自记水位井进水口防淤措施

对于解决自记水位井进水口防淤问题,近年来,各地通过自记水位井的建设,积累了一定的经验。如斜坡轨道活动井筒、压力式无井自记、悬吊式自记井筒等。但这几种型式在实际使用中,都有一定的适用条件。如:活动井筒和悬吊式井筒,均受特定地形的限制,受冰的影响难以克服;压力式无井自记,其气管排气口要固定在水内一定高度上,对大江河、湖泊、水库较为适合,对含沙量大、河床冲淤变化大、涨落急剧的河流,排气管有被淤堵的可能;固定式(岛式、岸式、岛岸结合式)自记水位井,在北方河流     

井中激电在广元大滩槽子沟多金属矿区的应用效果

1984年在四川广元大滩槽子沟铅锌矿区开展井中激电工作,在地质构造比较复杂的情况下,通过激电测井(地－井和井－地方式)在确定矿层厚度、埋深及延伸方向等方面都取得了一定的地质效果.     

DST－3型井间声波探测和井中声波采油系统在冀东油田的试验

我们研制的ＤＳＴ－３型井间声波探测和井中声波来油系统，用于油气田井间层析成像，分辨率高、可检测度高；用于油层井中震动来油，功率大、作用范围大。该系统在冀东油田投入高１０４－５井和高１０５－５井试验，取得了２１０ｍ井间距、１８５４．１ｍ—１８９０ｍ深部油层上较高质量的井间数据，经ＣＴ处理，获得了井间声波层析成像剖面。高１０４－５井１８６７．６ｍ—１８８４．８ｍ含油层经过１３个小时井下声源震动解堵，这口原已不出油停产的井竟然出现原油自溢流出井口，后下泵抽油恢复产能。试验效果证实了系统的可靠性和实用性，显示该系统将会在油气田开发和开采中发挥特殊作用。     

沁水盆地寿阳区块煤层气井高产水影响因素

为揭示沁水盆地寿阳区块煤层气井产水异常高的主控因素,对该区的区域水文地质条件、煤层与顶底板及其含水层岩性组合关系以及不同压裂工艺对煤层气井产水特征的影响进行了系统分析,指出了导致寿阳区块煤层气井高产水的地质风险和工程风险,并提出了相应的规避措施。研究结果表明:压裂施工排量过大(7 m3/min)形成的压裂缝高过大,沟通了煤层附近的含水层,这是导致煤层气井高产水的直接原因;煤系地层中发育的高角度裂缝性含水砂岩层以及断层是导致煤层气井高产水的关键地质风险。此外,顶底板岩性厚度以及区域水文地质条件也是造成该区煤层气井高产水的重要因素。因此,降低压裂施工排量、规避围岩中的高角度裂缝性含水层、远离断层、选择厚层的顶底板泥岩发育区是降低煤层气井高产水的重要手段。     

深筒式消力井水力特性试验研究

结合一个深筒式消力井工程的水力学模型试验,说明在高水头、小流量条件下,当水流从管道水流转换为明渠水流时,深筒式消力井是一种合理、可行的消能措施.深筒式消力井能承受输水管道很高的水头,与消力井进水管上安装有控制阀门密切相关.结合理论分析说明,输水管道的压力水头大部分耗散或损失在阀门处,阀门是消力井工程的关键部位,其开度应随压力水头的变化而变化;试验表明消力井出水管出口处的流速呈外弯大、内弯小的流速分布.     

Y—150型液动冲击器简介

在水文水井钻进以及城建基桩孔施工中,要求提高大口径及其基岩类硬地层的钻探效率。目前普遍认为有效的方法是采用气动冲击器(潜孔锤)钻进。然而此种钻进方法虽具有钻进效率高,钻进所需压力小,减小孔斜效果却需要较大风量和压力的空压机才能正常工作(一次性投资较大)以及在富水地层对潜孔锤工怍有影响.为此,地矿部勘探所在小口径液动冲击器研制成功并     

群井开采条件下各向异性含水层渗流规律研究

根据有限差分方法 ,编制了承压含水层渗流模拟软件。对某水源地在群井开采情况下地下水渗流动态进行数值模拟。模拟结果显示 ,位于高渗区的井 ,压降漏斗较其它井大 ,压力下降快。当地层中存在裂隙时 ,平行裂隙方向压力下降比垂直裂隙方向要快得多。抽水初期 ,地层压力下降很快 ,以后 ,压力下降逐渐变缓 ,位于低渗透区的井逐渐不能满足流量要求。因此做好地下水资源规划十分重要。     

杭州湾富浅层气区工程超前排气井井距优化研究

对遭遇浅层气灾害地质的工程,一般防治措施多为建设前期布设超前排气井进行控制性排气。深入了解排气过程中气藏内部的气水运移规律,对于排气井井距的设计和高效率排气有重要意义。基于非饱和土两相渗流原理和杭州湾富浅层气区的典型概化地质模型,利用数值模拟方法研究了有控排气条件下气藏内部气水界面运移过程,探讨了影响超前排气井布设的因素,提出一种井距优化方法,并在实际工程中应用。结果表明：不同井口排气速率下,气藏内部气水分布形态与气体排放效果显著不同;工程超前排气井井距的设置可以淹井时间最长和剩余气藏厚度最小进行优化;原始气藏压力是影响井距优化的最显著因素,而储气层下部渗水系数、气藏厚度等并不影响最优井距的确定;调节井距对改善竖向排气井的排气效果随原始气藏压力系数减小而减弱;原始气藏压力系数大,井距适当减小,反之,可适度增加;对于气藏压力系数小的工程,建议发展水平排气井布设技术,以改善排气效果。此外,工程超前排气井的井距设置还应考虑与建(构)筑物的合理安全距离,达到高效、安全和避免投资浪费的目的。     

承压自流水稳定静止水位计算方法

我国许多自流水盆地,压力水头喷出地面数米,直到数十米之多。如水头低于塔(井)架高度时,一般多用接管法观测其稳定静止水位,但当水头高出塔(井)架时,接管法则无法进行。为此,必须采用特制的接头安装压力表观测水头压力值。若水头较高,井内止水又不严格,此时,极易造成承压水沿管壁、孔(井)壁间的环状空间喷出地面,冲毁井口,甚至报废机井,同时,一些生产单位又感到施工上繁杂与不便。所以,有些单位对某些自流水井至今不知其确切稳定的静止水位。它不仅关系到水文地质     

不稳定试井方法评价油气藏特征研究

(一) 在石油和天然气的勘探与开发中,估计油气藏的特征,特别是边界和储量,是一个十分重要的问题。伴随着计算机和电子压力计的应用,不稳定试井方法(通过改变油气测试井的产量,测量由此而产生的井底压力变化)已成为现代评价油气藏特征的重要手段之一。 目前国内不稳定试井方法研究基本限于求取井筒附近地层参数(如渗透率、流动系数、表皮系数等),国外对试井分析中的探边问题虽然进行了不少研究,某些公司广告也涉及到边界问题,但未见其实际应用。     

高15-19井“上喷下漏”井段的处理方法

高15—19井主要表现在上部的高压力溢流层与下部低压力的漏失层压力极为相近,压力窗口小;通过采取一系列的技术措施,最终在安全的前提下完成了本井的施工任务,并在“上喷下漏”长裸眼井段施工的处理方面积累了一定的经验。     

长庆油田小套管二次固井工艺技术研究与应用

针对长庆油田?139.7 mm生产套管中下?88.9 mm小套管二次固井环空间隙小、固井施工压力高,水泥环薄、密封完整性难以满足后期措施需求,固井前井筒界面环境差、二界面水泥胶结不佳等技术难点,通过技术创新及改进,研制出适用于小套管二次固井的低摩阻耐压防漏水泥浆体系、热固性树脂水泥浆体系,结合自主研发的界面增强型冲洗液和固井压塞液体系,形成一套长庆油田小套管固井工作液体系。优选性能可靠的固井配套工具,优化小套管固井管串结构,按照平衡压力固井原理,采用一次上返固井工艺,总结出了一套小套管二次固井工艺技术。现场应用10口井,固井质量优良率95%,增产效果显著,为长庆油田老井增潜挖效及套损井治理提供了有力的技术支撑。     

资源条件与煤层气垂直井产能关系——以沁水盆地南部樊庄与潘庄区块为例

以沁水盆地南部樊庄和潘庄两区块煤层气垂直井勘探开发资料为基础,运用数值分析方法,分别研究了两区块煤层气井的含气量、资源丰度、含气饱和度、临储压力比与对应的平均日产气量的关系。结果表明:在樊庄、潘庄单个区块内,在忽略开发工艺对煤层气井产能影响的条件下,含气饱和度、临储压力比对煤层气垂直井产能影响均比较大;在樊庄和潘庄共同所在的区域范围内,临储压力比对煤层气产能的贡献最大。      

地层压力预测技术的应用及效果分析

利用地震、地质、测井资料,配合录井、实钻、测试等结果,建立比较准确的地层孔隙压力预测剖面（孔隙压力随井深的变化规律）。在此基础上,结合地层层序的变化,分析其纵向上的变化规律及成压机制,划分压力系统,并分压力系统或分层位确定孔隙压力变化的上下限,为探井或开发井优化井身结构设计和平衡压力钻井及油气层保护提供可靠的依据。在胜利探区推广应用地层压力预测技术以来,已为近２００口探井提供了地层压力预测剖面,较     

井斜角对裂缝特征参数统计的影响及其意义

井轨迹对裂缝钻遇率有重要的影响。以某裂缝性碳酸盐岩油藏为例,利用100余口井的FMI资料按照小斜度井（包括直井）和大斜度井（包括水平井）分组分别统计裂缝的平均倾角、裂缝密度参数,并与不考虑井斜角利用所有FMI资料统计的结果相互对比,以分析井斜角对裂缝倾角、裂缝密度参数统计的影响。结果表明,按小斜度井钻遇裂缝统计的裂缝平均倾角和裂缝密度均明显低于按大斜度井和所有井未分组钻遇裂缝的统计结果;因此,小斜度井钻遇高角度裂缝的几率明显低于大斜度井。这一结论具有三方面的意义：对于本文中某裂缝性碳酸盐岩油藏,目前主要为直井和小斜度井钻遇的G-H层,应部署水平井进一步评价其油气勘探潜力;为更准确地统计高角度裂缝性储层的裂缝倾角并客观地评价裂缝密度,应尽量利用井轨迹垂直于裂缝走向和主要裂缝面的水平井钻遇的裂缝来分析统计;对于同类高角度裂缝性油藏的勘探评价和开发,应尽量采用大斜度井和水平井并确保井轨迹垂直于主要裂缝面。     

利用包裹体PVTx和PetroMod盆地模拟系统反演鄂尔多斯盆地上古生界古流体压力

包裹体捕获压力反映了油气藏形成时的流体压力,对于成藏过程具有重要的指示意义。本文尝试结合包裹体PVTx相态模拟及Petro Mod盆地模拟两种方法反演鄂尔多斯盆地上古生界古流体压力。以鄂尔多斯盆地天环凹陷地区布1井为例,利用包裹体PVTx相态模拟得到布1井2个包裹体样品均一温度及捕获压力分别为98.2℃,34.38MPa和121℃,30.01MPa。由Petro Mod盆地模拟生成布1井的热演化史及古流体压力史,将二者结果结合推导出包裹体形成时间。结果表明,鄂尔多斯盆地天环凹陷地区主要成藏时间为122~100Ma(晚白垩世)。结合烃源岩生烃史,推测包裹体流体形成于上古生界烃源岩快速生烃阶段,对应成熟度范围约为Ro≈0.68%~0.76%。     

大庆油田高密度油包水钻井液技术研究与应用

针对大庆油田朝503区块地层压力高、地层流体活跃、水平井施工难度大的特点,通过室内实验,将原有的低粘高切油包水钻井液体系配方进行了改进完善,使其在密度上限达到2.00 g／cm^3时,油水比可控范围90∶10～75∶25,仍然具有良好的流变性、电稳定性和沉降稳定性。经过在朝42－平125井的应用,满足现场的施工要求,保证了井下安全。     

气举反循环钻进技术在煤矿瓦斯抽排井中的应用

针对大直径工程井施工,采用正循环先导孔钻进,分级扩孔成井方法,井壁与钻具环状间隙大,泥浆上返速度低,排渣困难,岩悬屑重复破碎,钻头泥包严重,钻进(扩孔)效率低及护壁对泥浆性能要求高,泥浆维护成本大等问题,研究了一套大直径工程井气举反循环钻进工艺及配套钻具。通过工程实例,介绍了大直径气举反循环钻具、机具配套、钻进工艺等。同一项目中的对比试验表明,利用气举反循环工艺与常规正循环工艺进行的机械钻速提高74.3%,碎岩效率提高了2.56倍,井身质量得到保证,为今后大直径工程井高效、低耗、安全施工提供了经验。     

地震压力系数预测在深层天然气勘探中的应用

地层孔隙压力是油气层能量的反映,是油气在储层流动的动力,准确预测地层压力对油气勘探开发尤其是深层天然气有着十分重要的意义。针对歧口凹陷异常超压发育普遍,但空间分布规律井网无法预测的问题,利用地震资料结合测井、地质信息进行压力系数预测,主要分为3个步骤:(1)从多井泥岩段测井曲线出发,利用多项式拟合出正常压实层速度;(2)结合本地区地质认识建立地质框架并进行井约束地震反演,获取准确层速度体;(3)利用衍生Fillippone法计算地层的压力系数。歧北斜坡的滚动勘探证实,压力系数预测结果具有误差小、准确度高的特点,为深层天然气勘探提供有力依据。     

西湖1井钻前地震压力预测

西湖1井是准噶尔盆地南缘深部地层进一步油气勘探研究提供基础资料而部署的一口风险预探井。该井钻探构造高陡,钻遇断裂多,地层变化大,钻前地层压力预测更为重要。在地震地质解释研究的基础上,综合分析了工区内已钻的异常压力分布情况和形成机理,确定了本区地层压力的经验公式。通过对地震速度研究,建立三维速度场,进行层速度反演,提取井点地震速度。正确地估算了西湖1井的地层压力,为井身结构工程设计提供了依据,确保了钻井的顺利,地层压力预测结果与完钻后地层压力测试一致。