无固相抗高温钻井完井液在渤深 6 区块的应用

渤深6潜山为二台阶潜山,压力系数为1．18,地层温度高达180℃,属于孔隙一裂缝性油藏,潜在储层损害因素主要为应力敏感性和固相侵入。推荐选用欠平衡钻井工艺,而且钻井液要有好的抑制性和抗高温稳定性。针对该储层特征,在现场调研和处理剂配伍性实验研究的基础上,通过评价配方的油层保护性能,优选出了用自行研制的抗高温聚合物TV-1作增黏剂的无固相抗高温复合盐水钻井液,并在渤深6—1及渤深6-4井进行了应用。结果表明,该钻井液具有良好的抗温性及油层保护效果,且性能稳定,现场应用简单,易于维护,且携岩性能好,井眼净化能力强,完全满足渤深6区块低压高温油层对钻井液的要求。     

渤海L油田厚层疏松砂岩储层纵向水淹规律地质影响因素实验分析

基于渤海L油田典型厚层疏松砂岩油藏开展了储层韵律性和渗透率级差两大地质因素对厚储层油藏纵向水淹规律影响的实验研究。通过提取典型井组地质参数,建立了均质、正韵律、反韵律、复合韵律等9种韵律性平板可视化实验模型和反韵律模型的4种渗透率级差平板可视化模型。韵律性实验结果表明:在不同韵律性条件下,厚储层油水运动规律特征不同,在初期见水时刻和含水98%时刻,剩余油分布特征各异,最终采收率差异明显。不同级差实验结果表明:厚储层油藏见水时刻临界动用级差大于水淹级差;含水98%时刻,临界动用级差和水淹级差较接近,揭示初始见水时未动用的储层,水淹后的高含水期更难动用。实验结果可以有效指导后续调整井挖潜研究。     

巴楚地区东河塘组致密砂岩储层成岩相研究

根据沉积学和储层地质学原理和研究方法,利用岩石薄片和扫描电镜等测试分析资料,在储层岩石学和成岩作用特征研究的基础上,开展了巴楚地区东河塘组致密砂岩储层成岩相研究。研究认为,东河塘组储层发育6种成岩作用,以压实作用、胶结作用和溶蚀作用为主,成岩阶段为中成岩A-B期。根据视压实率、视胶结率、视溶蚀率及溶蚀量4个参数值和沥青充填情况,将东河塘组储层划分为中等压实中等胶结强溶蚀相（Ⅰ）、中等压实中等胶结中等溶蚀相（Ⅱ）和中等压实中等胶结弱溶蚀相（Ⅲ）等7种成岩相类型,其中Ⅰ-Ⅲ相为有利成岩相。利用测井资料,采用k最邻近分类算法对研究区17口井进行成岩相测井连续自动识别,得出东河塘组上砂岩段储层成岩相以Ⅵ相为主,有利成岩相主要分布在伽2-玉2-巴5井区和群6-BK8-BT4-KT1井区,下砂岩段储层成岩相以Ⅱ相为主,有利成岩相主要分布在伽2-群6-BK8-巴2-康1井区,比上砂岩段更发育。有利成岩相的研究,可为优质储层预测提供地质依据。     

甲酸盐钻井液体系的应用

为了解决钻井安全和保护油气层之间的矛盾。大港石油集团公司钻井泥浆技术服务公司研究出甲酸盐钻井液，该体系由提粘剂，降滤失剂，井壁保护剂，辅助抑制剂和甲酸盐等组成，根据需要还可加入消泡剂，水基润滑剂等处理剂。该钻井液在官109-1，王44，港508等5个断块应用于14口井，收到了预期的效果。应用结果表明，甲酸盐钻井液抑制防塌能力好。能较好地解决油层保护与井壁稳定的矛盾；惰性固体含量低，滤液与地层流体的配伍性强，有利于发现和保护油气层；体系摩阻和固相含量低，剪切稀释性强，有利于降低循环压耗，充分发挥水马力，提高钻井速度，对钻具和套管等的腐蚀小，对环境污染小，对固控设备要求高。现场必须配备好四级固控设备。     

安棚油田H3IV21-3油层高分辨率层序地层特征

以高分辨率层序地层学理论为指导,对泌阳凹陷安棚油田核三段IV油组2^1-2^3。（H3IV2^1-3）小层进行层序地层分析。在层序界面和地层叠加样式研究的基础上,在该层段识别出2个级次（1个中期和6个短期）的基准面旋回,进而以短期基准面旋回为单元建立研究层段的等时层序地层格架,并以此在格架内讨论了研究层段的沉积演化规律。     

羌塘盆地北羌塘坳陷上三叠统巴贡组致密储层成岩作用与孔隙演化

利用物性、铸体薄片、扫描电镜、X衍射及流体包裹体测温等测试分析手段,研究了羌塘盆地北羌塘坳陷上三叠统巴贡组储层的成岩作用特征和孔隙演化过程。巴贡组砂岩总体成分成熟度和结构成熟度中等偏低,物性极为致密。主要经历了压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用,其中胶结物组分主要为硅质、黏土矿物和碳酸盐矿物,溶蚀组分为长石。根据多方面综合分析,巴贡组地层在靠近隆起带的浅埋区处于中成岩B期,坳陷内部的深埋区处于晚成岩阶段。在考虑岩石表观体积变化和压实分段的前提下,进行了不同成岩相的孔隙演化定量计算。压实作用是储层孔隙度减小的首要原因,其次为胶结作用;溶蚀作用和绿泥石衬里的形成对储层有利。      

泰国海湾浅层气钻井难题的解决方案

在泰国海湾浅层气井的钻井和固井过程中 ,遇到了许多难题 ,曼谷油田WP11钻井平台所钻的前 3口井中 ,表层套管对浅气层的封固不理想 ,使用的许多技术都没有获得成功 ,包括使用常规低密度气锁水泥浆 ,双凝防气窜水泥浆 ,注入硅酸钠腐蚀浅气层砂岩等 ,所有的方法都没能控制住气体在上层渗透性砂岩中的运移。针对上述问题 ,开展了相应解决方案的研究 ,对钻井方案和固井施工方案进行了调整。新的解决方案包括用钻井液固结地层以及使用低温低密度气锁水泥浆。对所用配方的粒度分布、气窜控制和短过渡性能进行了优化 ,对钻井技术和固井时间计划进…     

美国提高碳酸盐岩油藏原油采收率现场经验综述

世界油气资源主要来自碳酸盐岩油藏。碳酸盐储层通常为低孔隙度,而且可能含有裂缝。这两种特性,与岩石的润湿性由油湿转变为混合润湿,常常造成油气采收率的降低。一旦采用提高原油采收率（EOR）的方法,所注入的流体就有可能穿过裂缝系统并绕过岩石基质中的原油流动。裂缝系统的高渗透性及低当量孔隙容积,常常导致所注流体的提早突破。通常,采用加密钻井和提高波及效率的方法（主要是封堵产层出气和出水的方法）来缓解这种提早突破,从而达到提高原油采收率的目的。然而,在大多数情况下,仍有占原始石油地质储量（OOIP）40％-50％的原油无法采出。 许多碳酸盐岩油藏的EOR（提高原油采收率）现场试验方案都是参照20世纪70年代早期以来的文献介绍制定的。这些方案证明了各种EOR方法用于碳酸盐油藏的技术可行性。但是,由于油价下跌,许多EOR计划被搁置。本文汇总了美国碳酸盐岩油藏的EOR（注气、注化学剂、以及热力法）现场试验,以期确定下一步评价的主要易变参数和项目设计参数,恢复处于开采中后期碳酸盐岩油藏的活力。 二氧化碳（CO2）驱[连续注入或水、气交替（WAG）注入]是在美国使用的主要EOR工艺。其原因在于二氧化碳的高效价比。二氧化碳EOR法,向主要代表地层中碳的贮藏与螯合的可行性迈出了合理的第一步。尽管EOR化学法,特别是聚合物驱已经在美国碳酸盐岩油藏进行了广泛试验,但相对而言,该方法对总采油量的贡献还很有限。 本文简要概述了当前EOR的实验室工作（如润湿性变化和新型化学添加剂方面）,以及在碳酸盐岩地层中所用的EOR化学方法的现场（如提高注入效率）经验。根据过去的和当前的经验,围绕筛选出可用于碳酸盐岩油田EOR的方法做了简要论述。     

保护储层的无固相压井液

研制出了具有保护储层效果的无固相压井液，其基液配方为0．5％LG－1－1＋0．4％LG－2＋1％小阳离子＋0．1％其它。此外还研究开发出了无机盐增溶剂LG－3，加入LG－3可加宽低成本无机盐的使用范围，很大程度地降低压井液配液成本和单井综合成本。该压井液密度在1．0－2．5g/cm^3之间可调，具有无固相、滤失量低、抑制性强等特点，抗温能力在120℃左右。室内性能评价结果表明，无固相压井液对高渗储层岩心的渗透率损害率平均为4．0％，对低渗储层岩心的渗透率损害率平均为2．9％，说明该体系对储层具有很好的保护效果。     

基于双“泥质指示因子”的砂泥岩薄互层饱和度模型

砂泥岩薄互层的电阻率受泥岩影响,导致直接应用阿尔奇公式计算的含油饱和度偏低.针对砂泥岩薄互层内部沉积结构特征,将储层看作多个不同岩性薄层交互分布的层状介质,考虑层间耦合与层内泥质的共同导电效应,提出了一种横向、纵向双"泥质指示因子"导电等效模型,由此建立了砂泥岩薄互层饱和度计算模型.通过处理分析实际测井资料可知,利用该模型计算的含水饱和度比阿尔奇公式计算结果低10%~20%,更接近于岩心试验分析结果.研究表明,新建立的饱和度模型可降低薄互层层内及层间泥质对含水饱和度计算的影响,适用于砂泥岩薄互层测井资料的处理解释,对于厚砂岩层同样适用.