神狐水合物藏降压开采产气量预测及增产措施研究北大核心CSCD

南海神狐海域是我国最具天然气水合物开发潜力的区域之一,但目前尚未达到商业化开采的产气量水平。采用水合物开采模拟软件TOUGH+HYDRATE,建立了神狐水合物藏的储层地质模型,并在此基础上开展降压法试开采产量历史拟合及长期开采的产量预测,对比分析了直井降压、水平井降压、直井降压联合压裂、直井降压联合注热和直井降压联合井壁加热等增产措施的效果。研究结果表明,神狐水合物藏基于直井降压试采预测的长期开采日均产气量低于商业开采要求,须借助增产措施;神狐水合物藏开采最佳增产措施为水平井降压,其次为直井降压联合压裂。本文研究结果可为神狐水合物藏的开采提供一定借鉴。     

南海北部神狐海域W19井天然气水合物储层类型与特征

针对南海北部神狐海域天然气水合物储层物性研究不系统,储层评价标准不明确等问题,运用岩心观察、激光粒度测试、扫描电镜和XRD测试等方法,剖析了神狐海域W19井天然气水合物储层的岩性、物性特征,并对其天然气水合物储层进行分类和有效评价。研究结果表明：神狐海域W19井处于能量较低且相对稳定的沉积环境,不同储层类型的水合物赋存状态不同;根据W19井天然气水合物岩性、物性及天然气水合物赋存状态等特征,将神狐海域水合物储层分为有孔虫控制型、石英控制型及黏土控制型。该研究可为海洋天然气水合物储层的勘探提供地质依据及理论指导。     

深水天然气水合物连续管水平井钻井井控风险分析

连续管水平井钻井可保证储层钻遇率、增大储层泄油面积、提高开发效率,可解决水合物储层埋深浅造成的常规水平井钻井轨迹控制难的问题。构建了深水天然气水合物水平井钻井井筒温度场计算模型和天然气水合物生成模型,得到了深水天然气水合物水平井钻井井筒温度压力分布,建立了天然气水合物生成温度压力分布图版,得到了天然气水合物生成的温压范围。     

天然气水合物钻探近井地层与井筒热量传递规律研究

在天然气水合物钻探中，井筒温度变化易导致储层水合物分解，产生大量以甲烷为主的气体侵入环空。侵入气体随环空流体上返过程中，当环空温度压力等环境符合水合物二次生成条件时，水合物会在环空大量生成并附着井壁，堵塞环空引发井壁失稳、井喷等事故。文章研究了水合物钻探过程中井筒地层段的温度分布和热量传递规律，研究发现，环空流体温度降低易导致水合物生成，温度过高则会增大水合物储层的分解速率；钻井液入口温度越高，热量由环空传入地层的井段越长，反之越短；相较于低密度钻井液，高密度钻井液对井底温度影响更大；排量变化也会对井筒温度分布产生较大影响。因此，在水合物钻探过程中，通过对入口流体温度、排量和密度参数进行合理调节，避免发生储层水合物失控分解，对于保障水合物钻探过程井筒稳定，实现水合物安全钻采具有重要意义。文章阐明了热流量在井筒中的变化规律，通过计算井筒地层段中各区域换热速率和换热量的大小，为水合物钻探井筒温度监测提供理论支撑。同时也为后续的水合物得到井筒温度变化研究提供参考。     

南海北部神狐海域天然气水合物成藏动力学模拟

为进一步了解南海北部神狐海域天然气水合物的成藏匹配条件,利用典型二维地震剖面,构建了该区的地质模型,并对其进行了天然气水合物成藏动力学的模拟。研究结果表明：神狐海域具备天然气水合物成藏的温度、压力条件;生物气和热解气的资源潜力巨大,满足水合物形成的气源条件;运移条件优越,有利于天然气水合物的聚集成藏。并提出了该区天然气水合物的成藏模式。     

天然气水合物加热分解储层变形破坏规律研究

为避免开采天然气水合物导致储层变形破坏,引起环境灾害,研究加热法开采天然气水合物过程中水合物饱和度、储层物性参数、超静孔隙压力变化对储层变形破坏的影响。建立了反映水合物分解引起储层力学物性劣化规律的热流固耦合模型,基于ABAQUS二次开发功能编写场变量子程序,对南海神狐海域水合物加热开采诱导储层变形破坏规律进行数值模拟分析。结果表明:天然气水合物储层分解区和力学性质劣化区范围随温度升高呈扩大趋势;未采气条件下,储层超静孔隙压力以加热井为顶点随分解影响距离呈抛物线型分布,超静孔隙压力过大是导致天然气水合物盖层变形破坏的主要因素;储层塑性变形影响范围随温度升高逐渐扩大,先出现在水合物储层与盖层、储层与下伏层接触界面。该研究为天然气水合物安全开采提供了借鉴。     

致密气藏压裂水平井温度剖面影响因素分析

由于缺少水平井温度剖面预测模型,且影响温度剖面的主导因素不明确,导致根据分布式光纤温度测试数据反演解释致密气藏压裂水平井产出剖面十分困难。为此,建立了考虑多种微量热效应和裂缝系统传热的致密气藏压裂水平井温度剖面耦合预测模型,模拟分析致密气藏压裂水平井储层温度分布和井筒温度剖面特征,并采用正交实验分析和定量实验分析方法评价不同影响因素对温度剖面的影响程度。研究表明:各因素对致密气藏压裂水平井温度剖面的影响程度由大至小依次为裂缝半长、单井日产气量、储层渗透率、井筒直径、裂缝导流能力、水平段井筒倾角、储层总导热系数;主导因素为裂缝半长、单井日产气量和储层渗透率。温度模型的建立和温度剖面主导因素的确定为致密气藏压裂水平井产出剖面、裂缝参数等定量解释奠定了理论基础。     

弱成岩水合物储层钻井作业扰动效应建模分析

我国海域水合物储量极大，但储层通常埋藏浅、强度低、成岩性差，钻井作业产生的扰动会导致井眼坍塌失稳，影响钻井效率及安全。为此，以南海神狐海域SH2站位为例构建了用于探讨水合物储层钻井作业扰动效应的多场耦合数学模型，并通过钻井液扰动效应试验对数学模型的适用性进行了验证，同时探究了钻井期间近井地带温度、孔隙压力、水合物分解及井眼屈服失稳状况等的扰动演化规律。研究发现：(1)钻井液侵入对近井地带温度的扰动要弱于其对孔隙压力的影响，钻井作业持续不到6 h就可使模型孔隙压力被完全扰动，而钻井24 h仅使井周宽度1.18 m的地层温度受到影响。(2)尽管研究工况下井周水合物最终分解范围达0.408 m,但水合物在钻井初期分解较快，随着钻井作业的持续才会逐渐变缓。(3)近井地带物性参数主要受水合物分解影响，同时随应力变化而改变；水合物分解会使地层强度降低，但会使其孔渗性能得到显著提高。(4)井周塑性屈服区域在钻井过程中会以逐渐降低的速率向外扩展，最终形成环绕井眼且长轴沿最小水平主应力方向的屈服椭圆，最终井眼扩大率达45.96%。研究结果可为深入理解弱成岩水合物储层钻井井壁失稳机制的探讨提供理论支撑。     

全球首次海洋天然气水合物固态流化试采工程参数优化设计

我国南海的天然气水合物(以下简称水合物)90%以上都属于非成岩矿体,常规方法难以开采。周守为院士创新性提出了高效开发该类水合物矿体的革命性技术之一——固态流化法,并在中国南海神狐海域依托国内自主知识产权的技术、装备和工艺等,成功试采了该类水合物。在流化试采过程中,井底射流破碎水合物矿体至细小颗粒并随钻井液向上返出,含水合物固相颗粒在温度升高、压力降低至受施工参数影响的、区别于常规静态相平衡曲线的动态相平衡状态时发生分解,使得环空液固流动变为复杂气液固多相流动,井控安全要求极高,需要对施工参数优化设计。为此,基于目标区块工程地质特征并结合复杂井筒多相流动分析,对该工程参数进行优化设计,建立了复杂介质井筒多相流动、温度、压力以及水合物相平衡、分解理论模型和数值计算方法,通过数值仿真、软件仿真以及实验验证,对不同施工参数下的流化试采井筒多相流动进行了分析,形成了海洋天然气水合物流化试采现场工程参数优化设计方法及方案:井底射流流化井段直径不宜过大,应适当提高钻井液排量、密度、施加井口回压,以保证安全携岩和降低井控风险。该基础理论研究成果为现场施工以及试采产能的提升提供了重要技术保障。     

可燃冰,离成功还差很远

正我国天然气水合物实现商业化开发还很难,在短期内无法对油气市场产生冲击。日前,在距离祖国大陆300多公里的我国南海北部神狐海域"蓝鲸一号"海上钻井平台,国土资源部宣布,我国进行的首次可燃冰(天然气水合物)试采取得历史性突破。截至6月21日14时,我国南海神狐海域天然气水合物试采已连续试采达42天,累计产量超过23.5万立方米。实现     

深水高温高压井钻井液当量循环密度预测模型及应用

深水高温高压井具有井筒温度场变化复杂、钻井液物性变化大等特点,导致钻井液当量循环密度(ECD)难以准确预测。为此,根据南海某研究区深水高温高压井钻井资料,通过PVT测量仪和旋转黏度计研究了深水水基钻井液当量静态密度、流变参数与温度、压力之间的响应特征,并根据实验数据拟合经验模型参数,同时考虑温度和压力对钻井液物性参数的影响、海底增压对井筒流场与温度场的影响,对深水高温高压井ECD计算模型进行完善。研究表明:高温高压环境对水基钻井液物性有较大影响,海底增压泵排量越高,井筒内ECD越高。利用模型对南海ST362-1d井进行实例计算,ECD模型预测值与实测值平均误差仅为0.249%。该研究结果对深水高温高压井水力参数优化设计及井筒压力控制具有一定的参考价值。     

海洋天然气水合物藏钻探环空相态特性

海洋天然气水合物藏钻探过程中,水合物钻屑随钻井液向上返出,随着温度升高、压力降低,水合物钻屑上升至一定位置开始分解,使井筒流动变为环空复杂气液固多相流,这对井下流动安全产生严重威胁。考虑井筒温度、压力与水合物分解的耦合作用与影响,建立了海洋天然气水合物钻井过程中井筒温度模型、井筒压力模型、水合物动态传质分解模型和复杂环空多相流模型。通过模型求解,数值分析了井筒温度、环空压力和水合物分解在不同钻井工况下的变化规律。结果表明:增大钻井液排量,井筒中井底处循环钻井液温度升高,环空中井口处返出钻井液温度降低,分解起始位置下移;增大钻井液密度,环空压力升高,分解起始位置上移;增大钻井液入口温度,井筒温度升高,分解起始位置下移;增大机械钻速,分解起始位置不变。     

大庆油田致密油水平井强抑制防塌水基钻井液技术

针对大庆油田齐家区块致密油水平井钻井过程中存在的井塌、卡钻等问题,在聚磺水基钻井液体系基础上研制出强抑制防塌水基钻井液。室内研究表明,聚合醇和有机硅酸脂的协同抑制作用,可有效降低泥岩、泥页岩水敏性,采用铝基聚合物封堵地层微裂缝,可提高井壁稳定能力。该体系在齐家区块应用5口井,均未出现井壁坍塌和卡钻等事故,平均机械钻速14.5m/h,平均井径扩大率5%,水平段钻进摩阻30~60 k N,有效解决了大庆油田齐家区块致密油藏长水平段水平井钻井中存在的问题,为致密油储层的高效钻进提供了借鉴。     

东海水平井地质导向技术及应用

为提升东海水平井实施效果,针对储层埋深大、储层厚度薄、横向变化快、砂体内部结构复杂的特点,开展了水平井地质导向技术研究,总结了一套适合东海水平井实施的地质导向策略和方法,基于测井、录井等随钻资料,开展地层精细对比,实时预判目的层深度,保障合适井眼井斜角顺利着陆;建立地质导向模型指导水平段钻进,提高水平段有效储层钻遇率,提升水平井实施效果。采用地质导向技术,平均砂岩钻遇率80.3%,平均有效储层钻遇率74.9%,取得了显著的实施效果,对东海后续水平井实施具有较高的借鉴和应用价值。     

海上高温高压天然气水平井临时隔离储层悬空水泥塞技术

南海西部高温高压水平井采取悬空水泥塞临时隔离高温高压储层。水泥塞质量要求高,处于大井斜高温高压井段,水泥塞底部距小井眼储层水平段斜深仅150 m、垂深仅40 m左右。注水泥塞作业对井底的波动压力大,水泥浆防窜和防漏矛盾突出。在高密度油基钻井液环境下注水泥塞,泥饼清洗困难,影响胶结质量。水泥浆用量少,易混浆和被钻井液污染。因此,通过提前转化钻井液、优化注水泥塞管柱结构、提高水泥塞支撑能力、优化前置液、水泥浆和水泥浆附加量、提高顶替效率工艺、优化替浆量精确设计及计量工艺、创新水泥塞管柱内壁清洁新工艺等方面的研究,形成海上高温高压天然气水平井储层临时封井悬空水泥塞技术。该技术在中国南海西部海域莺琼盆地7口高温高压水平开发井中应用,一次注水泥塞成功率为100%,为高温高压大斜度井段、高密度油基钻井液环境以及小井眼复杂工况下悬空水泥塞质量的提升提供了技术参考。     

海上高温高压天然气水平井临时隔离储层悬空水泥塞技术

南海西部高温高压水平井采取悬空水泥塞临时隔离高温高压储层。水泥塞质量要求高,处于大井斜高温高压井段,水泥塞底部距小井眼储层水平段斜深仅150 m、垂深仅40 m左右。注水泥塞作业对井底的波动压力大,水泥浆防窜和防漏矛盾突出。在高密度油基钻井液环境下注水泥塞,泥饼清洗困难,影响胶结质量。水泥浆用量少,易混浆和被钻井液污染。因此,通过提前转化钻井液、优化注水泥塞管柱结构、提高水泥塞支撑能力、优化前置液、水泥浆和水泥浆附加量、提高顶替效率工艺、优化替浆量精确设计及计量工艺、创新水泥塞管柱内壁清洁新工艺等方面的研究,形成海上高温高压天然气水平井储层临时封井悬空水泥塞技术。该技术在中国南海西部海域莺琼盆地7口高温高压水平开发井中应用,一次注水泥塞成功率为100%,为高温高压大斜度井段、高密度油基钻井液环境以及小井眼复杂工况下悬空水泥塞质量的提升提供了技术参考。      

天然气水合物钻采一体化模拟实验系统及降压法开采初步实验

现有的天然气水合物(以下简称水合物)开采技术实验研究通常在较小尺寸的模拟实验装置中进行,由于反应釜样品尺寸较小,导致明显的边界效应且实验结果难以在现场中得到应用,因而研发大尺寸水合物综合开采实验系统刻不容缓。为此,针对我国南海神狐海域泥质粉砂型水合物储层,基于降压法开采思路和工艺流程,研发了一套水合物钻、采一体化模拟实验系统,主要包括主体高压装置、钻采一体化、气液供给、围压加载、回压控制、气液固分离及在线监测、温度控制、数据测控与后处理等模块;利用该系统进行了冰点附近CO_2水合物初步开采模拟实验;基于实验结果建立了数据获取及分析的基本流程,初步获得了在降压法开采CO_2水合物过程中储层的温度、压力场变化以及产气、产水规律。实验结果表明:①该实验系统可模拟实际地质条件制备接近海洋水合物储层的样品,通过电阻层析成像技术实时监测水合物成藏与分布情况;②该实验系统还可模拟钻井、降压开采工艺与过程,实时监测出砂与管道流动等过程中产气量、产水量、产砂量、温度、压力等多个物理参数的变化情况,实现试采全过程的实验模拟。结论认为:①在出口压力一定的情况下,CO_2水合物的产气、产水速率具有很大的波动性;②CO_2水合物分解过程中储层温度分布不均匀,最大的温度降幅为5℃,表明水合物分解呈现出非均一性与随机性。     

水合物钻探井筒多相流动及井底压力变化规律

天然气水合物钻探过程中,破碎后的水合物碎屑伴随钻井液上升到一定位置后开始分解,分解出的天然气使井筒流动变为复杂的多相流,导致井底压力预测困难,甚至可能引发井涌等复杂情况。针对这一问题,考虑水合物分解和相变热的影响,建立了水合物层钻井中的井筒多相流动模型和传热模型。通过对模型的求解,分析了水合物分解临界点和井底压力的变化规律。结果表明,降低钻速和钻井液入口温度,有助于抑制水合物分解,稳定井底压力;增大排量,水合物临界分解位置降低,整个井筒中气体体积分数较小,井底压力较稳定;适当提高钻井液密度控制井底压力能够有效抑制水合物分解。在水合物层钻井时,应对以上参数进行优化,以避免因水合物分解而引发的事故。     

D气田衰竭疏松石英砂岩浅气层漏失机理及防漏技术

衰竭气层具有气层孔隙压力、坍塌压力、漏失压力、破裂压力等较原始值明显降低的特点,并且钻井施工压差相对较高,井漏易发和气层损害是困扰施工安全和工程质量的主要难题,而搞清漏失机理及漏失性质是解决该难题的关键。为此,结合南海北部D气田大位移水平井钻井实践,研究提出了一套衰竭疏松石英砂岩浅气层井漏诊断及防控配套技术,该技术基于衰竭气层现今四压力剖面及水力学分析,结合漏失特征,首先对漏失性质准确研判;在此基础上,兼顾防漏及气层保护需要,从减小循环压耗及ECD值、降低施工压差入手,研发形成无固相返排解堵弱凝胶钻井液EZFLOW-Ⅱ,并依据衰竭气藏现今四压力剖面,大位移水平井井眼清洁、保护气层需要,对钻井液密度及流变性、封堵性和润滑性进一步优化,配合控制钻速、定期短程起下钻、强化固控等工程措施,实现了良好的防渗漏、防压差卡钻以及气层保护效果。该技术解决了南海北部D气田衰竭石英砂岩浅气层大位移水平井井漏及其引发的气层损害难题,相关成果对于类似低压衰竭疏松砂岩浅气层防漏、保护气层工作具有指导意义。