辽河油田沈95块储层伤害研究

针对辽河油田沈95块油藏储层渗透率低、原油凝固点高的特点,对该区储层的岩矿特征、孔隙结构及流体物性、敏感性、水驱特征等进行了实验分析和开发实验技术研究.认为目前造成储层伤害的主要因素有:原油中石蜡析出造成油井井底附近地层渗透性下降;注入水水质差引起注水井近井地带的储层伤害;颗粒运移主要造成地层深部伤害及细菌堵塞、地层敏感性伤害等.并在大量实验的基础上结合前人研究成果,提出了相应的改善方案和建议.     

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。     

地热回灌井井底压强新解

前人对地热回灌井的井底压强评价主要通过水位和井内水温、密度分布进行相对静态计算。为了更客观地研究井底压强计算,该文进行了更全面的分析。当在对模拟地热回灌井的尾水出水口压力进行计算时,发现了尾水对下部水柱产生13.07 m水柱当量压强,并结合估计的回灌平衡状态下井内温度(密度)分布,计算出井底压强及其他相关数据,并与静井状态进行了对比,认为在回灌井结构不变的前提下,井底的压强主要由尾水出水口压力、动水位和温度(密度)分布共同决定。     

煤层气井排采初期井底流压动态模型及应用分析

井底流压是影响煤层气井产气量的关键参数之一,如何控制井底流压的变化来提高煤层气井产气量是值得考虑的问题。基于平面径向渗流理论,建立了外边界无限大,内边界定产与非定产条件下井底流压2种动态预测模型,揭示煤层气井排采初期在定产条件和非定产条件下井底流压变化规律。研究结果表明:在定产条件下井底流压随排采时间的增加按负对数函数规律降低;非定产条件下井底流压随排水量的增加呈负线性函数规律降低。利用预测模型对沁水盆地柿庄南区块6口煤层气井排采前期的生产动态进行预测分析,预测结果与实际结果拟合程度较好。      

准噶尔盆地玛页1井长筒取心技术

玛页1井是新疆油田股份公司在准噶尔盆地西部隆起乌夏断裂带部署的一口风险探井,目的是探索风城组页岩油和常规高孔火山岩油藏的勘探潜力,全井设计取心275 m,实际取心445 m,该井具有取心井段长、致密泥岩地层取心效率低、裂隙发育段易堵心等特点。针对该区域地层特点及玛页1井长井段取心面临的技术难点,通过应用KT216型钻具长筒取心技术,配套井底动力高转速驱动金刚石钻进工艺,与邻井相比,玛页1井长井段取心钻进综合效率提高1.79倍,连续取心长度445 m,单回次取心长度41.97 m,创该区域历史最高纪录,可为后续该区域长井段连续取心实施提供参考和借鉴。     

1979~2013年西北太平洋地区海平面气压场季节转换时间的变化分析

采用1979~2013年NCEP/NCAR再分析资料,借助线性趋势、距平、累积距平、Mann-Kendall突变检验及Morlet小波等方法分析了西北太平洋地区海平面气压场季节转换时间的长期趋势和多尺度周期变化特征。结果表明:海平面气压场一年中存在两次季节转变,20°N~50°N海平面气压场冬夏季节转变的时间在第20候左右,而夏冬季节转变发生在第51候。并且海平面气压场的季节转换时间存在纬度差异与经度差异。通过趋势分析,发现海平面气压场由冬季型转变到夏季型的时间存在显著的趋势变化,并且在近35年内是趋于提前,其气候倾向率为-0.33候/10 a;夏季型转换为冬季型的时间趋于延后,气候倾向率为0.25候/10 a。季节转换时间的Mann-Kendall突变检测结果表明,海平面气压场由冬向夏的转换时间在1997~1998年间发生了突变;夏季型转换为冬季型的时间尚未发现显著突变。最后通过对季节转换时间的小波分析与小波功率谱的显著性检验得出,冬夏季节转换的时间具有显著的15 a周期变化;夏冬季节转换时间8 a周期振荡最为剧烈。     

沁水盆地郑庄区块北部煤层气直井低产原因及高效开发技术

为了实现沁水盆地郑庄区块北部深部煤层气高效开发,通过深入分析煤储层地质条件和开发资料,并对比浅部煤层气开发数据,以含气量评价资源为基础,综合储层渗透性、地解压差,煤体结构和地应力状态等评价煤层气采出难易程度,明确郑庄区块北部煤层气井低产原因,并提出高效开发的适应技术。结果表明,郑庄北部煤层含气量整体较高,在20 m3/t以上;郑庄北部绝大部分地区裂隙发育指数均小于140,渗透率极低;绝大部分地区地解压差大于6 MPa,导致煤层气井有效解吸范围小,宏观解吸效率低;绝大部分地区煤层中碎煤比例在0.7以上,导致水力压裂裂缝较短;垂向应力大于水平应力,为大地静力场形地应力,水力压裂易形成垂直裂缝,裂缝延伸较短。极低的渗透率、相对较高的地解压差、高碎煤占比和大地静力场形地应力状态耦合导致郑庄北部煤层气开发效果较差。仿树形水平井采用人工井眼实现煤层密切割,缩短了煤层气、水渗流距离,利于实现协同降压增产,有力克服了高地解压差的不利影响;同时采用人工井眼代替压裂裂缝,解决研究区水力压裂造缝短的难题,取得了产量突破,但存在不利于排水降压和井眼易垮塌的风险,且其成本高、收效低。L形水平井密切割分段压裂技术克服了仿树形水平井不利因素。与直井相比,L形水平井成本增加2倍,但煤层气产量增加近100倍;且L形水平井与仿树形水平井产量相当,但其成本仅是后者的 40%。由此可知,L形水平井可以实现郑庄北部深部煤层气的高效开发。      

三区复合凝析气藏多分支水平井压力动态特征

钻井技术的发展使多分支水平井应用于海上凝析气藏开发。根据凝析气藏开采过程中的相变特征,将气藏划分为3个区:Ⅰ区为油气同流区,Ⅱ区为气体流动、油不流动的过渡区,Ⅲ区为纯气区。建立三区复合凝析气藏多分支水平井的解析模型,采用点源函数、Fourier有限余弦积分变换、Green函数等方法求解模型,利用MATLAB软件绘制井底压力特征曲线,分析凝析气藏多分支水平井的渗流规律,对相关参数进行敏感性分析。结果表明:凝析气藏多分支水平井的渗流过程划分为9个阶段;应力敏感效应使第二径向流阶段后的压力特征曲线逐渐上翘;分支井长度增加,分支井线性流持续时间变长;分支井间距减小,两分支井间的压力波相互干扰,导致第二径向流水平段缩短;分支井数量减少使早期的压力特征曲线向上偏移;相邻两区流度比越接近1,曲线后期上移越明显;区域半径影响径向流阶段持续时间。该模型能更准确地模拟凝析气藏多分支水平井的生产动态,为凝析气藏开发提供指导。     

深井钻进时井底参数自动遥控系统研究与探讨

利用地面仪表显示的井底数据来指导和优化钻井工艺和操作流程是钻井工程常采用的做法。然而有些井底数据与井底的实际情况有较大差异,井越深,这种差异越大,特别是超深井钻进时更是如此,最终会影响钻井技术经济指标的提高。因此,如何准确测量井底参数并传输到地表进而对这些参数进行相应调控是深井安全高效钻进急需解决的关键难题之一。本文介绍了俄罗斯研究人员提出的深井井底参数自动遥测和控制系统,对井底钻井液压力、井眼方位角、顶角和钻头轴载等井底参数测量、组合传输和自动控制细节进行了分析。这些自动测量和控制系统的设计思想和实施方案对今后我国深井、超深井特别是计划中的13000 m特深井钻进具有一定的参考价值和借鉴意义,值得我们关注。