长垣东部深井井壁失稳及技术对策

大庆油田在长垣东部深层油气田勘探开发过程中存在井眼不稳定问题。在对深层失稳井段资料调研的基础上，开展了易塌地层泥页岩水化膨胀及分散特性评价以及比亲水量研究。通过泥页岩--试液模拟作用的化学位差反渗透实验以及压力传递实验等，探讨了不同条件下泥页岩水化应力变化规律。利用井壁稳定性模拟实验装置（SHM仪），评价了不同钻井液防塌效果。理论分析和实验表明，当使用水基钻井液在复杂泥页岩地层钻进时，如何控制泥页岩压力传递和流体侵入是解决泥页岩井壁不稳的技术关键。使用长垣东部深层泥页岩与硅酸盐钻井液作用的实验表明，硅酸盐钻井液能显著降低泥岩渗透率，阻止钻井液滤液与孔隙压力的传递，改善膜效率，有助于充分发挥化学位差诱导的反渗透防塌作用效果。     

硅酸盐钻井液的抑制性及其影响因素的研究

硅酸盐钻井液具有良好的井壁稳定作用，且无毒、无荧光、成本低，被认为是具有发展前景的水基钻井液之一。着重研究和探讨了硅酸盐的抑制能力、影响因素及稳定井壁的机理。研究表明，硅酸盐具有较强的抑制能力，抑制效果明显地优于KCl、CaCl2等无机盐类；硅酸盐的模数、加量和钻井液的PH值是影响硅酸盐抑制能力的主要因素；钻井液中硅酸钠的模数为2．8～3．0，加量为3％～4％，且钻井液的pH值维持在11以上时，硅酸钠的抑制效果更好；硅酸盐能与无机盐和聚醇类产生协同作用，从而提高硅酸盐的抑制能力。硅酸盐稳定井壁的机理：硅酸盐与地层矿物反应生成沉淀封堵地层微小裂缝和孔隙，改善和提高了泥页岩的半透膜效率；抑制粘土水化膨胀和分散；降低地层孔隙中压力传递速度；与地层中粘土矿物发生反应。     

硅酸盐钻井液对泥页岩地层井眼稳定性影响研究

油基钻井液的使用对保护环境和降低成本造成了越来越大的压力，研制出一种具有油基钻井液特性而又没有环境污染的水基钻井液成为必然。室内实验验证了硅酸盐钻井液稳定泥页岩地层井壁的机理，当硅酸盐钻井液渗入泥页岩地层时，就会和泥页岩孔隙流体迅速作用，发生聚合和沉淀反应；由凝胶物和硅酸盐沉淀物形成的屏障和高选择性渗透膜系统将进一步阻止滤液侵入和压力渗透，对页岩中的裂缝和裂纹起封堵作用。对硅酸盐钻井液性能研究表明，其流变性可通过控制钻井液的pH值（不小于11）调节；现场硅酸盐加量最好不要超过5％；无论是加重前还是加重后，硅酸盐钻井液的常规性能均能满足钻井工程的一般要求；抗粘土污染能力强。在WZ12-1-7井的应用表明，硅酸盐钻井液在钻进过程中性能良好，钻井、下套管施工顺利。     

钻井液封堵性能对泥页岩井壁稳定的影响研究

为了解水基钻井液封堵性能对泥页岩井壁稳定性的影响，首先对钻井液封堵性能评价方法进行总结分析，并通过对井周应力分布进行分析，建立井壁稳定模型，进行不同地应力和不同架桥位置下钻井液封堵性能对泥页岩井壁稳定影响研究。研究表明：对于泥页岩而言，在开展钻探作业的过程中地层出现水化作用的概率相对较高，因此，地层容易出现坍塌裂缝问题，井壁失稳事故出现的概率也相对较高；在使用水基钻井液提高泥页岩井壁稳定性的过程中，如果地应力的各项异性提升，则水基钻井液的封堵性能也将会提升，同时，如果使用水基钻井液对地层裂缝进行封堵，钻井液越靠近裂缝的入口位置，井周应力的提升量越大，此时井壁的稳定性越高。     

多场耦合作用下泥页岩地层钻井液安全密度窗口预测

在建立流-固-化耦合作用下泥页岩井壁稳定分析模型的基础上，开发了流固-化耦合作用下泥页岩地层钻井液安全密度窗口预测软件，并进行了实际应用。通过对5种钻井液的压力传递实验结果进行分析，对钻井液进行了优选，得出聚合醇钻井液最有利于稳定井壁，其次是硅酸盐钻井液。利用预测软件对W12—1N油田涠二段泥页岩进行了流-固-化耦合作用下的钻井液安全密度窗口预测。研究发现：对于钻井液水活度大于地层水活度的情况，考虑化学作用时钻井液密度窗口明显小于不考虑化学作用情况下的钻井液密度窗口；对于钻井液水活度小于地层水活度的情况，考虑化学作用时钻井液密度窗口明显大于不考虑化学作用情况下的钻井液密度窗口。     

泥页岩渗透水化作用对井壁稳定的影响

钻井过程中,当存在水基钻井液化学渗透作用时,泥页岩井壁将更加不稳定.建立了力学-化学耦合作用下井壁周围应力分布模型,通过采用有限差分法对该模型求解,得出了井壁周围应力分布,通过利用破坏准则计算井壁坍塌压力,得出了合理的防塌钻井液密度,同时研究了井周应力分布和坍塌压力的时间效应.研究表明,泥页岩地层的膜效应较好时,渗透水化作用越大,膜效应不存在时则不发生渗透水化作用；维持泥页岩井壁稳定所需的防塌钻井液密度是随时间增大而增大,当使用钻井液溶质浓度低时,破坏发生在地层内部,需使用高密度钻井液防止井壁坍塌,对于过平衡钻井,当使用高浓度钻井液时破坏发生在井壁,对实际钻井有理论指导意义.     

利用压力传递实验技术评价硅酸盐钻井液井壁稳定性能

大庆油田在长垣东部深层油气田勘探开发过程中遇到了严重的井眼不稳定问题,如何控制泥页岩压力传递和流体侵入是解决泥页岩井壁失稳的根本问题,石油大学（华东）研制的井壁稳定物化-力学耦合模拟实验装置（SHM仪）,攻克了复杂高温高压釜体机械结构设计,三轴液压稳压系统设计,加温控制系统设计,试液循环系统设计以及计算机数据采集与处理系统设计等技术难题,可自动边疆记录压力,差压,应力及应变等信号,主要功能和技术指标达到国外Shell研究中心同类仪器的水平,利用该仪器,采用泥页岩压力传递和化学位差诱导的渗透压力传递实验技术,通过定量系数,对硅酸盐钻井液进行了性能评价,实验结果表明,硅酸盐钻井液具有很强的降低泥岩渗透率,改善膜系数,稳定井壁的能力,“封固”能力随作用时间的延长而加强。     

KCC-TH强抑制性防塌钻井液的研制及应用

为解决吐哈油田西部盐膏层钻井过程中出现的严重井壁失稳难题。在大量井壁稳定机理研究基础上，研制出了KCC-TH强抑制性防塌钻井液，室内试验表明，该钻井液具有良好的流变性、滤失性和防塌性能。借助电位-枉度仪及泥页岩水化-力学耦合模拟装置（SHM）等先进试验手段。通过电位和粒度测定、压力传递厦抑制石膏溶解性等试验，发现钾／钙／醇的协同作用可进一步降低粘土颗粒的ζ电位、提高粒径尺寸、降低石膏溶解度、阻缓压力传递，从而明显增强防塌效果。在吐哈油田7口井的现场试验结果表明，KCC—TH钻井液性能稳定，防塌效果明显，井径扩大率小，测井一次成功率100％，且维护处理简单，经济效益显著。     

硅酸盐抑制性及稳定井壁机理探讨

硅酸盐钻井液是一种抑制性能优良、环境相容性好、成本较低的水基钻井液体系。国外近年研究应用较多,而国内研究应用相对滞后。通过抑制性实验、针入度实验及凝胶生成等实验研究,认为该体系稳定井壁机理是:堵塞泥页岩孔隙和微裂缝,阻止滤液进入地层;抑制页岩中粘土矿物水化膨胀和分散;硅酸盐与地层粘土矿物发生化学反应生成利于井壁稳定的新矿物;配合使用的高浓度氯化钠或氯化钾的协同稳定作用。     

硅酸盐钻井液体系在鄂尔多斯盆地东胜气田的应用

鄂尔多斯盆地东胜气田二叠系石千峰组、石盒子组发育大段泥页岩,在钻井施工中井壁失稳现象频发。结合东胜气田地层特征,分析井壁失稳原因,研究硅酸盐的封堵性和抑制性,优选形成硅酸盐钻井液配方,并对其抑制性及封堵性进行实验研究。研究结果表明:(1)石千峰组、石盒子组泥页岩中黏土矿物平均含量为56%,以伊蒙混层为主,伊利石次之;泥页岩原生层理及微裂缝,黏土矿物中伊利石、蒙脱石的水化膨胀性能差异是井壁失稳的主要原因。(2)自主研发的硅酸盐钻井液体系具有较强的抑制泥页岩水化膨胀的能力,较强的微小裂缝封堵能力;当该体系中硅酸盐的模数为2.8~3.0、加量3%、p H值维持在11以上时,硅酸盐钻井液的抑制效果更好;同时该体系中的硅酸盐与地层矿物反应生成絮状沉淀,可封堵地层微小裂缝和孔隙,阻止滤液深度侵入,维持了井壁稳定。(3)通过在东胜气田两口井的现场试验,达到了环境保护和井壁稳定的目的,取得了较好的应用效果。该研究成果为其他类似地质条件钻井液的应用提供了借鉴经验。     

阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。     

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏储层非均质性强,边底水选择性水侵,渗流规律复杂,为了提高地下储气库的建库效率,需要研究储层在改建地下储气库多周期强注强采过程中的多相流体渗流规律。在获取有代表性的裂缝发育碳酸盐岩岩心较为困难的条件下,通过对天然岩心进行剪切造缝和多轮次气水互驱实验,研究了地下储气库气水过渡带在注采过程中的多相渗流规律,分析了裂缝合气空间贡献率以及储气库含气空间动用效果。结果表明:裂缝模型的相渗曲线近似于"X"形,多次气水互驱后相渗曲线基本没有变化,基质岩心模型相渗曲线经多次气水互驱后气水两相共渗区间变窄,共渗点降低;微裂缝对储层含气空间贡献率较高,微裂缝发育储层的含气空间利用率保持在较高水平,徽裂缝不发育储层的含气空间利用率逐渐降低并趋向稳定。因此,在微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库过程中可以在徽裂缝不发育储层布置生产井,同时通过控制边底水运移范围降低注入气损失,从而提高地下储气库的建库效率。     

山前地区深井超深井套管防磨与减磨技术研究

针对山前地区深井超深井钻井过程中套管磨损严重的问题,在分析套管磨损机理的基础上,开展了山前地区套管防磨与减磨技术研究,基于技术研究成果及应用实践,得到如下结论:1应用Power V等垂直钻井系统控制井眼轨迹,特别是上部井段的狗腿度和井斜,可明显减小侧向力和磨损量,缩短套管磨损时间;2应综合考虑套管磨损率、磨损系数以及钻杆耐磨带本身的磨损量,优选出效果最优的耐磨带;在狗腿度严重的位置,可考虑采用一定数量的橡胶钻杆卡箍来减轻对套管的磨损;3山前地区钻井液采用CX-300减磨剂能够显著降低磨损速率,减轻套管磨损程度,但在不同钻井液体系使用之前应进行优化分析以确定最佳使用量;4在迪那204井使用高密度钻井液体系,全部采用优选的高密度重晶石粉代替铁矿粉作为加重剂,整个钻进过程中未出现钻具及套管磨损,迪那204井易损件消耗量仅为邻井迪那203井的左右,防磨减磨效果非常显著。     

Biodiesel Projects Helpful to Ease Energy Shortage

Nearly 7,000 hectares of biodiesel forest will take shape in the northern province of Hebei in 2008, part of a national campaign to fuel the fast growing economy in a green way. In no more than five years, the Pistacia chinensis Bunge, whose seeds have an oil content of up to 40 percent, will yield five tons of fruit and contribute about two tons of high-quality biological diesel oil, according to the provincial forestry administration.     

State Energy Base Proposed in Inner Mongolia

Experts recently suggested China set up a state energy base in lnner Mongolia Autonomous Region to ease its energy thirst. The survey was co-conducted by senior researchers from the National Development and Reform Commission, Development Research Center of the State Council, Chinese Academy of Sciences and the Ministry of Finance. To plan and establish strategic energy bases at state level is in line with the principle of ＂giving priority to energy saving and diversifying energy consumption with the utility of coal at the core.＂     

烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的气相色谱研究

利用气相色谱法测定了不同色谱柱温度和不同载气流速下,C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的保留时间,并利用相关公式对测试结果进行了线性回归分析,测得了吸附热力学参数和扩散系数;考察了色谱柱温度、烷烃碳链长度和载气流速对烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的影响。实验结果表明,回归分析的线性相关性良好,色谱柱温度越高,孔道对吸附质的吸附能力越弱;在不同载气流速下,轴向扩散系数不同;随烷烃碳链长度的增加,吸附焓变呈先增大后减小的趋势,轴向扩散系数呈线性增长;C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的吸附焓变在-1.264~-42.975 k J/mol之间;当载气流速为2.654~4.246 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.328 8~0.551 7 cm2/s之间;当载气流速为5.308~13.270 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.430 2~1.456 4 cm2/s之间。     

四川盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性

目前,我国的氦气资源主要依赖进口,寻找大中型高含氦天然气田是改变这一现状最现实的途径。为此,对四川盆地威远地区高含氦天然气藏的成藏机理和氦气来源进行了分析,以探讨在该盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性。首先根据盆地周缘12条野外露头剖面和4口钻穿震旦系单井的资料,系统分析了前震旦系的岩石学、沉积相、烃源岩等特征,认为前震旦系发育的沉积地层为南华系,东南缘露头剖面的地层序列为南沱组、大塘坡组、古城组和莲沱组,推测盆地内部可能发育相同的地层序列;南沱组、古城组和莲沱组主要为冰川沉积,为砂砾岩夹泥岩;而大塘坡组为间冰期沉积,发育一套砂泥岩地层,其下部泥页岩的有机质含量高,为较好烃源岩。进一步的研究表明:南沱组砂砾岩储层、大塘坡组烃源岩和地层中侵入的花岗岩"氦源岩"可形成较好的高含氦天然气藏成藏组合;前震旦系沉积岩的分布主要受早期裂谷控制,在裂谷内部充填厚层的沉积岩地层。结合地震资料预测了威远—资阳地区沉积岩和花岗岩的分布,结论认为在资阳地区对震旦系—前震旦系进行高含氦天然气藏的勘探是可行的。     

水平井多级压裂管柱力学、数学模型的建立与应用

水平井多级体积压裂技术是近几年国内外为有效开发页岩气藏和低渗透油气藏而发展起来的一项新技术,但随之出现了压裂管柱力学环境更加复杂的新问题。针对该复杂的力学、数学问题,根据水平井多段压裂工艺管柱受力特点,建立了悬挂封隔器以下,多封隔器坐封、开启压差滑套和开启投球滑套3种工况的力学模型,并根据各工况的受力特征,建立了这3种工况管柱力学计算的数学模型。根据弹性力学理论中厚壁筒的Lame公式和Von Mises应力计算公式,推导出了管柱受内压力、外挤力和轴向应力共同作用下油管柱安全性评价的等效应力计算数学模型,建立了多级压裂管柱力学强度安全评价的数学模型;根据已建立的水平井多封隔器管柱力学计算的数学模型,开发了水平井多级压裂管柱力学安全评价的实用软件。该研究成果已经在新疆塔里木盆地塔河油田某气井得到了应用和验证,取得了很好的效果,为水平井多级压裂管柱安全工作参数的优化设计和安全性评价提供了理论依据和简便可靠的技术手段。     

基于洛伦茨曲线评价水驱油藏驱替均衡程度

针对水驱油藏开发过程中无法有效定量描述驱替均衡程度的问题,利用高台子油层各井动态指标和小层纵向上的注采关系占总体的比重情况,绘制相应的洛伦茨分布曲线,得到用于量化评价油藏平面、纵向驱替均衡程度的“开发均衡指数”,该值小于0.4时驱替程度相对均衡。将研究成果应用于评价二次开发前后水驱油藏的驱替均衡程度,研究结果表明：目标区采出情况均衡指数降低了0.1615,含水情况均衡指数降低了0.0950,整体驱替均衡程度达到了相对均衡的水平,但纵向上仍差异悬殊。建立的洛伦茨曲线评价驱替均衡程度的方法,充分考虑了单井产能差异所造成的驱替不均衡情况,准确度高。研究成果为二次开发水驱油藏的驱替均衡程度评价提供了定量标准。     

复杂地质条件气藏储气库库容参数的预测方法

国内复杂地质条件气藏型地下储气库经过10余周期注采后工作气量仅为建库方案设计工作气量的一半,运行效率偏低。为此,利用气藏地质、动态及建库机理,建立了地下储气库注采运行剖面模型,根据气藏开发、气藏建库及稳定注采运行过程中纵向上流体的分布特征及其变化趋势,将地下储气库剖面分成4个区带(建库前纯气带、气驱水纯气带、气水过渡带及水淹带);按区带确定了影响建库有效孔隙体积的主控因素(储层物性及非均质性、水侵和应力敏感)及其量化评价方法,进一步考虑束缚水和岩石形变的影响,并引入注气驱动相,根据注采物质平衡原理建立了气藏型地下储气库库容参数预测数学模型。该模型涵盖了地质、动态及建库机理,从微观和宏观角度综合评价了影响建库空间的主控因素,大大提高了预测结果的准确度和精度,使建库技术指标设计更趋合理,目前已广泛应用于中国石油天然气集团公司气藏型地下储气库群的建设当中。