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高含水致密凝析气藏稳产技术应用——以四川盆地安岳气田须家河组气藏为例 被引量：1
1
作者 罗炫 张文彪 +2 位作者 严鸿 杨通水 雷一文 《天然气勘探与开发》 2024年第1期83-88,共6页
四川盆地安岳气田上三叠统须家河组二段气藏为低孔、低渗、有水、中含凝析油、弹性气驱、高压岩性圈闭的砂岩气藏,气藏底水能量充足。针对气井生产过程中受地层水水侵和反凝析污染影响造成稳产难度较大的情况,结合储层及气井产液特征,... 四川盆地安岳气田上三叠统须家河组二段气藏为低孔、低渗、有水、中含凝析油、弹性气驱、高压岩性圈闭的砂岩气藏,气藏底水能量充足。针对气井生产过程中受地层水水侵和反凝析污染影响造成稳产难度较大的情况,结合储层及气井产液特征,开展有水凝析气井稳产技术应用实践,分析并总结应用实践经验和成果,选取了应用效果较好的注气吞吐、电潜泵排水、车载压缩机气举、柱塞气举排液和自动化开关井5种稳产技术。结果表明:①针对储层反凝析液伤害,形成单井注气吞吐技术应用选井原则;②针对气藏水体赋存特征和水侵模式特征,调整气藏排水采气对策思路,采用电潜泵排水技术和车载压缩机气举技术;③针对地层压力低、举升能量不足,优化油、气、水三相流动条件下的柱塞气举排液技术;④针对低压间歇生产井采用自动化开关井技术,增加生产效率,降低人工成本。对5种主要稳产技术的应用情况进行了分析评价,认为一系列稳产技术的应用有助于安岳气田须二段气藏稳定生产,为类似高含水致密凝析气藏的稳产提供了借鉴和参考。 展开更多
关键词 有水砂岩气藏 反凝析污染 柱塞气举排液 注气吞吐 须家河组气藏 稳产技术
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聚胺复合盐润滑防塌钻井液在樊斜166大位移井的应用
2
作者 邱春阳 马勇 +3 位作者 李萍 王海军 刘伟 王伟 《天然气勘探与开发》 2024年第3期63-69,共7页
樊斜166井位于济阳拗陷东营凹陷博兴洼陷高青断层下降盘樊斜166块,为中国石化胜利石油工程有限公司油气勘探管理中心重点评价井。区块地层岩性复杂,该井设计井深5664.07 m,井底井斜近60°,水平位移近3000 m,井底温度近190℃,钻井施... 樊斜166井位于济阳拗陷东营凹陷博兴洼陷高青断层下降盘樊斜166块,为中国石化胜利石油工程有限公司油气勘探管理中心重点评价井。区块地层岩性复杂,该井设计井深5664.07 m,井底井斜近60°,水平位移近3000 m,井底温度近190℃,钻井施工中钻井液维护井壁稳定、井眼净化及润滑防卡技术难度大。为此,针对该区块地层岩性特点及施工技术难点,制订了樊斜166井钻井液技术对策,并通过钻井液处理剂优选,构建了聚胺复合盐润滑防塌钻井液体系,进行了评价实验与现场应用,均获良好结果。评价实验结果表明,该钻井液体系不仅抑制性能好、封堵能力强,而且具有良好的润滑性和抗温性,在190℃仍保持良好的流变性。现场应用结果表明:①在相应的钻井液现场维护处理工艺辅助下,聚胺复合盐润滑防塌钻井液实现了优快钻井;全井钻井时效高,实钻周期仅54.5 d,比设计钻井周期提前了39.4%;平均机械钻速12.89 m/h,创区块同类型井机械钻速新纪录。②聚胺复合盐润滑防塌钻井液体系解决了该区块大位移井钻井过程中易出现的井壁失稳、井眼净化及润滑防卡的难题;钻进过程中井壁稳定,三开井段井径平均扩大率仅为3.16%;井眼净化良好,钻井液高温下悬浮携带能力强;润滑防卡性好,定向过程中摩阻和扭矩低,起下钻畅通无阻,完井作业顺利。该钻井液体系的成功应用,为区块的后续钻探开发提供了技术支撑,对其他区块相似大位移井的钻井液构建亦有参考意义。 展开更多
关键词 聚胺复合盐 樊斜166井 大位移 井壁稳定 井眼净化 润滑防卡
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基于实验的碳酸盐岩气藏储量计算——以X气藏为例
3
作者 杨学峰 闫伟林 +1 位作者 周聪 殷树军 《天然气勘探与开发》 2024年第3期12-22,共11页
四川盆地X气藏为碳酸盐岩储层,储层层间及层内都具有较强的非均质性,是气藏储量计算面临的困难之一。针对此问题,本文采用实验方法支撑储量计算,首先通过实验测量得到气藏各小层岩心的孔隙度、渗透率等基础物性参数,将小层渗透率校正为... 四川盆地X气藏为碳酸盐岩储层,储层层间及层内都具有较强的非均质性,是气藏储量计算面临的困难之一。针对此问题,本文采用实验方法支撑储量计算,首先通过实验测量得到气藏各小层岩心的孔隙度、渗透率等基础物性参数,将小层渗透率校正为克氏渗透率,并根据物性差异将储层分类为孔隙型储层、孔隙-孔洞型储层,再通过产能模拟实验计算得到气藏工业产能对应的有效储层孔隙度和渗透率等储层物性下限。继而通过液膜厚度实验测得各目标储层的液膜厚度,并结合压汞实验测得的孔径分布曲线,得到有效储层中含烃孔隙体积比例,最后通过地质储量计算公式得到气藏储量。研究结果表明:①利用基础物性测试实验、产能模拟实验、水膜厚度实验等实验方法,确定储层物性下限以及有效孔隙体积比例,为气藏储量计算奠定基础,X气藏有效储层孔隙度下限为1.21%~1.56%;②气藏有效储层中含烃孔隙体积比例范围在42.62%~67.73%,通过地质储量计算公式可得到该气藏的有效储量;③该方法对于非均质性较强的碳酸盐岩储层气藏的储量确定具有理论意义和现场指导意义。 展开更多
关键词 碳酸盐岩 强非均质性 产能模拟实验 液膜厚度实验 孔隙度下限 渗透率下限 有效储层
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四川盆地复兴地区侏罗系陆相页岩油可采储量评价方法
4
作者 沈童 卢文涛 +2 位作者 郑爱维 王立 常振 《天然气勘探与开发》 2024年第5期39-47,共9页
复兴地区位于涪陵区块北部,地处重庆境内,为低山—丘陵地貌,地面海拔300~600 m。构造上位于四川盆地川东高陡褶皱带万州复向斜,复兴侏罗系属于陆相页岩油气藏,页岩具有“高黏土、多隔夹层、中—低有机质丰度、中高热演化”的特征,通过... 复兴地区位于涪陵区块北部,地处重庆境内,为低山—丘陵地貌,地面海拔300~600 m。构造上位于四川盆地川东高陡褶皱带万州复向斜,复兴侏罗系属于陆相页岩油气藏,页岩具有“高黏土、多隔夹层、中—低有机质丰度、中高热演化”的特征,通过体积压裂方式改造储层,定压或定产生产、变换工作制度等多种手段调整生产动态,实现油井的短期高产或长期稳产,使得复兴页岩油的渗流特征变得异常复杂,增加了油井的动态分析和产能的预测难度。为此,针对复兴侏罗系下统凉高山组二段下亚段陆相页岩地质特点及生产动态特征,基于弹性产率法、传统产量递减法、现代产量递减法3种主要的产量计算方法,建立一套适用于复兴侏罗系凉高山组陆相页岩油可采储量的综合预测方法。实例分析表明:(1)该方法能够较好地拟合历史生产数据,推测压后裂缝及地层参数;(2)预测单井可采储量为2.1×10^(4)~2.3×10~4 t,与数值模拟方法预测的2.14×10^(4)t相比,平均误差仅为1.96%;(3)单一的可采储量计算方法存在一定的局限性,该方法进一步提高了可采储量的预测精度。结论认为,构建的复兴陆相页岩油可采储量综合预测方法体系,对不同开发阶段、不同生产制度下的可采储量拟合及预测具备不同的适应性,能够较为系统、快速、准确地评价油井产能,也为同类型油藏可采储量预测与评价提供了一种新的思路与借鉴。 展开更多
关键词 复兴地区 侏罗系 陆相页岩油 可采储量预测 产能评价
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准噶尔盆地中部永进油田超深井井壁稳定钻井液技术
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作者 秦涛 孙金波 +3 位作者 王伟 刘学明 孔德峰 邱春阳 《天然气勘探与开发》 2024年第5期86-94,共9页
永进油田位于准噶尔盆地中部Ⅲ区块,储层为侏罗系西山窑组,油气埋藏深,地质构造复杂。前期勘探中采用四开制井身结构,随后调整为三开制,二开及以下地层钻进过程中复杂情况频发,井壁稳定性差,钻完井时效低,且前期已完钻井储层污染严重,... 永进油田位于准噶尔盆地中部Ⅲ区块,储层为侏罗系西山窑组,油气埋藏深,地质构造复杂。前期勘探中采用四开制井身结构,随后调整为三开制,二开及以下地层钻进过程中复杂情况频发,井壁稳定性差,钻完井时效低,且前期已完钻井储层污染严重,制约了永进油田勘探与开发进程。为此,基于对该区超深井钻井液技术难点的分析,制定了相应的稳定井壁技术对策,据此针对二开长裸眼井段,研选聚胺强抑制钻井液体系;针对三开复杂地层,研选合成基强封堵钻井液体系。两种钻井液体系经过评价实验与现场应用,均获良好结果。评价实验结果表明,两种钻井液体系均具备较强的抑制性能、封堵性能,针对三开复杂地层的合成基强封堵钻井液体系兼具储层保护性能。两种钻井液体系在永进油田9口井的现场试验应用结果表明:(1)两种钻井液体系辅以现场施工工艺,所形成的超深井井壁稳定钻井液技术切实可行,能够保证应用井在二开长裸眼井段及三开复杂地层钻进过程中井壁稳定,起下钻通畅,中完及完井作业顺利;(2)对比前期完钻的8口井,应用超深井井壁稳定钻井液技术顺利完钻的9口井,井身质量明显提高,钻井、完井时效显著提升(平均钻井周期缩短69.61%,平均完井周期缩短65.29%,平均机械钻速提高80.88%),取得了良好的优快钻井效果;(3)钻井液对储层的污染性小,取得了良好的储层保护效果,应用井完井试油获得稳定高产工业油气流,首次实现了对永进油田油气储量的有效动用。结论认为,井壁稳定钻井液技术在永进油田超深井钻井中的成功应用,为该区块的后续勘探开发提供了有力保障,对其他区块超深井或存在井壁失稳问题井的钻井液技术研究亦有参考意义。 展开更多
关键词 永进油田 超深井 井壁稳定 聚胺强抑制钻井液 合成基强封堵钻井液
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基于效益复产的控水采气技术——以磨溪气田嘉陵江组二段气藏为例
6
作者 胡秀银 罗诉舟 +3 位作者 郑丽 符一洲 曾秀权 徐建平 《天然气勘探与开发》 2024年第5期76-85,共10页
高产水气井因低效或无效益关停后,井口压力恢复较高,井控安全风险大。按照原有常规开发模式复产将面临地层水处理成本高、无人值守生产管理难度大等问题。为实现磨溪气田下三叠统嘉陵江组二段气藏安全效益复产,综合考虑气藏生产管理、... 高产水气井因低效或无效益关停后,井口压力恢复较高,井控安全风险大。按照原有常规开发模式复产将面临地层水处理成本高、无人值守生产管理难度大等问题。为实现磨溪气田下三叠统嘉陵江组二段气藏安全效益复产,综合考虑气藏生产管理、安全环保和经济效益等因素,提出新型控水采气技术作为高压、高产水、低负效气井复产的工艺措施。通过开展控水采气生产现场试验,分析不同产水量、产气量、生产时长和间开周期条件下油压、产量等动态数据之间的关系,确定合理生产压差、产水规模和间开周期;同时结合气藏生产组织、生产管理等综合因素确定开关井制度,通过安装智能间开系统等配套工艺,进一步提升控水采气技术措施效果。研究结果表明:(1)该技术确保气藏关停井整体成功复产,有效降低了井控风险;(2)通过现场试验和推广应用,验证了选井标准和工艺参数计算方法的科学性;(3)“智能间开系统”等配套工艺进一步提升了现场运用效果。该技术为关停井复产、高压井管控、精细生产管理及提高气藏采收率提供了有力的技术支撑,在同类气藏中具有较强的推广应用价值。 展开更多
关键词 磨溪气田 高产水井 控水采气 关停井复产 低负效井 效益开发
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非传统油气资源:现实且潜力巨大的油气勘探开发新领域
7
作者 罗群 王千军 +4 位作者 贺小标 商丰凯 张宏利 文璠 邱兆轩 《天然气勘探与开发》 2024年第3期1-11,共11页
依据是否编入目前的石油地质学,将圈闭(油气藏)类型分为传统圈闭(油气藏)和非传统圈闭(油气藏)。与传统圈闭(油气藏)相比,非传统圈闭(油气藏)具有形态特殊、内部结构复杂、储层非均质性强且生储盖组合多变、成藏机理奇特、分布位置更加... 依据是否编入目前的石油地质学,将圈闭(油气藏)类型分为传统圈闭(油气藏)和非传统圈闭(油气藏)。与传统圈闭(油气藏)相比,非传统圈闭(油气藏)具有形态特殊、内部结构复杂、储层非均质性强且生储盖组合多变、成藏机理奇特、分布位置更加隐蔽等特征,甚至有的非传统油气藏位于传统石油地质理论认为的禁区。目前发现和开发的非传统油气藏有露头油气藏、断溶体油气藏、断缝体油气藏和断壳体油气藏等,非传统油气藏正逐渐成为油气勘探开发的热点和亮点。我国地质条件和成藏环境极为复杂,仍然有相当数量的圈闭(油气藏)没有收入经典的石油地质学,非传统油气资源潜力巨大,它们多分布在(超)深层、(超)深水、高原、极地、特殊气候地区,甚至盆地外,是现实的油气勘探开发新目标和新领域。 展开更多
关键词 非传统油气资源 非传统圈闭 断层体 油气勘探 新领域
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潜伏背斜精细建模及其应用效果分析——以川东石炭系气田为例 被引量：1
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作者 梁顺军 徐敏 +7 位作者 郭海洋 陆林超 王征 李金枝 赵振伟 朱中华 游李伟 王兰英 《天然气勘探与开发》 2024年第3期32-45,共14页
四川盆地川东高陡构造带油气勘探对象主要以背斜圈闭为主,因大多数地面背斜出露石灰岩,保存条件差,天然气勘探价值不高,而潜伏背斜保存条件良好,成为天然气聚集的有利场所。川东地区石炭系气藏是构造圈闭型,落实圈闭形态十分重要,直接... 四川盆地川东高陡构造带油气勘探对象主要以背斜圈闭为主,因大多数地面背斜出露石灰岩,保存条件差,天然气勘探价值不高,而潜伏背斜保存条件良好,成为天然气聚集的有利场所。川东地区石炭系气藏是构造圈闭型,落实圈闭形态十分重要,直接关系钻探获气成功率。目前,石炭系潜伏背斜天然气勘探开发已进行到深入挖潜阶段,但仍有一些潜伏背斜地震成果不落实,井—震深度误差大,值得人们深入研究。依据地震剖面、地面地质、钻测井资料,建立精细潜伏背斜模式,划分为4大类、7亚类及30个小型,并对4大类潜伏背斜勘探开发效果进行总体评价。基于新建潜伏背斜模式,在3方面得到应用:①基于潜伏背斜模式,进行模型正演和反演,有利于分析复杂波长、时间域构造畸变现象及高点偏移规律;②有利于建立合理的时深转换及叠前深偏速度模型,提高深度域构造形态的可靠性;③基于潜伏背斜模式的水平叠加时间剖面(简称叠加剖面)基本反射特征,从而判定陡潜背斜的基本类型和形态,避免深度域里造成“假潜伏背斜”。川东地区新的潜伏背斜精细建模,将在石炭系气藏深入挖潜中进一步发挥积极作用。 展开更多
关键词 石炭纪 潜伏背斜 精细建模 地震成果 精度分析
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白云岩成因模式及其对碳酸盐岩优质储层发育的影响 被引量：1
9
作者 周刚 阎泽昊 +6 位作者 雷鼎丞 李琦 钟原 严威 张亚 乔艳萍 豆霜 《天然气勘探与开发》 2024年第1期1-11,共11页
白云岩储层在全球油气勘探与开发中占有重要地位。白云岩作为一种钙镁碳酸盐矿物,无论在海相、陆相等沉积环境,还是同生、成岩、浅埋藏和深埋藏等成岩过程中均有出现,但在现代海洋沉积中却很少发育。因此,白云岩的成因一直是国内外碳酸... 白云岩储层在全球油气勘探与开发中占有重要地位。白云岩作为一种钙镁碳酸盐矿物,无论在海相、陆相等沉积环境,还是同生、成岩、浅埋藏和深埋藏等成岩过程中均有出现,但在现代海洋沉积中却很少发育。因此,白云岩的成因一直是国内外碳酸盐岩储层研究的难点和热点。研究结果表明:①白云岩的成因可以分为原生和次生两种,巨厚的白云岩地层多由含Mg2+的成岩流体在特定的流体动力学条件下渗透并改造前期石灰岩地层而形成;②依据白云岩形成的环境、流体动力学条件和成岩流体中离子的浓度,将白云岩的成因归纳为7种模式:蒸发泵模式、渗透回流模式、混合水模式、海水模式、埋藏模式、热液成因模式和生物成因模式;③白云石化过程对储集空间的发育产生影响,理论模式下,Mg2+的离子半径小于Ca2+,石灰岩转变为白云岩孔隙度通常会增加,但在成岩环境、新生成白云石含量和晶体结构等复杂因素的影响下,白云岩的储集空间并不一定优于石灰岩,通常白云石化过程会提升储层颗粒的抗压能力及渗透率;④优质白云岩储层成因机理表明,原始沉积环境是基础,白云石化是必要条件,白云石化之外的成岩改造是关键因素。 展开更多
关键词 白云岩 白云石化 成因模式 储层特征 结构类型
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邻井气举辅助泡沫排水采气工艺起效时间探究 被引量：1
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作者 翟中波 陈刚 +2 位作者 朱智贤 常渭涛 张曙辉 《天然气勘探与开发》 2024年第2期68-72,共5页
为了提升常规泡沫排水采气的效果,在对积液气井环空加注泡排剂的同时,使用邻井天然气对积液气井环空进行注气,即邻井气举辅助泡排新工艺。新工艺泡排剂起效时间决定关井时间和采气时率,对气井生产有重要的影响,目前行业内对此研究处于... 为了提升常规泡沫排水采气的效果,在对积液气井环空加注泡排剂的同时,使用邻井天然气对积液气井环空进行注气,即邻井气举辅助泡排新工艺。新工艺泡排剂起效时间决定关井时间和采气时率,对气井生产有重要的影响,目前行业内对此研究处于空白状态。在已有致密气井间歇泡排注剂后关井时间探究的基础上,依据注入泡排剂之后井口压力、气量和温度变化趋势来判定泡排剂下行时间和扩散时间,从而确定泡排剂的起效时间,并与常规泡排剂加注方式进行对比,分析了新工艺的优点及其原因。研究结果表明:①常规环空泡排注剂和邻井气举辅助泡沫排水采气工艺注剂后泡排剂的流动形态不一样,前者泡排剂呈“线状”,沿“静态”环空的油套管壁下行;后者泡排剂会以“液滴状”,在进入积液气井“动态”环空之后,随着邻井天然气迅速下行;②新工艺可以显著缩短泡排剂的起效时间,从8.2 h缩短至1.1 h,效率提高了86.6%,因借助注入的天然气对积液气井进行气举,排液效果更好,常规注剂不能复产的低产、低压气井借助新工艺可以正常恢复生产。为低产低压气井的排水采气提供了一种新思路,值得进一步推广应用。 展开更多
关键词 气井积液 泡沫排水采气 邻井气举辅助 下行时间 扩散时间
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新疆塔北隆起牙哈-英买力地区寒武系沉积相特征及演化
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作者 黄阳鸿 王振宇 +1 位作者 杨海军 马青 《天然气勘探与开发》 2024年第2期11-23,共13页
新疆塔北隆起牙哈-英买力地区海相碳酸盐岩是塔北隆起下古生界重要的油气储集层,厘清该区寒武系沉积演化过程和相带分布可为进一步勘探开发提供更加可靠的地质依据。在对岩心、薄片观察描述的基础上,结合测井资料和野外剖面特征分析,对... 新疆塔北隆起牙哈-英买力地区海相碳酸盐岩是塔北隆起下古生界重要的油气储集层,厘清该区寒武系沉积演化过程和相带分布可为进一步勘探开发提供更加可靠的地质依据。在对岩心、薄片观察描述的基础上,结合测井资料和野外剖面特征分析,对牙哈-英买力地区寒武系沉积相特征及沉积模式进行研究,研究结果表明:①塔北隆起牙哈-英买力地区寒武纪处于塔北大型碳酸盐岩台地内部,主要发育局限台地、半局限台地2种台地相。②局限台地主要发育于上、中寒武统,包含潮坪、潟湖、障壁滩坝3种亚相,其中可见有冲刷面、层状层理等构造,剖面中GR曲线跳跃剧烈,呈锯齿状,视电阻率整体偏高。③半局限台地在上、中、下寒武统均有分布,主要包括台内滩、滩间海2种亚相,宏观上可见水平层理、韵律层理,剖面中GR曲线总体较平直,呈箱型,视电阻率整体偏低。④沉积演化特点上,从早寒武世-晚寒武世,其沉积环境在纵向上呈现为:局限台地-半局限台地,随着海平面升降的变化,出现开阔-闭塞-开阔-闭塞的环境变化。 展开更多
关键词 塔北隆起 牙哈-英买力地区 寒武纪 碳酸盐岩 沉积相 台地相
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中间主应力系数对页岩气渗流特性及气体滑脱效应的影响
12
作者 范翔宇 张昕宇 +4 位作者 胡小媛 蒋长宝 张千贵 赵鹏斐 陈昱霏 《天然气勘探与开发》 2024年第2期97-103,共7页
页岩气的渗流特性极大地影响着采收率,但对页岩气渗流特性的研究大多是在不同围压条件下开展的,其结果尚不能揭示中间主应力对渗透率的影响。因此,选用涪陵页岩气区块志留系龙马溪组页岩露头立方体岩石试件,采用自主研发的“多功能真三... 页岩气的渗流特性极大地影响着采收率,但对页岩气渗流特性的研究大多是在不同围压条件下开展的,其结果尚不能揭示中间主应力对渗透率的影响。因此,选用涪陵页岩气区块志留系龙马溪组页岩露头立方体岩石试件,采用自主研发的“多功能真三轴流固耦合试验系统”开展了页岩真三轴流固耦合试验,利用Klinkenberg方程拟合试验数据分析不同中间主应力系数对页岩气渗流特性和气体滑脱效应的影响。试验结果表明:①当偏应力较小时,中间主应力对页岩渗透率演化的影响较小,而当偏应力增加时,其影响越大且越不可忽略;②滑脱系数—固有渗透率的关系式与试验数据的拟合结果显示二者具有良好的相关性,可用于对同区块页岩滑脱系数的预测;③当偏应力小于或等于35 MPa时,滑脱效应贡献率保持在65%以上,表明此时滑脱效应主导着页岩中气体的渗流。 展开更多
关键词 中间主应力系数 页岩气渗流特性 真三轴 滑脱效应贡献率 偏应力
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碳埋存环境下油井水泥耐CO_(2)腐蚀研究
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作者 黄倩 田鸣 +2 位作者 赛亚尔·库西马克 夏元博 王瑞雪 《天然气勘探与开发》 2024年第5期103-110,共8页
CO_(2)是一种酸性气体,遇水或含水介质将形成腐蚀性极强的酸性流体,极易与井筒环空油井水泥石发生化学反应,特别是在CCUS、CO_(2)驱提高采收率、碳埋存等工况下,通常面临着CO_(2)压力高、温度高的极端苛刻条件,井筒封隔系统面临着极大... CO_(2)是一种酸性气体,遇水或含水介质将形成腐蚀性极强的酸性流体,极易与井筒环空油井水泥石发生化学反应,特别是在CCUS、CO_(2)驱提高采收率、碳埋存等工况下,通常面临着CO_(2)压力高、温度高的极端苛刻条件,井筒封隔系统面临着极大的腐蚀和失效风险。通过系统梳理CO_(2)对油井水泥石腐蚀机理、腐蚀条件及影响规律、耐CO_(2)腐蚀材料和水泥浆体系的研究进展,分析碳埋存环境下CO_(2)腐蚀油井水泥及其对井筒完整性的影响等方面的研究现状,寻找未来碳埋存环境下油井水泥耐CO_(2)腐蚀的重点研究方向。分析结果表明:①CO_(2)溶解在水中之后侵入水泥石并与之反应的整个过程会出现CO_(2)溶解区、Ca(OH)2消耗区、CaCO_(3)沉淀区,由于Ca^(2+)浸出和CSH分解而发生降解的硅胶区4个不同的区域,应对每个反应区域的动态进行定量评价;②应对CCUS环境下的各种影响因素与腐蚀程度之间的定量关系进行攻关研究;③目前改善油井水泥耐CO_(2)腐蚀的材料主要有火山灰材料、特种添加剂体系和非波特兰基水泥体系3类,但其封隔系统的长期密封性、非波特兰基水泥在严苛工况下的施工性能等依旧存在缺陷,亟待解决。 展开更多
关键词 CO_(2) 油井水泥 腐蚀 CCUS 碳埋存 碳化
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四川盆地及周缘震旦系陡山沱组烃源岩生烃潜力
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作者 苑保国 戴鑫 +2 位作者 陈建平 朱华 倪云燕 《天然气勘探与开发》 2024年第2期1-10,共10页
震旦系陡山沱组作为四川盆地一套重要的烃源岩,目前研究程度还较低。虽然已知对震旦系灯影组成藏具有一定的贡献,但暂未针对性地开展生烃潜力评价研究。为此,结合多位学者的研究成果,在系统分析四川盆地及周缘地区陡山沱组烃源岩发育特... 震旦系陡山沱组作为四川盆地一套重要的烃源岩,目前研究程度还较低。虽然已知对震旦系灯影组成藏具有一定的贡献,但暂未针对性地开展生烃潜力评价研究。为此,结合多位学者的研究成果,在系统分析四川盆地及周缘地区陡山沱组烃源岩发育特征及分布的基础上,开展了陡山沱组烃源岩干酪根历史时期生油量、排油量、生气量等评价计算,并初步分析了四川盆地范围内陡山沱组烃源岩来源的天然气资源量。研究结果表明:①四川盆地内陡山沱组烃源岩总体不发育,但存在盆地西北缘、东北缘和南缘等3个烃源岩发育区;②计算四川盆地及周缘地区陡山沱组烃源岩干酪根历史时期的生油量、排油量、生气量分别为5021×10^(8)t、4519×10^(8)t、161×10^(12)m^(3),盆地外围的干酪根生油气量是盆地内的3倍;其中盆内以川西地区生油气量最大,盆缘以东南部地区生油气量最大;③四川盆地范围内上震旦统陡山沱组烃源岩来源的天然气资源量1.09×10^(12)m^(3),以原油裂解气为主,其中川西地区天然气资源量最大,其次为川东和川南地区。 展开更多
关键词 四川盆地 震旦纪 陡山沱组 烃源岩 生烃潜力 天然气资源量
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胜北洼陷致密砂岩气储层分类方法
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作者 高成全 张永军 +6 位作者 陈杰 吴都 尹学琪 林茂山 曾博洁 滕涛 柏涛 《天然气勘探与开发》 2024年第5期9-20,共12页
针对吐哈盆地胜北洼陷中侏罗统三间房组储层岩性致密、孔隙度和渗透率低、孔隙结构复杂、纵向非均质性强、油气水同产、储层分类困难等问题,需要明确储层分类方法,为水平井甜点段优选提供技术支撑。通过以岩石物理实验为基础开展储层“... 针对吐哈盆地胜北洼陷中侏罗统三间房组储层岩性致密、孔隙度和渗透率低、孔隙结构复杂、纵向非均质性强、油气水同产、储层分类困难等问题,需要明确储层分类方法,为水平井甜点段优选提供技术支撑。通过以岩石物理实验为基础开展储层“四性关系”研究,优选孔隙度、渗透率、粒度中值、排驱压力、核磁T2几何均值、电阻率和声波时差等资料,利用K-means聚类分析方法进行储层分类。研究结果表明:(1)胜北三间房组岩性成熟度中等,黏土和碳酸盐岩矿物填充孔隙空间,强压实作用导致储层致密,孔隙结构变差;(2)三间房组致密砂岩气藏含油气性受储层岩性、物性、孔隙结构和储层非均质性等因素控制,以粒度中值、孔隙度、渗透率、最大孔喉半径、排驱压力、中值压力和电阻率为参数进行聚类分析,将储层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类;(3)Ⅰ类优质储层岩性为中粗砂岩、分选好、排驱压力和中值压力低,声波时差和核磁T2几何均值大,孔隙结构好;(4)三间房组储层横向连片发育,纵向非均质强,整体以Ⅱ类储层为主,局部Ⅰ类储层发育,Ⅰ类优质储层富集区的水平井体积压裂能获得较高效益。 展开更多
关键词 致密砂岩 聚类分析 储层分类评价 T2几何均值 胜北洼陷
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川东北地区上三叠统须家河组沉积特征及其演化
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作者 胡绍吉 张航 +1 位作者 宋东昇 孙海涛 《天然气勘探与开发》 2024年第4期15-27,共13页
川东北元坝、通南巴地区上三叠统须家河组致密气勘探开发不断获得储量和产量的稳定增长,但相邻的南部地区却鲜有重要突破,其主要原因是勘探程度低,缺少系统、精细的沉积相研究。为此,基于测井识别、录井岩性分析、野外露头考察、钻井岩... 川东北元坝、通南巴地区上三叠统须家河组致密气勘探开发不断获得储量和产量的稳定增长,但相邻的南部地区却鲜有重要突破,其主要原因是勘探程度低,缺少系统、精细的沉积相研究。为此,基于测井识别、录井岩性分析、野外露头考察、钻井岩心观察,对川东北地区须家河组沉积特征及其演化开展系统研究。结果表明:(1)川东北地区须家河组为辫状河三角洲平原亚相,可进一步划分为分流河道微相和分流河道间微相,分流河道间微相以发育沼泽沉积为主,沉积物粒度细,主要为泥、页岩,分流河道微相以发育心滩沉积和河道充填沉积为主,沉积物较粗,以中细砂岩为主;(2)须家河组物源主要来自南东方向,沉积相带展布受物源方向控制整体具有呈纺锤状或条带状沿北西—南东向展布的特征;(3)须二段、须四段属于高物源供给辫状河三角洲,在川东北地区以发育分流河道微相为主,心滩沉积大规模发育;须三段、须五段属于低物源供给辫状河三角洲,在川东北地区以发育分流河道间沉积为主。 展开更多
关键词 川东北地区 须家河组 辫状河三角洲平原 分流河道微相 沉积演化
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基于智能算法的气藏水体参数计算
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作者 宋利红 李成刚 +2 位作者 刘波 魏之焯 江良伟 《天然气勘探与开发》 2024年第2期45-52,共8页
气藏水体参数的合理确定是准确计算水侵量的重要因素,为水侵气藏动态分析、开发方案的调整提供有力支撑。为此,以水驱气藏物质平衡方程为基础,建立水体参数模型以形成目标函数,在拟合地层压力与实测地层压力误差最小的前提下计算水体参... 气藏水体参数的合理确定是准确计算水侵量的重要因素,为水侵气藏动态分析、开发方案的调整提供有力支撑。为此,以水驱气藏物质平衡方程为基础,建立水体参数模型以形成目标函数,在拟合地层压力与实测地层压力误差最小的前提下计算水体参数,探讨基于智能算法的气藏水体参数计算方法。以某气藏A井区为例,分别采用鲸鱼优化算法和粒子群优化算法对目标函数进行优化,计算水体参数,并作对比分析,研究结果表明:①用鲸鱼优化算法得到最佳的水体参数组合是水体内边界半径(r_(w))1101 m,无因次外边界半径(r_(eD))5.10,水侵角度(θ)25.07°,储容比(ω)0.13,窜流系数(λ)0.00035;用粒子群优化算法得到最佳的水体参数组合是水体内边界半径(r_(w))1030 m,无因次外边界半径(r_(eD))4.83,水侵角度(θ)15.68°,储容比(ω)0.21,窜流系数(λ)0.00016。②两种算法得到拟合地层压力值与实测地层压力值的相对误差均较小,整体不超过5%;同时,鲸鱼优化算法的平均相对误差1.36%,较之粒子群算法平均相对误差2.01%,鲸鱼优化算法的误差相对更小。③鲸鱼优化算法具有收敛速度快、全局搜索能力强和操作简便等优势;粒子群算法作为一种进化算法,具有计算目标函数收敛值更小的特点。两种算法均可行。水体参数计算结果为该气藏水侵规律分析确定了基础参数,算法对比研究结果则增添了新的技术手段,为我国同类气藏的水体参数计算及基于计算结果的气藏高效开发提供技术参考。 展开更多
关键词 水体参数模型 鲸鱼优化算法 粒子群算法 水侵参数
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柯柯亚深层煤岩气水平井钻井实践 被引量：2
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作者 赵前进 杨立军 +2 位作者 李慎越 任凯 秦新德 《天然气勘探与开发》 2024年第1期89-96,共8页
吐哈盆地侏罗系煤岩天然气区块位于山前高陡构造,地层倾角大,地质条件复杂,为国内陆地埋藏最深的煤岩气气藏,煤层水平井钻探技术在该领域尚属空白,钻井过程中“斜、慢、阻、卡”矛盾突出,亟须开展煤岩气水平井钻完井技术研究。为此,针... 吐哈盆地侏罗系煤岩天然气区块位于山前高陡构造,地层倾角大,地质条件复杂,为国内陆地埋藏最深的煤岩气气藏,煤层水平井钻探技术在该领域尚属空白,钻井过程中“斜、慢、阻、卡”矛盾突出,亟须开展煤岩气水平井钻完井技术研究。为此,针对井身结构优化、井眼轨道优化、防斜打快技术、煤层坍塌机理、水平段安全钻完井开展了深入分析研究,柯新1H先导试验结果表明:①大三层井身结构可以满足水平井安全钻进,但具有较大的优化潜力;②垂直钻井技术在2500 m以浅的煤上地层应用效果佳,为中上部地层防斜打快提供了技术手段;③技术套管下深的确定是关键,是保障水平段能否成功实施的基本条件;④水平段通过多靶点轨道设计、随钻岩性追踪、无扶单弯螺杆+缩小底部钻具外径、双向通井工具、强抑制强封堵钻井液等手段降低卡钻风险,在煤层起伏变化大的情况下,确保了千米长水平段钻进与下套管作业顺利实施。 展开更多
关键词 深层煤岩气 坍塌机理 井身结构 防斜打快 技套下深 安全钻井
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川西地区超高压气井井下节流设计及投产技术 被引量：1
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作者 于洋 谢南星 孙风景 《天然气勘探与开发》 2024年第1期46-54,共9页
随着天然气勘探开发进程的深入,出现越来越多的超高压气藏。四川盆地西部地区(简称“川西地区”)部分超高压气井的原始地层压力已高达130 MPa、关井井口压力达110 MPa,传统的天然气水合物防治技术措施不足以满足超高压气井的安全生产需... 随着天然气勘探开发进程的深入,出现越来越多的超高压气藏。四川盆地西部地区(简称“川西地区”)部分超高压气井的原始地层压力已高达130 MPa、关井井口压力达110 MPa,传统的天然气水合物防治技术措施不足以满足超高压气井的安全生产需要。而井下节流技术作为一种高效的天然气水合物防治技术,可在提高采气集输系统安全性的同时降低地面建设成本,已在国内西南油气田、长庆油田、塔里木油田等得到广泛应用。川西地区超高压气井亟须开展井下节流工艺的现场应用。为此,从关键参数的计算方法入手,结合现场参数,对超高压气井的井下节流工艺设计方法及投产技术进行研究,为现场应用奠定基础。研究结果表明:①通过DAK法、LXF法、修正LXF法计算偏差系数与实测偏差系数的对比分析,推荐修正LXF法作为超高压气藏天然气偏差系数的计算方法。②井下节流工艺设计主要针对两个参数,即节流器下入深度、节流嘴直径;通过对应公式代入相关参数后的反复试算,可确定节流器下入深度,以满足节流后温度高于对应深度处的水合物生成温度;同时,结合压力、温度、预计产量等参数,优选节流嘴直径。③超高压气井从开井到井下节流器稳定发挥作用期间,井口面临高压节流,因此,在开井瞬间避免井口针阀冰堵,是下入井下节流器的超高压气井安全投产的关键。④针对不同区块的超高压气井,可通过瞬态软件模拟不同开井制度下井口压力、温度、产气量和水合物过冷度随时间的变化趋势,从而优选开井制度,保证超高压气井顺利投产。研究结果为川西地区超高压气井井下节流工艺的现场应用奠定了基础,提供了技术方法。 展开更多
关键词 超高压 井下节流 偏差系数 图版法 DAK法 LXF法 投产 开井
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基于水体重力影响的底水气藏见水时间预测
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作者 张文彪 罗炫 郑可 《天然气勘探与开发》 2024年第3期57-62,共6页
底水气藏产水情况复杂,气井见水时间对底水气藏开发具有重大意义,以往对底水气藏见水时间的预测均未考虑水体重力的影响,导致对见水时间的预测不够准确。为进一步提高底水气藏见水时间预测的精度,基于渗流力学理论及流体在多孔介质中的... 底水气藏产水情况复杂,气井见水时间对底水气藏开发具有重大意义,以往对底水气藏见水时间的预测均未考虑水体重力的影响,导致对见水时间的预测不够准确。为进一步提高底水气藏见水时间预测的精度,基于渗流力学理论及流体在多孔介质中的流动规律,建立了考虑水体重力影响的底水气藏见水时间预测公式,运用单因素分析法研究了水体流度、水体密度、储层孔隙度、井底距底水距离及生产压差对见水时间的影响。研究表明:底水气藏见水时间与储层孔隙度、井底距底水距离呈正相关关系,与水体流度、水体密度及生产压差呈负相关关系。由于该方法引入水体密度来分析水体重力对气藏见水时间的影响,与忽略了水体重力影响的气藏见水时间预测方法相比,预测时间更符合气藏实际情况,对现场生产管理具有重要的指导意义。 展开更多
关键词 底水气藏 见水时间 水体重力 渗流力学 单因素分析 水体流度 水体密度 井底距底水距离
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