红河油田低压易漏地层水平段固井技术

为提高红河油田水平井固井质量,满足后期分段压裂需求,对红河油田水平井固井技术进行了研究。针对红河油田水平段固井技术难点,通过室内和现场试验,优选出了GSJ水泥浆体系,基于实测地层压力与地层破裂压力,进行平衡压力固井设计确定了环空浆体结构,为提高顶替效率,优化了扶正器类型与加放位置,专业软件模拟表明套管居中度＞73%,良好的井眼准备和套管漂浮措施确保了管柱的顺利下入;加长胶塞、树脂滚轮刚性旋流扶正器和关井阀等附件的使用,保证了固井质量。现场应用53口水平井,水泥浆全部返至地面,CBL测井结果表明,固井优良率达81.13%。该固井技术成功应用于红河油田水平井中,保证了固井质量,满足了后期分段压裂的需要。     

塔里木盆地哈得逊油田断裂特征与油气运移

通过断裂分析及构造演化,并结合油气地化指标,综合研究认为,哈得逊油气的总体运移特征为“多期充注,晚期成藏”,即有垂向又有横向。海西末期-喜山期主干断层继承性活动,形成断穿石炭系底部的复活断层及伴生断层,沟通寒武系、奥陶系油源。晚加里东期、晚海西期来自寒武-奥陶系的油气沿羊屋2 井区深大断裂纵向运移,哈得逊石炭系整体南倾,未发育有效圈闭,两期油气均未有效成藏。晚喜山期受南北向造山运动影响,石炭系地层发生翘倾作用,形成有效圈闭。同时,古生界的深大油源断裂复活,聚集在奥陶系古油藏中的油气沿断裂垂向调整至石炭系东河砂岩,并在北倾斜坡的背景下,油气自北向南短距离侧向运移,聚集于哈得逊石炭系圈闭中,形成现今哈得逊油藏。     

伊拉克哈法亚油田白垩系Mishrif组碳酸盐岩孔隙结构及控制因素

伊拉克哈法亚油田Mishrif组碳酸盐岩储层孔隙结构类型的差异性及对其控制因素的认识是制约该类储层分类评价的一个关键问题。综合利用岩芯、铸体薄片、扫描电镜、常规物性、压汞分析等手段及统计分析方法对储层的主要孔隙类型、喉道类型、喉道分布特征进行了研究,确定了孔隙结构划分依据和方案,并划分出了中低孔超低渗细喉型、中低孔低渗细喉型、中高孔中低渗中细喉型、高孔中低渗细喉型、中高孔中低渗细喉型、中高孔中低渗中喉型六种孔隙结构类型,并通过毛管压力曲线的形态划分出了Ⅰ-Ⅴ五类线型;研究区主要发育开阔台地相,并划分出8种储集岩类型,分别是泥晶灰岩、生屑粒泥灰岩、生屑泥粒灰岩、砂屑生屑泥粒灰岩、生屑颗粒灰岩、砂屑生屑颗粒灰岩、介壳类漂浮岩和岩溶建造岩,其中岩溶建造岩储层具有较特殊的网络状孔隙结构。因此,可以认为哈法亚Mishrif组储层主要受早成岩期岩溶作用影响,其早成岩期溶蚀具有明显的相控特征,是孔隙结构差异性的主要控制因素,极大的改善了该套储层的物性。     

准噶尔腹部火山岩风化壳储层特征及其影响因素

文章通过大量岩芯、铸体薄片观察和测井资料分析,对准噶尔腹部石西石炭系火山岩风化壳储层进行了详细地研究。研究结果表明,该火山岩风化壳储层的储集空间主要有基质溶孔、气孔或杏仁体溶孔、角砾间溶孔、微裂缝和裂缝等,其中与裂缝连通的各类溶孔占主导地位;在岩石分布上以集块岩、条带状熔岩、角砾熔岩和致密凝灰岩为主,玄武岩、安山岩和流纹岩则相对较少;储层物性主要表现为高孔低渗,只有裂缝具有较高的渗透率,且裂缝以高角度缝和直立缝为主。研究还发现,岩性岩相、裂缝和风化淋滤作用是影响该风化壳储层的主要因素。区内油层主要聚中在构造高部位、靠近断裂带和有利岩相区域;油层分布在离石炭系风化壳顶面25~150 m的范围内。     

碳酸盐岩铸体薄片面孔自动提取研究

岩石孔隙是储层储集油气的重要场所,通过铸体薄片进行岩石孔隙结构分析对储层质量评价具有重要意义。碳酸盐岩孔隙结构较为复杂,铸体薄片图像中存在大量噪声和干扰因素,致使常规方法面孔提取效果不佳,因此本文引入一种多阈值铸体薄片面孔自动提取方法（ctsPore方法）进行孔隙区域提取和面孔率估计,方法综合利用HSV色彩空间中不同参数提取孔隙区域。本文针对碳酸盐岩储层的特点确定了一套ctsPore阈值参数,以解决溶蚀孔与噪声易混淆的问题。实验以伊拉克A油田中新统 Asmari组A段碳酸盐储层为例对所使用算法进行了效果检验。算法精度和效率分析实验表明,基于ctsPore方法的碳酸盐岩铸体薄片面孔提取误差小于0.24%。全井段铸体薄片分析结果表明,A段储层面孔率范围主要分布在6%~8%,储层较为致密,从上到下A1~A3小层的储层平均面孔率分别为6. 9%、11.7%、5.4%,与储层物性、沉积微相和岩性等纵向分布规律较为吻合。     

哈萨克斯坦科扎萨伊油田优快钻井技术

哈萨克斯坦科扎萨伊油田钻井地质环境复杂,储层位于盐下,钻遇的地层层系多,地层性质差异大,具多套压力系统。钻井过程中发生地层漏失、坍塌、掉块及盐膏层蠕变等复杂情况,严重影响了钻井时效和钻井安全。针对这些技术难题,开展了油田井身结构、井身质量、提速潜力、高效钻头等分析与优化,提出了预弯曲钻具高倾角地层井斜控制技术、混合钻头减震提速技术,以及PDC-孕镶块复合钻头高研磨性地层提速技术。现场应用取得了较好的效果,平均机械钻速提高50%以上,钻井周期缩短28%。     

海上油田开发井钻井优化设计和应用实践

LF7-2油田位于我国南海珠江口盆地LF区块,是一个小规模油田,根据前期探井揭示,上部地层以厚层泥岩为主,极易水化、分散,使钻井液性能变差;起下钻过程中钻具遇卡、遇阻等复杂情况频繁发生;钻头选型不尽合理,易泥包;下部地层以砂泥岩互层为主,岩石致密、可钻性变差,钻具扭矩、摩阻增加,定向钻进时滑动困难,井眼轨迹控制难度大,给钻井提速增效带来诸多困难。根据探井地质情况和岩石力学剖面,利用钻井软件优选平台位置,对开发井井身结构、井眼轨迹、钻柱力学、钻井液、固井等方面进行钻井仿真模拟,制定出科学的钻井设计方案,在直井段采用“牙轮钻头+直螺杆+MWD”钻具开展防斜打直,造斜段使用“PDC钻头+弯螺杆+MWD/LWD”开展复合钻井,水平段采用“PDC钻头+PowerDriver+MWD/LWD”开展旋转导向钻井,实现精准化钻井,顺利完成6口开发井施工。现场应用单井平均机械钻速29.43 m/h,钻井工期191.59 d,工期比设计提前28.41 d,钻井提速增效显著,降低开发成本。通过PowerDriver的近钻头井斜、自然伽马实时测量和传输,减少地质误判,实现对储层顶界面的实时探测,使储层钻遇率达100%,收到较好的经济效益和投资回报,实现小油田的效益开发。     

顺北油田钻井参数强化的提速效果评价

X、Y井是部署在塔里木盆地顺北油田的2口勘探井,X井为钻井参数强化试验井,X井较Y井在实钻中更好地执行了钻井参数强化措施,三开5600~7500 m井段X井机械钻速较Y井提高了119%。对比分析,X井通过配置压力级别更高的地面设备,实钻实现了更高的排量和泵压,X、Y井的钻头冲击力分别为0.73~1.02 kN、0.61~0.85 kN,钻头水功率分别为6.79~11.38 kW、5.37~8.79 kW,机械比能为0.23~2.15 MPa、0.52~3.5 MPa。钻井参数强化的实验过程中,X井获得了更高的井底机械能量与水力能量以及更理想的破岩环境,其机械钻速明显高于Y井,符合钻井参数强化提速的预期。     

曲率属性在河流相储层内部不连续性检测中的应用

河流相砂岩储层内部由于岩性、物性和微小构造变化导致的不连续性特征是阻隔流体流动,影响注采受效的重要因素。因此对这些特征的研究对于油田开发具有重要意义。这类不连续特征在地震资料上通常表现为地震振幅和波形的变化、同相轴的扭曲等,尺度通常小于地震资料分辨率。本文研究了基于曲率算法的储层不连续性特征的识别方法,通过模型正演分析发现曲率属性对于砂体之间不连续性特征具有较高的检测精度。在渤海某油田砂体单元的应用分析表明,曲率属性对于储层不连续性的检测结果与后期生产动态及示踪剂测试结果吻合,验证了该方法的可靠性。该方法技术能够为油田高效开发提供有力的技术支撑。     

辽河西部凹陷曙北地区沙四段薄砂层成因类型及分布规律

为了明确辽河西部凹陷曙北地区沙河街组四段薄砂层成因类型及分布规律,从岩心、测井响应和地震反射特征等方面总结了各类成因薄砂层的识别标志,并预测了各砂层组的砂体展布,探讨了砂体发育的控制因素,总结了沉积模式.研究结果表明,曙北地区沙四段为扇三角洲-湖泊的沉积体系,薄砂层发育水下分流河道、河口坝、低隆滩坝、沿岸浅滩4种成因类型,其中以水下分流河道和低隆滩坝为主.古地貌、古物源和古水深控制了各类砂体的展布.以曙光和兴隆台古潜山一线为界,南部为扇三角洲体系沉积区,主要发育前缘水下分流河道和河口坝;北部（包括低隆区）为无明显水流注入的半封闭湖湾区,主要发育低隆滩坝砂体和灰/云坪,在西侧沿岸局部地区还发育沿岸浅滩.储量区外大面积发育的低隆滩坝砂体,是下一步碎屑岩增储上产的潜在接替区域.