高碳气置换高烃气实验及机理评价

中国南海西部某气田深层气组为高碳气藏,浅层气组为高烃气藏。为有效提高高烃气藏采收率,增大经济效益,开展高碳气置换高烃气机理室内实验,研究高碳气置换高烃气后气体组分及溶解度变化情况,以及置换后高烃气藏提高采收率的效果及影响因素结果表明：使用高碳气替换高烃气后,高碳气能够置换地层束缚水中的高烃气,游离CH₄增加,在低注高采、倾角较大和岩心高渗透率等储层条件下进行长岩心驱替,CH₄累计采出程度更高,采出程度可提高4.5%。该研究可对中国高烃气藏高效开发、高碳气藏中CO₂埋存方式评价提供理论参考。     

南海高温高压气田开发钻完井关键技术现状及展望

海上高温高压气田开发是一项高投入、高风险、高难度的大型海上系统工程活动。针对南海西部高温高压气田的基本特征,分析了南海西部高温高压气田开发在井筒安全、钻完井液、固井、定向井和水平井钻井、钻井综合提速、完井等方面面临的技术难点,并系统总结了目前已形成的油套管综合防腐、“五防”固井水泥浆和自修复水泥浆、超压盖层提速、储层精细保护、定向井轨迹控制以及安全完井等高温高压钻完井关键技术。随着南海高温高压勘探领域进一步拓展,当前正面临超高温高压、深水高温高压环境的巨大挑战,提出未来海上高温高压天然气开发钻完井技术应加强能适应更高温压等级的设备、材料、新工艺技术的研发以及完善海上应急救援体系,保障海上高温高压钻井的安全和高效。     

中国拿下海上“双高”气——访中国海油总公司副总工程师、工程技术部总经理姜伟

<正>中国海油东方1-1气田的成功开发实现了海上"双高"气藏从勘探迈向开发的历史性跨越。近日,中国海油位于南海北部湾莺琼盆地的东方1-1气田传来喜讯—东方1-1首批调整井成功完钻。作为我国海上首个"双高"(高温高压)气田。它的完钻标志着中国海油攻克了海上"双高"气田勘探开发的世界级难题。那么,为开发我国海上"双高"气藏,中国海油如何成功破解钻完井等工程技术难题?中国海油海上"双高"系列关键技术的突破在帮助钻完井工程降本增效和     

普光高含H2S、CO2气田开发技术难题及对策

普光气田属高含H₂S、CO₂特大型海相气田,气层埋藏深,高含H₂S和CO₂,厚度为300～400 ｍ,在气藏储层研究、超深钻井技术、增产技术、井筒技术、地面工程技术等方面存在着某些世界级难题。为此,系统地分析了存在的主要技术问题,指出气藏地质、气藏工程基础研究亟待深化,安全、优质、快速钻井工程技术亟待配套提高,急需配套高含硫、巨厚气藏采气工艺和工程技术,高含硫气田的集输工艺技术还处于学习模仿阶段,“混合流体”的腐蚀机理及防护技术研究缺乏系统性和针对性,专用管材及设备国产化的研发有待加快,急需加快安全测控关键技术的研发和编制高H₂S气田开发的标准系列。还从气藏工程、钻（完）井工程、采气工程、集输工程、防腐工程和关键设备及材料等方面有针对性地探讨了重点攻关方向和关键技术。     

UAQ海上气田钻井实践

UAQ海上气田在开发利用3口先导井眼的过程中,面临导管架安装误差及气体泄漏情况下的海底泥面回接、定向钻遇坍塌性页岩层Nahr Umr层、高温高压酸性气藏中的4800 m深钻短半径水平井完井等难题。为此,采用了割除影响严重的导向孔、优选回接工具、套管钻孔后环空注水泥封堵气体泄漏、页岩层定向配套钻井技术以及短半径水平井配套钻井技术和高温高压酸性气藏完井配套技术,3口井成功实施泥面回接,有效控制了气体泄漏,顺利钻穿Nahr Umr页岩层,3口短半径水平井造斜率达28.5（°）/30 m,并安全高效完井取得了平均单井93×104 m3/d的高产。对在UAQ气田应用的泥面回接、气体泄漏处理、Nahr Umr页岩钻进、短半径水平井以及酸性气藏的完井技术及实施过程进行了分析与描述,以供类似钻完井作业参考。     

低渗致密气藏注超临界CO2驱替机理

为了提高低渗致密气藏采收率,探索研究将CO₂注入气藏中,实验与数模相结合论证超临界CO₂驱替天然气的驱替机理。首先,通过超临界CO₂-天然气相态实验研究CO₂与天然气混合规律。平衡相行为实验定量测定了储层条件CO₂与天然气的物性参数,结果表明CO₂与天然气的物性差异有利于CO₂驱替天然气提高采收率以及封存。超临界CO₂-天然气扩散实验论证了CO₂与天然气混合过程中驱替前沿的混合程度,结果表明CO₂在天然气中的扩散度不高,可形成较窄的互溶混相带,实现CO₂有效驱替。在分析了CO₂与天然气混合特征的基础上,开展致密储层CO₂驱替天然气长岩心驱替实验。实验结果表明,CO₂提高天然气采收率12%,超临界CO₂驱可有效提高致密气采收率。最后,以相态及驱替实验为基础,应用数值模拟方法,建立了长岩心模型,单注单采倾角机理模型及背斜模型,系统证实了超临界CO₂驱替天然气的驱替机理。通过分析认为,CO₂与天然气驱替前沿部分混溶,一方面保持了气藏压力,另一方面超临界CO₂沉降在气藏圈闭下部形成“垫气”提高了天然气采收率。从实验及数值模拟两方面系统论证超临界CO₂的驱替机理,为探索注CO₂提高天然气采收率选区评价奠定了基础。     

塔巴庙地区上古生界气藏产能控制因素分析

鄂尔多斯盆地东北部塔巴庙地区上古生界气藏属致密低渗气藏，加砂压裂是该气藏开发投产的重要方式。测试资料统计表明，气藏经压裂后增产效果显著，90%以上的压裂井层达到或超过工业产能。气藏流体特征研究表明，气藏上部盒_2-3段的天然气是经山₁-盒₁段相对发育的区域性有效垂直裂缝由下部太原组、山西组生烃层运移上来的，表现出盒_2-3段的地层压力系数高和天然气组分中轻烃(CH₄)含量高的特点，使得压裂后高产能井主要集中分布在上部盒_2-3段；气藏试采曲线分析亦表明气藏上部地层能量和产量较下部高。通过气藏地质、测井、测试等资料综合分析研究，认为高含气丰度和适宜的压裂施工规模是气层压裂后获得高产能的必要条件，提出气藏压裂选层应优选上部盒_2-3段河道沉积含气砂体。文章的分析方法对同类型气藏的研究具有一定的指导和借鉴意义。     

元坝气田超深酸性气藏钻完井关键技术

四川盆地元坝气田是近年来中石化发现的一个大型气田,是继普光气田之后天然气增储上产的又一个重点探区。元坝气田超深酸性气藏地质构造复杂,储层埋藏深,钻遇地层复杂,特别是陆相深部地层,属于高研磨性地层,机械钻速慢,钻井周期长。为此,经过多年的钻井实践和技术攻关,引进新工具、新技术,研制专用钻头,优化钻井设计,形成了针对该气藏的6项钻完井关键技术:(1)保证提速、安全完井作业的井身结构优化技术;(2)陆相上部地层气体钻井、陆相深部高研磨地层钻井提效技术体系;(3)气液转换、超深大斜度井及水平井润滑减阻、井壁稳定控制及防酸性气体污染技术等钻井液配套技术;(4)气体介质条件下固井、深井长封固段固井及超高压小间隙固井技术系列;(5)完善了以测量仪器、动力钻具优选及钻具组合设计等水平井井眼轨迹控制技术;(6)适合该气藏衬管完井方式和完井管柱优选技术。现场应用效果表明,系列关键技术有效地解决了机械钻速慢的难题,大幅度缩短了作业周期,实现了7 000 m井深水平井的提速提效的目标。     

底水砂岩气藏注CO2驱气提高采收率机理及埋存效果

注CO₂已被广泛应用于提高油气藏采收率,但有关底水砂岩气藏注CO₂驱及CO₂埋存协同开发的研究较少,气态CO₂和超临界态CO₂驱替天然气的机理和差异尚不明确。为了改善底水砂岩气藏水侵情况和明确气态与超临界态CO₂驱提高采收率及CO₂埋存机理,以X底水砂岩气藏为例,开展了注CO₂驱适宜度评价,提出了X气藏CO₂驱最优开发方案,并对比了气态和超临界态CO₂驱提采机理和效果,最后对注CO₂驱最优方案开展了生产及埋存预测。研究结果表明：(1) X气藏适合进行注CO₂驱,注CO₂提高采收率的最优方案即注采井网为低注高采、关井时机为采出气CO₂浓度达10%～20%、转注时机为地层压力7.5 MPa、压力恢复水平为地层压力7.5 MPa、注气速度为3.5×10⁴ m^...     

浅谈苏里格气田老井开窗侧钻水平井技术

苏里格气田属于“低压、低渗、低丰度”的三低气藏,单井控制储量低,产量递减快。苏里格气田的开
发,大部分区块已经进入稳产中期阶段,部分井由于水淹,套管破损变形而停产,部分井由于产能衰竭,处于间开或
关井状态,给气田的稳产能力提出了极大的考验。文章通过浅析老井侧钻的关健技术,优选侧钻方式,对钻完井工
艺技术和改造技术提出一些见解,为提高苏里格气田老井开窗侧钻速度、降低成本提出技术对策。     

分支水平井钻完井技术在苏里格气田的应用

苏里格气田属低渗、低压气田,水平井开发技术已成为苏里格气田开发的主体技术,针对气田多套气藏发育的地质特点,通过分支水平井钻完井技术研究,进一步提高水平井单井产量,提高开发效率,降低综合开发成本.介绍川庆钻探在苏里格桃七区块首次开展的分层合采和同层合采双分支水平井钻完井先导性现场试验成果,主水平井段和分支水平井段均实现分段压裂增产改造,单井产量是同区域常规水平井平均值的2～3倍,初步形成了适合苏里格气田开发需要的分支水平井钻完井技术,为低渗透油气田经济高效开发探索出一条新的技术途径.     

塔里木盆地和田河气田天然气裂解类型

和田河气田天然气来自寒武系高-过成熟烃源岩,气田大体上呈长条状东西向展布。和田河气田天然气组分具有随C₁/C₂增加C₂/C₃变小、碳同位素δ¹³C₂-δ¹³C₃值变化较大、ln(C₂/C₃)值变化较小的特点。根据目前惯用的干酪根裂解气和原油二次裂解气判识标准,和田河气田的天然气应属于干酪根裂解气。和田河气田东、西部井区天然气干燥系数、甲烷碳同位素值及二氧化碳含量存在明显的差异。伴随晚喜山期和田河圈闭的形成,干酪根裂解生成的天然气以水溶方式自东部高压区向西部低压区运移,由于甲烷在水中的溶解度大于重烃、δ¹³CH₄溶解度大于δ¹²CH₄、CO₂在天然气组分中溶解度最大,造成天然气组分和甲烷碳同位素的分馏,使西部井区天然气具有干燥系数偏高、甲烷碳同位素值偏重、二氧化碳含量明显偏高等特点。     

酸性高温高产气井完井工艺技术研究

中亚南约洛坦气田盐下气藏埋藏深、储层厚、温度高、气产量高、含酸性气体。针对气藏特点,通过优选完井工艺和完井管柱、配套作业设备以实现缩短完井周期、降低完井费用,确保快速、安全上产的目的。10口井 的试油完井作业实践表明,该项完井工艺技术较好地实现了作业目的,并取得了良好的试油成果,单井平均试油完井周期21d,单井平均测试获产150×104m3/d以上,初步实现了钻完井提速,标志着该地区天然气资源快速上产走出了第一步。     

CO2 气藏气井产量递减预测方法的应用

在Fraim 提出的CO₂气藏气井产量递减模型的基础上,结合非线性回归分析方法和CO₂气藏的高压物性随温度、压力变化关系,根据CO₂气藏气井的生产史确定出CO₂气藏单井控制储量和地层参数的计算公式,并应用这些公式计算了花沟气田高53 块井的单井控制储量,从而弄清了花沟气田的储量动用程度,为气田下一步开发决策提供了重要依据。同时还提出了用标准化时间和标准化压力的半对数图是否呈直线作为检验计算结果正确与否的标准,为获取准确的储量和地层参数提供了依据。     

海上低孔渗气田完井技术

对低孔渗气田, 完井是低孔渗气田开发的关键环节。文章借鉴陆上低孔渗气田开发的成功经验, 针对海上低孔渗气田完井的难点, 通过对储层保护、 完井管柱、 诱喷工艺和海上平台压裂为一体的综合性研究及应用, 加深了对海上低孔渗气藏开发的认识。对于海上低孔渗气田尤其需要采取措施提高气井完善系数, 依靠增产改造技术提高单井产能和气田采收率。文章介绍了对某一海域气田适用的低渗漏完井液体系、 一体化完井生产管柱技术、 诱喷工艺、 基于海上平台的压裂等技术研究及应用, 为类似海上低孔渗气田完井提供借鉴。     

裂缝性低渗油藏注气提高采收率实验研究

HH油田为典型的低孔特低渗油藏,部分地层伴有裂缝发育,现面临衰竭式开采后注水开采压力高的难题。通过基质单管岩心驱替实验,探究目标地层进行注气开发的可能性,明确何种注入气体及驱替方式具有较好提高采收率效果。通过基质+裂缝双管并联岩心驱替实验,确定目标地层中微裂缝对提高采收率效果影响。结果表明,CO₂较减氧空气是更好的注入气体,CO₂/水交替驱替是提高采收率优秀的驱替方式;裂缝的存在会严重影响采收率,裂缝+基质双管并联岩心CO₂/水交替驱采收率较单管基质岩心降低27.09%。建议选择CO₂为注入气体,对基质储层或采取改善非均质性措施的裂缝区域采用CO₂/水交替开发,对裂缝性低渗油藏注气开采有一定参考意义。     

CO2的埋存与提高天然气采收率的相行为

CO₂捕集与埋存可实现大气中CO₂的有效降低,但成本高昂,而处于特定温度压力范围的气藏可保证超临界CO₂的稳定埋存,是其理想的埋存靶场。研究认为：气藏中所储存的具有开发潜力的天然气会挤占超临界CO₂的地层空间,影响其稳定埋存;选择适合的超临界CO₂稳定埋存深度,在埋存的同时利用CO₂驱替开采天然气,有利于CO₂埋存并降低成本;在向气藏注入CO₂提高天然气采收率的过程中,CO₂驱替地层天然气的过程是“混相驱替”。根据PY干气藏温度、压力条件,在CO₂与天然气混合体系PVT相态特性实验测试基础上,运用状态方程模拟方法,分析了3种不同流体带特别是超临界CO₂天然气过渡带的偏差系数、地下体积比、密度、黏度的变化,明确了利用气藏实施超临界CO₂稳定埋存与注CO₂提高天然气采收率相互配套的必要性和可行性,并据此给出PY气藏在实施注入CO₂提高天然气采收率技术时,超临界CO₂可行的注入深度和采气压力范围。     

基于物质的量平衡的气藏CO2埋存潜力评估方法

枯竭气藏是进行CO₂埋存的有利场所之一，进行气藏CO₂埋存潜力评估至关重要。基于气藏生产和CO₂埋存采注过程中物质的量平衡原理，考虑气体偏差系数随着温度和压力的变化，依据气体状态方程，建立了气藏CO₂埋存潜力评估模型，分析了采出程度和气体偏差系数对气藏CO₂埋存量的影响。结果表明，采出程度和气体偏差系数越大，越有利于CO₂埋存。结合川中A区块L1井的实际参数进行了CO₂埋存潜力评估，考虑气体偏差系数随储层温度和压力变化预测的CO₂埋存量比传统物质平衡法计算的埋存量高27%。该方法对CO₂埋存潜力评价研究及埋存方案优化具有重要意义。     

南海深水钻完井技术挑战及对策

南海深水区海洋环境恶劣,台风和孤立内波频发,深水钻完井工程设计和作业难度大、风险高。为提高我国深水油气勘探开发技术水平,实现海上钻完井技术研发、工程设计和作业能力由浅水向深水和超深水的跨越式发展,经过十余年技术攻关和作业实践,形成了具有自主知识产权的深水钻完井关键技术体系,首次建立了深水钻完井作业指南、技术标准和规范体系,克服了南海特殊环境条件下的技术挑战和作业难题,满足了深水油气钻完井安全、高效的作业要求,并钻成了最大作业水深近2 500 m的第1批自营深水井,开启了我国油气勘探开发挺进深水的新征程。     

南海某高温高压气田丛式井表层大尺寸井眼防碰技术

海上油气田通常以丛式井方式开发,井数多、井口密集、井槽间距小。南海某气田地层压力梯度变化大、台阶多,其井身结构较复杂,表层?660. 4 mm井段进行集中批钻作业时井眼碰撞风险高。文章介绍了南海某气田表层钻井防碰的技术难点,针对性提出表层大尺寸井眼综合防碰技术对策,并深入分析各项技术的关键点。该项技术在南海某气田表层井段作业中得到成功应用,安全高效地化解了防碰压力,可为以后类似的海上丛式井表层钻井防碰提供技术参考。