空气定向水平井钻进注气量试验研究

通过对空气正循环水平井的注气量进行实验研究,得出实际注气量应是满足关键点处最小动能时,将井底理论计算压力扩大17倍以后所对应的注气量,这对实际钻井前的设计有很好的指导作用。     

空气定向钻井设计计算方法

根据空气定向钻井特点,将井段按直井段、造斜段及水平段3部分进行分析,详细介绍空气定向钻井设计和计算方法。为更好地应用到工程中,对理论计算注气量进行了流速修正法、地层因素法、井斜经验法和实验修正法4种修正方法的对比。结果表明：综合诸多因素,认为采用实验修正法更具安全性及可靠性。根据干空气或湿空气钻进计算方法确定出携岩“关键点”, 即变截面处。如果存在多个变截面,选择动能最小点作为计算的“关键点”,算出满足“关键点”单位体积最小动能（149.806 J/m³）对应的注气量,然后采用本文的实验修正法得到的注气量,即将理论计算的井底压力扩大1.7倍以后对应的注气量作为实际注气量。     

贯通式潜孔锤反循环气体钻井系统压力分布模型

随着贯通式潜孔锤全孔反循环钻进技术及配套装备的不断发展和完善,其应用日益广泛,用于油气勘探开发气体钻井领域时施工井眼直径和井深大,合理工艺参数的确定十分关键。基于贯通式潜孔锤双壁钻具系统的结构特点,研究建立了中心反循环排渣通道和环状注气通道内压力分布模型,介绍了潜孔锤内部和反循环钻头上压耗计算方法。系统压力分布模型的建立为确定合理注气参数奠定了基础,为高压注气设备的合理选配提供了依据,对保证良好的钻进效果具有重要的意义。      

考虑三向地应力差时不同钻井条件下井底应力场研究

井底压差和三向地应力是钻井过程中影响井底岩石应力分布的主要因素,从而影响钻井机械钻速。主要针对欠平衡、平衡、过平衡和气体钻井4种钻井条件下三向地应力对井底应力分布进行定量研究。在井底岩石力学分析的基础上,建立了考虑正断层模型下的三向地应力、液柱压力和孔隙压力因素时的井底岩石流-固耦合模型,采用数值计算方法进行求解。结果表明,三向地应力差相同时,井底面岩石最大主应力与井底压差无关,井底面岩石最小主应力随井底压差增大而增大;不同钻井条件下井底面最小主应力与水平最小地应力无关,且随水平最大地应力增大而减小;不同钻井条件下井底面最大主应力与水平最大地应力无关,当井底压差存在时,其随水平最小主应力增加而减小后逐渐趋于稳定;当气体钻井时,其与水平最小主应力也无关。针对走滑断层和逆断层模型时的井底应力场尚需进一步研究。不同井底压差和三向地应力时井底岩石应力分布的定量化研究为实际钻井条件下钻头破岩机制研究和快速高效破岩提供理论基础。     

单一地层任意滑移面的最小势能边坡稳定性分析方法

边坡稳定性分析的准确与否是深基坑是否失稳的关键所在。目前常用的计算方法需对滑裂面形状进行假设,且计算过程复杂,往往导致结果精度降低。提出运用最小势能法进行深基坑边坡稳定性分析,不对滑裂面的形状进行任何的近似假定。在对简单的匀质任意滑裂面边坡进行理论分析基础上,通过计算实例进行验证,表明该方法所得计算结果与其他常用方法计算结果比较接近,验证了方法的有效性,而且最小势能法的计算过程非常简单,无需迭代。     

建立涌水量曲线方程的最小残差法

本文在综述了目前稳定流涌水量经验方程建立方法的基础上,根据最小二乘法原理,提出了一种新的方法—最小残差法,并给出了计算实例。计算表明,最小残差法是建立稳定法涌水量经验方程的一种较好方法,计算过程在微机上易于实现。     

气体钻井计算模型及应用软件的编制

气体钻井技术因其钻速快等优点得到广泛的应用，是水平井钻井技术之后另一个钻井技术发展热点。介绍了气体钻井计算模型的建立及其应用软件的编制，结合现场实践，对气体钻井理论模型进行了分析。     

线性回归与最小一乘法

论述了用最小一乘法估计两变数线性回归模型中的参数。计算方法为：通过定点的解法，一般解法，两点法和单纯形法。对于最小一乘解，在实际分析时会出现一些问题，如解的不灵敏性、解的多重性以及突出点的多少对回归线有不同影响等。     

寒冷地区取水工程可能最小径流问题的分析研究

从核电站水文的需要出发，探讨了可能最小径流的含义和主要影响因素，提出了水库取水情况下的“月流量组合分析法”等计算可能最小年流量的计算方法和河道取水情况下“流量分割法”等计算可能最小流量的计算方法，分析了冰期最小流量与最低水位的不一致性和形成原因，说明了寒冷地区河道取水工程的设计低水位需在年内不同时期低水位分析计算基础上的结合水浸冰厚的影响，才能综合分析确定。     

填埋场单井注气气体压力监测试验及预测模型

确定填埋场注气过程中气体压力分布特征可为好氧通风工程提供关键技术和理论支撑。以现场单井注气试验为依托,在渗流力学理论的基础上,开展了不同注气强度条件下气体压力分布监测试验,分析了注气过程中气体压力的径向分布特征,推导了注气条件下垃圾土体内部以解析解形式表达的气体压力预测（analytical gas pressure prediction,简称AGPP）模型;结合现场气体压力监测结果,构建了以注气井压力为核心参数的经验公式形式的气体压力预测（empiricalgaspressure prediction,简称EGPP）模型。试验结果表明：低压注气强度也可以达到良好的注气效果,在较短时间内可以让气体充满注气井周围;通过现场监测数据与AGPP模型、EGPP模型的对比,初步验证了两种模型的可靠性。以上成果为预测和评估好氧通风过程中垃圾填埋场气体压力分布提供了新方法。     

泵注反循环岩屑粒径对最低排量的影响实验

介绍了泵注反循环钻井的基本原理和特点。利用泵注反循环岩屑运移模拟实验装置,以清水为循环介质,对6种不同粒径的岩屑上返所需要的最低排量(流速)进行了实验。探讨了最低排量和循环压耗随岩屑粒径的变化规律。实验结果表明:岩屑上返的最低排量和循环压耗随岩屑粒径的增大呈现非线性的增加,当岩屑粒径超过4.75mm后,循环压耗的增幅加大;岩屑在水平段运移所需的最低排量小于在弯曲段和直井段运移所需的最低排量。实验结果为泵注反循环钻井方法的应用和水力参数的优化提供了依据。     

超临界二氧化碳喷射破碎页岩试验

高效开发页岩气有利于满足日益增长的能源需求,但页岩储层的开发极为困难,超临界二氧化碳作为一种新型页岩气钻采流体,可以有效保护页岩储层,置换吸附提高页岩气采收率,并同时实现二氧化碳的埋存.研发了一套超临界二氧化碳喷射开发页岩气装置,并开展了超临界二氧化碳喷射破碎页岩室内试验.发现超临界二氧化碳射流喷射后岩石强度降低,且射流压力和温度越高,降低幅度越大;本实验条件下超临界二氧化碳射流破岩体积是水射流的1.73~6.51倍,破岩优势显著,井底环境温度对超临界二氧化碳射流的破岩性能有较大影响.表明超临界二氧化碳可显著提高页岩气钻井速度,有望形成一种高效的页岩气开发方法,应用潜力广阔.      

Role of Geomechanics in Assessing the Feasibility of CO2 Sequestration in Depleted Hydrocarbon Sandstone Reservoirs

Carbon dioxide (CO₂) sequestration in depleted sandstone hydrocarbon reservoirs could be complicated by a number of geomechanical problems associated with well drilling, completions, and CO₂ injection. The initial production of hydrocarbons (gas or oil) and the resulting pressure depletion as well as associated reduction in horizontal stresses (e.g., fracture gradient) narrow the operational drilling mud weight window, which could exacerbate wellbore instabilities while infill drilling. Well completions (casing, liners, etc.) may experience solids flowback to the injector wells when injection is interrupted due to CO₂ supply or during required system maintenance. CO₂ injection alters the pressure and temperature in the near wellbore region, which could cause fault reactivation or thermal fracturing. In addition, the injection pressure may exceed the maximum sustainable storage pressure, and cause fracturing and fault reactivation within the reservoirs or bounding formations. A systematic approach has been developed for geomechanical assessments for CO₂ storage in depleted reservoirs. The approach requires a robust field geomechanical model with its components derived from drilling and production data as well as from wireline logs of historical wells. This approach is described in detail in this paper together with a recent study on a depleted gas field in the North Sea considered for CO₂ sequestration. The particular case study shows that there is a limitation on maximum allowable well inclinations, 45° if aligning with the maximum horizontal stress direction and 65° if aligning with the minimum horizontal stress direction, beyond which wellbore failure would become critical while drilling. Evaluation of sanding risks indicates no sand control installations would be needed for injector wells. Fracturing and faulting assessments confirm that the fracturing pressure of caprock is significantly higher than the planned CO₂ injection and storage pressures for an ideal case, in which the total field horizontal stresses increase with the reservoir re-pressurization in a manner opposite to their reduction with the reservoir depletion. However, as the most pessimistic case of assuming the total horizontal stresses staying the same over the CO₂ injection, faulting could be reactivated on a fault with the least favorable geometry once the reservoir pressure reaches approximately 7.7 MPa. In addition, the initial CO₂ injection could lead to a high risk that a fault with a cohesion of less than 5.1 MPa could be activated due to the significant effect of reduced temperature on the field stresses around the injection site.     

页岩气井钻遇破碎地层的井身结构优化设计

页岩气的勘探开发和利用对于优化我国能源结构、促进能源工业快速发展、提高优质洁净能源的自给能力和水平,以及降低大气污染、促进环境保护等方面都有至关重要的作用。解决好页岩气井在钻遇破碎地层后的井身结构优化设计,就能够大幅度提高钻效,节省钻探成本,缩短勘探周期,从而促进页岩气资源的大规模开发利用。本文结合页岩气井的生产实践,就页岩气井钻遇破碎地层后井身结构的优化设计问题,特别是开次、选用孔径、套管规格及其下入深度等方面进行了探讨。     

洛带气田蓬莱镇气藏开发部署优化研究

气藏评价尚未结束之前，开发的早期部署工作非常困难。针对洛带气田蓬莱镇组气藏的开发部署工作，利用目前许多新方法对开发层系划分、采气规模、开发规划、合理配产和井网部署等进行了优化研究，对气藏开发提出了指导性意见，且对类似气藏也具有参考意义。     

海洋天然气水合物钻井的硅酸盐钻井液研究

在海洋含天然气水合物地层中钻进时,遇到的问题有水合物在井底的分解和管线内的再生成,以及井壁稳定和井涌的问题。配制合适的钻井液是解决上述问题的关键。通过大量实验,得到一种加入无机盐和动力学抑制剂的稀硅酸盐钻井液,并通过实验对其性能进行评价。结果表明:配制的硅酸盐钻井液不仅能满足常规钻井液携带岩屑和清洁井眼的要求,还能有效抑制井壁岩层的水化,抑制水合物地层的分解,以及控制水合物在管线内的再生成;因此可以满足深水含水合物地层钻进的要求,确保水合物地层钻探安全高效地进行。     

大庆油田莺深2井钻井设计与实践

莺深2井是大庆油田2008年完钻最深的一口天然气探井。根据松辽地区的特点,在深入分析影响该地区钻井速度和安全钻进的主要因素的基础上,针对不同的影响因素,进行了优化钻井设计研究,主要从优化井身结构、优选钻头和优选钻井工艺方式几个方面对莺深2井进行了设计优化。实钻结果表明,该井创造了大庆油田超过5500 m深层天然气探井钻井记录,并且采用氮气及水包油欠平衡钻井技术取得了勘探突破,中途测试获得低产气流,完钻测试获得工业气流,取得了较好的勘探效果。     

基于煤层气井生产数据的储层含气量校正新方法

勘探实践发现沁水盆地潘庄、潘河区块及鄂尔多斯盆地保德区块煤层气井累计产量远远大于原始计算的地质探明储量。该现象对体积法计算的煤层气资源储量提出了挑战,同时为全面“上储增效”提出了新的方向。在采用体积法计算煤层气储量时,含气面积、含气量的准确性以及煤岩密度与煤层厚度的非均质特征都会对储量参数的准确性产生影响。其中,由于取心测试过程的局限性,煤层含气量的数值常存在一定的误差。本次研究基于鄂尔多斯盆地和沁水盆地的煤层气井生产数据并结合等温吸附实验结果提出了计算储层临界最低含气量的方法(临界最低法)。将校正后的临界最低含气量与实测含气量(基于美国矿业局直接法(USBM)和史密斯-威廉姆斯法)进行对比,并剖析含气量测试损失量的地质控制机理。结果表明:在中低至中高煤阶(R_o=0.7%~2.1%)范围,临界最低法计算的含气量总体高于其它两种方法计算的含气量,临界最低法在中低煤阶至中高煤阶具有较强的适应性。在高煤阶(R_o=2.1%~2.8%)范围,临界最低法计算结果可以与取心测试结果相互验证。总体上,煤层含气量测试(USBM法)损失量受不同煤阶煤岩孔裂隙发育特征、煤体结构、含气饱和度及逸散时间的影响。含气量测试损失量与孔渗发育特征、构造煤发育程度、含气饱和度及逸散时间呈正相关。此外,针对未取心的煤层气井,可以采用钻井岩屑测试等温吸附参数进而利用临界最低法求取储层含气量,为煤层气进一步的勘探开发提供数据基础。     

大牛地气田水平井通井卡钻处理

卡钻的处理方法主要有：通过施加外力如上提、下放钻具转动转盘使钻具恢复自由状态;通过调整钻井液性能、打稠塞、注酸、注解卡剂、反循环等方法使被卡钻具与井壁之间的填充物转移或者破坏;通过反丝钻具打捞甚至套铣起出被卡钻具。大牛地气田DPT-305水平井通井过程中发生一起严重的卡钻事故。通过重浆+清扫液、注酸、注解卡剂、环空憋压等方法处理被卡钻具与井壁之间的填充物;通过固定转盘上下活动来对被卡钻具施加扭矩;倒扣等方式处理这起卡钻事故,最终解卡。总结了事故的成因,分析了处理过程的得失,为以后处理此类事故积累了经验。