岩石脆性预测在吉木萨尔凹陷致密油勘探中的应用

岩石的脆性是非常规油气藏勘探开发中需考虑的关键岩石力学参数之一。岩石脆,压裂过程中易产生缝网,从而有效改造储层,达到提高单井产量的目的。基于岩石弹性参数的归一化杨氏模量和泊松比方法,是当前广泛采用的可用于地震预测的岩石脆性评价技术,但其结果受归一化参数取值的影响较大,适用性受到影响。利用杨氏模量和泊松比的商作为脆性评价指标,并用大量岩石力学实验刻度,大大提高了岩石脆性判别的可信度。利用地震叠前弹性参数反演,开展吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油岩石脆性预测,指导水平井部署。为保证更好的储层改造效果,在水平井轨迹设计过程中不但考虑了储层物性,还充分考虑了岩石脆性。在优选的有利区钻探水平井,并实施了体积压裂,微地震监测结果显示压裂产生了缝状网,储层改造效果理想。该水平井试油获得了稳定高产工业油流。     

基于仿人智能PID控制器的汽包水位控制

在分析传统三冲量汽包水位调节系统性能不足的基础上,提出了基于仿人智能PID三冲量控制系统的改造方案,对蒸汽锅炉汽包水位采用智能控制思想实现闭环恒值控制。本文介绍了控制系统的主要控制思想以及控制系统的实现。     

警用地理信息系统平台下仿三维地图实现

针对警用地理信息系统建设中地图风格过于陈旧的问题,该文以四川省公安厅相关系统为例,在考虑互联网主流电子地图的制图配图风格与PGIS平台用户体感的基础上,结合ArcGIS Engine二次开发技术设计并实现了警用地理信息系统支持下的仿三维电子地图算法。实际应用结果表明,该算法与百度、高德等电子地图实现的仿三维立体效果趋于一致,且电子地图的配图风格和制图精细化均有较大幅度的提升,为警用地理信息系统平台下仿三维地图的制图技术应用提供了一种新的思路。     

中国煤层气开发存在的问题及破解思路

复杂含煤地层顶板水平井射孔压裂是增加煤层透气性、提升瓦斯抽采效率的关键,而地层结构和射孔位置影响裂缝扩展形态。考虑地层结构特征及射孔位置,建立压裂工程地质模型;基于有限元方法构建数值模型,研究射孔位置、地层条件、垂向应力与水平应力差对裂缝扩展的影响,并进行工程验证,提出施工建议。结果表明：射孔孔眼位置存在全部位于煤层中、全部位于顶板岩层中和部分位于顶板部分位于煤层3种情况。孔眼位于煤层中,裂缝受到界面的“阻隔”作用,对煤层改造有利;孔眼位于顶板,当顶板层理发育,垂向应力与最小水平主应力差大于2 MPa时裂缝能够穿越层理和界面进入煤层,而顶板完整时,应力差大于−2 MPa裂缝即可在孔眼诱导作用下进入煤层,顶板层理和界面对裂缝垂向扩展具有“阻挡”作用,结构完整地层有利于裂缝的垂向穿层扩展;孔眼部分进入煤层,对裂缝起裂、扩展产生明显诱导作用,形成沿界面的水平缝和进入煤层的垂直缝,无论顶板是否完整,都能形成有效改造裂缝。当射孔孔眼距煤层较远、孔眼与煤层间弱面发育、水平应力大于垂向应力或压裂施工规模不足时,建议采用深穿透射孔、分支孔等能够沟通煤层的工程措施,以保证压裂效果。研究结果在陕西韩城某煤矿的井下分段压裂施工中进行了应用,试验孔瓦斯抽采效果良好,可为类似地质、工程条件下的压裂施工提供借鉴。

     

涪陵江东区块三维水平井优快钻井技术 ——以焦页91平台为例

涪陵二期建产区地质构造比一期更加复杂,目的层埋深更深,水平段倾角变化较大,这些客观因素造成钻井施工困难,钻井周期普遍延长。焦页91平台是部署在二期江东区块西南部的边缘井,地质条件复杂,钻井工程施工难度大。本文深入分析了该平台的第1口井焦页912HF井施工过程中遇到的复杂情况以及造成钻井周期长的主要原因,在后续2口井的施工过程中,针对第1口井出现的问题,采取改进堵漏措施,钻头、螺杆优选,优化井眼轨道,配套提速工具,提高钻井液性能,使用旋转导向工具等技术措施,精细施工,取得了良好的效果,钻头行程和机械钻速大幅提升,钻井周期大大缩短,为涪陵二期江东区块钻井施工提供了经验。     

应用地震资料设计水平井轨迹

应用三维地震资料设计水平井的轨迹,用人工合成记录标定层位和岩性并进行精细的构造解释和储层横向预测,对测区速度场进行研究,利用Geoquest 人机联作解释系统编绘层拉平图、转弯测线剖面图,不整合面构造图,各套油层顶面构造图,沿地层倾向设计水平井的轨迹.经两口井钻探,钻遇不整合面的误差0.19%—0.39%,一口井平均钻遇油层204m,相当9口直井的效益.用地震资料设计巷道水平井的关键是油层标定、深度标定和确定油层走向,用人机联作系统绘制水平切片图、反射波振幅图、油层顶构造图,设计了在油层内钻探的巷道井.经钻探,钻遇不整合面的误差0.07%,在真厚度8.23m 的油层内钻进563m.     

南海西部高温高压小井眼水平井钻完井储层保护技术研究及应用

南海西部东方13-1气田D7H井为国内海上第一口高温高压水平井,储层物性以中低渗为主,使用高固相含量的钻井液易堵塞油气泄流通道造成储层伤害,加之海上完井方式制约,高密度钻井液在井眼滞留时间达10 d以上,不可避免地会加剧储层伤害程度。为充分保障该井储层保护效果,室内开展了大量的优选评价实验,优选出适合海上高温高压小井眼水平井钻完井储层保护油基钻井液,分析了高密度钻井液污染储层的机理,研究了返排压差、返排时间与岩心渗透率恢复结果的关系,提出了增加返排压差、延长返排时间提高储层保护效果的措施。实验结果表明：高温环境下高密度钻井液污染岩心后,初始渗透率恢复值约85%,当污染时间达到15 d时,渗透率恢复值骤降至30%,表明钻井液在储层滞留时间越长储层污染现象越严重;相同驱替条件下,渗透率恢复值随时间的延长而提高并趋于稳定;增加岩心返排时的压差有利于提高渗透率恢复值,返排压差达到12 MPa时,钻井液体系的渗透率恢复值可提高到80%以上。现场应用表明,D7H井试井机械表皮系数为0,清喷产量6.0×105 m3/d,超出配产产量近3倍,储层保护效果良好,为后续海上高温高压气田实施水平井进行规模化开发提供了宝贵的借鉴意义。     

隆页2HF页岩气水平井钻井技术研究与实践

四川盆地周缘蕴藏有大面积常压低丰度海相页岩气,依目前的开发成本,储量难以动用,亟需开展低成本钻井工程工艺技术攻关,盘活该类页岩气资源。中石化华东油气分公司在渝东南武隆地区从钻、测、录、固等方面开展了低成本钻井技术研究。通过分析导致钻井成本高的原因,重点从井身结构优化、井眼轨迹控制优化、钻井工具优选、防漏堵漏措施以及测井、录井、固井工艺优化等方面进行了技术研究与现场实践,试验井隆页2HF井由导眼井与侧钻水平井两部分构成,钻井成本较邻井降低了30%,为武隆地区常压页岩气开发奠定了基础。     

河嘉203H含硫水平气井测试工艺实践

河嘉203H井是川东北河坝构造嘉二高压含硫气藏部署的第一口水平井,具有埋藏深、储层压力高、腐蚀分压高、地层易漏失、水平井压井堵漏难度大的特点,通过开展工具优选、管柱结构优化设计、流程优选,并对替浆、放喷油嘴控制及压井等主要工序的施工工艺参数进行研究,形成了河坝嘉二含硫气藏水平井测试工艺技术体系,并在河嘉203H井获得成功应用。