释中的应用等方面将这两种程序进行比较研究。     

SA-SVM模型预测泥质含量研究

泥质含量计算的准确性直接影响解释储层、分析储层岩性的精确度.常规测井曲线解释泥质含量需要多种测井曲线相结合,工作效率低,不可控因素多.通过分析测井资料与泥质含量的相关性,选取自然电位、自然伽马、声波时差和密度测井为特征参数,运用模拟退火算法优化支持向量机回归模型中的超参数,提高算法全局搜索能力.利用测井资料数值进行训练...     

分层压裂技术在南翼山油田的应用分析

南翼山浅油藏为低孔低渗裂缝性储集层,灰质、钙质泥岩发育,油层分布井段长,达700m,只有进行分层压裂才可以达到较好效果,主要有暂堵球、不动管柱、连续油管等分层压裂以及体积压裂技术。经过现场实践,取得了较好的效果,为南翼山浅油藏的开发提供了有效的技术措施,将达到更好的开发效果。     

滨435-1HF井水平井钻井液技术

滨435-1HF井是胜利油田第一口在低孔超低渗滩坝砂区块实施长水平段分段压裂改造以期获得较高产能的重点试验井。该井完钻井深5007m,水平位移1652m,水平段长1161m。该井上部地层岩性胶结疏松,易发生坍塌,钻井液的主要作用是抑制地层粘土造浆;水平段储层薄、横向变化快,砂岩与泥岩、灰岩呈互层,泥岩夹层易水化膨胀,造成井壁失稳;水平段井眼尺寸小、循环压耗大,泵压高,排量低,携岩困难,对钻井液润滑、携砂、防塌性能要求较高。因此试验使用了有机盐(甲酸钾)高混油比水基钻井液体系,充分利用该体系的强抑制等特性,较好地完成了该井的钻探工作。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长6油层组隔夹层研究

隔夹层的分布影响着盆地注水开发以及油气藏的分布。鄂尔多斯盆地姬塬地区发育的隔夹层包括泥质隔夹层和钙质隔夹层两类,其中泥质隔夹层主要是泥岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉-细砂岩及部分粉砂岩,钙质隔夹层包括钙质细砂岩、钙质粉砂岩等,在测井及岩心显示上,两种隔夹层具有不同的特征。同时姬塬地区隔夹层平面分布也具有一定的特点。     

细化油井管理提高欢127块南部出砂井管理水平

欢127西块兴隆台南部油井位于辽河断陷西斜坡南端上倾部位,主要开发目的层位为兴隆台油层。兴隆台油层纵向上为一套沙泥岩互层沉积,岩石主要为粉砂岩,细砂岩和不等粒砂岩,胶结类型为接触-孔隙性泥质胶结,含油面积0.4km2,地质储量203×104t,油层有效厚度23m,平均孔隙度32%,平均渗透率3125μm2,50℃时原油粘度16615mPa.S。     

董7井二开长裸眼钻井液技术

董7井位于准噶尔盆地中部4区块,是中石化重点探井,完钻井深5405 m。二开井眼大,井眼净化难度大;上部软泥岩易水化膨胀;砂岩地层易造成虚泥饼卡钻;裸眼段长、施工时间长、井壁稳定难度大。通过使用聚胺防塌钻井液体系,施工中采用合适密度、严控滤失量及辅助工程措施,满足了二开工程施工要求,为后续施工奠定了基础。     

塔中26-H3精细控压钻井技术

塔中26-H3井是塔里木盆地中央隆起塔中低凸起塔中I号气田塔中26号岩性圈闭段的一口水平开发井。设计井深:5073.23m,完钻井深:4730.0m完钻层位:奥陶系OI气层组。该井在目的层钻井存在的问题是:目的层钻井液窗口压力窄,易漏易喷,可能高含硫,仪器传输困难,井控风险极大等问题。     

龙凤山构造北2井储层保护钻井液技术

北2井为龙凤山构造第二口探井,为该构造第一口4 000 m以上井。因此本井在钻探过程中可借鉴临井资料少,风险性大,钻井液维护处理难度大。北2井二开裸眼井段长3 571 m,根据北1井实钻情况,本井可能出现粘土矿物含量高,砂泥岩不等厚互层,井壁稳定控制难度大;储层井段存在井漏风险,储层保护难度大。针对以上情况,本井钻井液采用强抑制、封堵性钻井液体系控制粘土水化膨胀,进行快速有效的防漏堵漏措施。