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2023油气田勘探与开发国际会议

作者：杨赟许朝阳彭炽韦海防赵文庄李婧高永伟仵磊中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院低渗透油气田勘探开发国家工程实验室西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室

随着石油勘探与开发向边缘、深部复杂地区和非常规资源的发展,窄密度窗口、高井控风险等钻井问题越来越突出。对于窄安全密度窗口地层,控压钻井能有效降低钻井作业难度和井控风险,但现有控压系统在无井底压力测量数据条件下的实时分析... 详细信息

随着石油勘探与开发向边缘、深部复杂地区和非常规资源的发展,窄密度窗口、高井控风险等钻井问题越来越突出。对于窄安全密度窗口地层,控压钻井能有效降低钻井作业难度和井控风险,但现有控压系统在无井底压力测量数据条件下的实时分析计算能力有限,无法实现准确的控压作业实时分析计算与控制决策推荐。因此,基于现场工程录井、控压实时数据,建立了自动判断控压钻井作业工况的分支判断树,实现了9种钻井工况的实时识别;从环空液固两相流动特征着手,耦合井筒压力和地层流体侵入量,建立了控压钻井过程中的环空压力分布预测模型,实现了井口回压预控值的计算、确定和推荐。在理论研究基础上,开发了控压钻井实时分析计算及控制决策软件,现场测试和验证表明,控压钻井过程中可以自动识别钻井工况和井下复杂,软件立管压力计算值与实测值之间的平均误差为1.88%,基于安全作业条件的井口回压预测值与实控值符合率达到89.8%,实现了基于工程参数的控压钻井实时分析计算与控制决策,提高了控压钻井井口回压控制的可靠性和时效性。

关键词：控压钻井井筒流动实时分析计算控制决策

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动态图像法检测压裂石英砂支撑剂粒度粒形

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石油钻采工艺 2023年第3期45卷 332-339页

作者：艾信刘广胜陆梅刘天宇田发国吕海燕杨晨中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司油气工艺研究院低渗透油气田勘探开发国家工程实验室中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第七采油厂

为了解决水力压裂石英砂支撑剂粒度粒形人工检测效率低、随机误差大且无法在线检测等难题,引入动态图像检测方法,不仅可以同时测量颗粒粒度、粒形,还为支撑剂在线检测开拓新思路。首先开展了石英砂动态图像处理算法研究,实现了石英砂图... 详细信息

为了解决水力压裂石英砂支撑剂粒度粒形人工检测效率低、随机误差大且无法在线检测等难题,引入动态图像检测方法,不仅可以同时测量颗粒粒度、粒形,还为支撑剂在线检测开拓新思路。首先开展了石英砂动态图像处理算法研究,实现了石英砂图像中的颗粒提取及分析计算,精准求得石英砂粒度粒形参数,并设计了测试系统;其次与传统筛分法、电镜法等测量手段对比测试了20/40目、40/70目、70/140目等3种常用支撑剂,测量效率提高近200倍,重复性误差在1.7%以内,准确性误差在1.5%以内。结果表明,动态图像法可以解决人工检测效率低、随机误差大等难题,并可将检测系统安装在石英砂制备生产线上或水力压裂施工现场,实现在线测试,全面提升压裂入井材料质量管控水平。

关键词：非常规油气勘探开发工程技术低渗透油藏水力压裂支撑剂视觉粒度圆度

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水平井管外环空封堵技术研究与应用

水平井管外环空封堵技术研究与应用

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2023油气田勘探与开发国际会议(2023IFEDC)

作者：武月荣陈文斌魏克颖王坤蒋文学王宏彦王瑞川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院低渗透油气田勘探开发国家工程实验室长庆油田分公司油气工艺研究院中国石油长庆油田分公司采气三厂中国石油长庆油田第五采油厂陕西省西安市高陵区机械制造总厂

针对水平井固井水泥环薄厚不均,储层改造过程中经历井筒试压、射孔、压裂施工等多个作业环节导致射孔段附近水泥环完整性遭到破坏,部分目标段在压裂改造过程中出现段间窜通,致使目标段改造强度不足或无效的问题.借鉴暂堵压裂过程中暂堵... 详细信息

针对水平井固井水泥环薄厚不均,储层改造过程中经历井筒试压、射孔、压裂施工等多个作业环节导致射孔段附近水泥环完整性遭到破坏,部分目标段在压裂改造过程中出现段间窜通,致使目标段改造强度不足或无效的问题.借鉴暂堵压裂过程中暂堵剂优先进入优势通道的理论依据,结合水平井固井完井分段压裂工艺特点,研发了一种段间管外封堵剂,能有效封堵水泥环裂隙,形成了一套水平井管外环空阻隔治窜技术,从而提高水泥环封隔能力,达到各段充分改造的技术目标.现场探索性试验3口井,封堵剂加入后井口压力平均升高12.3MPa,施工过程顺利,微地震监测封堵效果明显.

关键词：水泥环完整性水平井管外环空

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精细控压排气降密度技术在蓬莱气区的实践

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钻采工艺 2024年第3期47卷 42-48页

作者：胡弼文江迎军买买提吐尔逊·塔里甫唐贵赵文彬李赛何贤增中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院油气钻完井技术国家工程研究中心欠平衡/气体钻井实验室中国石油川庆钻探工程有限公司新疆分公司中国石油西南油气田公司开发事业部

蓬莱气区储层埋藏较深,极易出现“喷漏同存”的复杂情况,常规钻井技术条件下,井筒压力波动较大,处理复杂时间较长且在处理过程中易造成二次复杂,故现在多选用精细控压钻井技术处理同井段存在多压力系统和窄安全密度窗口的问题。针对上... 详细信息

蓬莱气区储层埋藏较深,极易出现“喷漏同存”的复杂情况,常规钻井技术条件下,井筒压力波动较大,处理复杂时间较长且在处理过程中易造成二次复杂,故现在多选用精细控压钻井技术处理同井段存在多压力系统和窄安全密度窗口的问题。针对上述问题,文章介绍了精细控压钻井技术的控压排气降密度方法,通过精细控压钻井技术控制井底压力微小于地层压力,让地层流体有控制地进入井筒并释放,以重建安全密度窗口,并将其在该区块实际应用效果跟常规钻井技术进行了对比,不仅减少了复杂处理时间,提高了钻井作业效率,而且有效降低了复杂处理过程中的井控风险,验证了该技术的可行性,其显著提升了钻井过程中控压排气降密度效率和安全性,建议后续在蓬莱气区进一步推广应用该技术。

关键词：蓬莱气区精细控压钻井技术控压排气降密度

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鄂尔多斯盆地庆阳气田上古生界气藏气水分布主控因素

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特种油气藏 2025年第1期32卷 88-97页

作者：夏辉王龙李娅张道锋张园园朱望明张伟刘平中国石油长庆油田分公司陕西西安710018 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室陕西西安710018 中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司陕西西安710021

庆阳气田上古生界气藏气水分布复杂,制约了气田的高效开发。针对这一问题,综合利用钻测井、三维地震、试气及生产数据等资料,系统开展地层水类型划分、气水分布规律及控制因素研究,明确气水分布主控因素。结果表明:研究区地层水主要赋... 详细信息

庆阳气田上古生界气藏气水分布复杂,制约了气田的高效开发。针对这一问题,综合利用钻测井、三维地震、试气及生产数据等资料,系统开展地层水类型划分、气水分布规律及控制因素研究,明确气水分布主控因素。结果表明:研究区地层水主要赋存于山1段,盒8段产水层较局限,平面上可划分出中部高含水区以及西部、东部中含水区;地层水可划分为构造低部位滞留水、断裂破坏层间水及孤立透镜体水。构造低部位滞留水分布于研究区西部,受区域构造特征和生烃强度影响;断裂破坏层间水主要分布于研究区中部,受断裂体系控制;孤立透镜体水分布于研究区东部,主要受控于储层非均质性及运移距离。该研究成果为复杂构造背景致密砂岩气藏气水分布及天然气成藏研究提供了理论借鉴,也为后续气田效益开发提供了地质依据。

关键词：气水分布控制因素致密砂岩气藏上古生界庆阳气田鄂尔多斯盆地

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矿场参数法优化陆相夹层型页岩油水平井合理井距

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石油钻采工艺 2024年第3期46卷 317-325页

作者：马立军柴慧强冯立勇赵晖付继有姜凯宁罗锦昌曹玉顺张紫郁中国石油长庆油田页岩油开发分公司甘肃庆阳745000 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室陕西西安710018

随着鄂尔多斯盆地庆城油田密切割体积压裂技术的应用,页岩油藏压窜井比例增加,页岩油水平井井距优化已成为亟需解决的问题。为确保鄂尔多斯盆地庆城油田长7页岩油油藏的开发效果,基于理论计算和数值模拟研究结果,进行了不同井距的矿场... 详细信息

随着鄂尔多斯盆地庆城油田密切割体积压裂技术的应用,页岩油藏压窜井比例增加,页岩油水平井井距优化已成为亟需解决的问题。为确保鄂尔多斯盆地庆城油田长7页岩油油藏的开发效果,基于理论计算和数值模拟研究结果,进行了不同井距的矿场开发实践,并对其近3年的生产数据进行统计分析,利用单井评估最终可采储量、单井百米油层产量等参数,确定了页岩油水平井合理开发井距。综合井下微地震法、产量不稳定分析法和试井解释方法研究结果,确定了庆城页岩油压裂后有效裂缝半长应不超过150 m,通过实验分析得到有效基质渗流范围为45 m,根据缝网匹配理论,确定合理井距为400 m;基于油藏数值模拟,综合考虑单井产油量和区块累产油量,优选该研究区块井距为400~500 m;根据矿场不同井距水平井实际生产数据统计分析结果,400m井距时单井评估最终可采储量较300 m井距时提高了9.6%,区块采收率较500 m井距时提高了20.8%,综合分析认为400 m井距更适合庆城油田夹层型页岩油水平井开发。研究成果为庆城页岩油藏水平井网部署提供了技术支撑。

关键词：夹层型页岩油水平井井距优化矿场试验缝网匹配数值模拟鄂尔多斯盆地

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深部结蜡页岩油水平井涂层与电加热清防蜡技术

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石油钻采工艺 2024年第2期46卷 238-247页

作者：刘小欢刘环宇马红星张鑫吴霞王一航刘志勇朱媛媛中国石油长庆油田页岩油开发分公司甘肃庆阳745000 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室陕西西安710018

庆城油田页岩油规模开发以来,井筒结蜡导致蜡卡、蜡堵故障频发,占到作业总量的30%以上,严重影响了油井正常生产,清防蜡技术研究对保障油田高效开发具有重要意义。通过分析原油碳数分布、含蜡量、结蜡剖面,开展井下温度场测试,统计不同... 详细信息

庆城油田页岩油规模开发以来,井筒结蜡导致蜡卡、蜡堵故障频发,占到作业总量的30%以上,严重影响了油井正常生产,清防蜡技术研究对保障油田高效开发具有重要意义。通过分析原油碳数分布、含蜡量、结蜡剖面,开展井下温度场测试,统计不同生产阶段油井的结蜡特征,揭示了页岩油井筒深部结蜡的原因,结合蜡质流变特征分析了热洗清蜡条件。庆城油田页岩油含蜡量高(20%)、析蜡点高(25℃)、无机质组分含量高(65%)是导致井筒结蜡严重且深度深的3个主要原因,受热洗液漏失影响,热洗作用深度最深仅500 m,难以建立有效的热洗循环以实现理想排蜡效果。通过优化配套防蜡涂层、电加热清蜡这2项主体清防蜡工艺,结蜡速率下降80%,结蜡导致的作业频次由0.16次/(口·年)下降至0.07次/(口·年),为庆城油田页岩油的高效开发提供技术保障和借鉴经验。

关键词：页岩油水平井结蜡清防蜡温度场防蜡涂层电加热庆城油田

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沙南凹陷新生代断裂发育特征及控藏作用

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科学技术与工程 2024年第10期24卷 4056-4069页

作者：张正涛王兴艳潘晓丽殷亮亮张国坤中国石油长庆油田公司勘探开发研究院西安710018 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室西安710018 中国石油长庆工程设计有限公司西安710001 中国石油长庆油田公司第一采气厂西安710021 中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300452

为明确沙南凹陷新生代断裂活动特征以及对油气富集的控制作用,利用高精度三维地震资料及钻井资料,对研究区主要断裂的几何学特征、运动学特征开展研究,并对断裂活动对烃源岩、储层、圈闭及油气运移的控制作用进行了探讨。结果认为:研究... 详细信息

为明确沙南凹陷新生代断裂活动特征以及对油气富集的控制作用,利用高精度三维地震资料及钻井资料,对研究区主要断裂的几何学特征、运动学特征开展研究,并对断裂活动对烃源岩、储层、圈闭及油气运移的控制作用进行了探讨。结果认为:研究区断裂可划分为三级及上、下两套断裂系统,孔店组~沙三段沉积期、东营组沉积期是断裂活动高峰期;高活动速率主要同沉积断层下降盘为优质烃源岩发育区,凹陷北侧不同类型断层边界决定了多种类型砂体发育模式,断裂作用控制了构造及岩性圈闭的形成,断裂及断裂砂体耦合是研究区主要的油气运移通道;发育凹陷内部中央隆起区南北两侧“断控”双通道近源成藏、凹陷北侧陡坡带“断-砂耦合”阶梯状网毯输导远源成藏、凹陷斜坡下部“断控”前缘砂体源内成藏3种断裂控藏模式;凹陷北侧深层岩性圈闭、凹陷北侧陡坡带中浅部构造圈闭是后续有利勘探方向。

关键词：断裂特征断裂体系断裂控藏新生代沙南凹陷

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页岩油水平井采出水笼统补能及二氧化碳补能差异化提高采收率技术

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石油钻采工艺 2024年第3期46卷 346-358页

作者：付继有王瑞杰南征旗郭涛柴慧强郭晨光岳渊洲田伟东许娟莉中国石油长庆油田页岩油开发分公司甘肃庆阳745000 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室陕西西安710018

庆城油田页岩油水平井采用大液量体积压裂准自然能量开发,但整体产量递减严重。老油区部分井虽然水平段长,控制储量大,但因初期改造不充分,单井累产油和采收率较低,且老井酸化解堵产能恢复率逐年降低,地层能量不足是产量下降主要因素。... 详细信息

庆城油田页岩油水平井采用大液量体积压裂准自然能量开发,但整体产量递减严重。老油区部分井虽然水平段长,控制储量大,但因初期改造不充分,单井累产油和采收率较低,且老井酸化解堵产能恢复率逐年降低,地层能量不足是产量下降主要因素。为实现页岩油开发地层能量的有序接替和利用,提出了水平井重复压裂补能和采出水笼统补能的对策。通过优先使用回注采出水成熟技术,提高波及体积和驱油效率,再重点通过开展二氧化碳补能及水平井重复压裂室内研究,明确了不同井不同工艺参数的差异化设计。通过开展水平井采出水笼统补能和二氧化碳补能试验4井次及水平井重复压裂提高采收率试验3井次等现场试验,有效提高单井液量4~5倍,同时提升地层能量70%左右。研究结果为不同油井和提采方式实现页岩油水平井高效提高采收率提供了可选择的方法。

关键词：页岩油工程技术水平井二氧化碳重复压裂纳米流体补能提高采收率

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柔性微球封堵剂的封堵性能及机理研究

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断块油气田 2024年第6期31卷 1105-1113,1121页

作者：徐哲孙金声刘敬平吕开河侯德林王建梁浩胡静深层油气全国重点实验室(中国石油大学(华东)) 山东青岛266580 中国石油集团工程技术研究院有限公司北京102206 中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻井液技术服务公司四川成都610056

随着油气勘探开发不断向深层超深层深入,对钻井液封堵剂的抗高温高盐性能提出了更高的要求。文中以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAA)、苯乙烯(St)为主要原料,制备了一种柔性微球封堵剂PSDA,其粒径约为170 nm。... 详细信息

随着油气勘探开发不断向深层超深层深入,对钻井液封堵剂的抗高温高盐性能提出了更高的要求。文中以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAA)、苯乙烯(St)为主要原料,制备了一种柔性微球封堵剂PSDA,其粒径约为170 nm。采用纤维型微孔滤膜、岩心、孔洞型微孔滤膜对PSDA分散液的抗温、抗盐及封堵性能进行了综合评价。实验结果表明,PSDA分散液在20%NaCl条件下,可抗220℃,1%PSDA分散液对渗透率为9.58×10^(-4)μm^(2)岩心的封堵率达80.1%。在相同条件下,其性能优于纳米聚酯(NP-1)和纳米微球(NF-1)。同时,通过扫描电子显微镜(SEM)对PSDA的封堵机理进行研究,表明PSDA的封堵机理包括表面吸附、单微球直接封堵、变形封堵、架桥封堵以及充填形成封堵层。PSDA可用于封堵超高温高盐地层的纳微米孔隙裂缝,对其机理的研究进一步丰富了现有的柔性封堵机理。

关键词：柔性微球滤失高温高盐封堵机理

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