新疆石油天然气

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2020, 16(4): 0-0.

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刘依谋, 樊静, 江民, 孔德政, 董小强, 李艳君

2020, 16(4): 1-4.

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库车山地克拉苏构造带西段的转换带上圈闭集中发育,油气资源丰富,然而目的层成像精度低,严重制约了该区的勘探开发进程.在分析了弱反射目的层构造复杂、浅层巨厚砾岩各向异性强、膏岩盐横向特征变化大及静校正问题突出等影响目的层精确成像因素的基础上,提出了以高密度宽方位为核心的高精度三维地震数据采集方法.应用效果表明,高密度宽方位采集满足各向异性速度场精细建模需求,高密度并适当减小接收线距利于提高表层横向变化剧烈区约束初至反演近地表速度建模精度和静校正精度,以高密度宽方位为核心的高精度三维地震采集资料上深层波场收敛效果更好、结构更清楚,整体成像品质较以往显著提高,是解决库车山地转换带复杂构造精确成像的有效采集技术.

鲁克沁油田三叠系克拉玛依组沉积物源分析

王少霞

2020, 16(4): 5-11.

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吐哈盆地鲁克沁油田三叠系克拉玛依组主要发育浅水辫状河三角洲沉积,对区域沉积物源缺少深入的研究和认识.针对沉积物来源,通过地层厚度、砂体厚度、重矿物组合、单矿物分布、岩屑含量、ZTR指数等多角度多方法深入研究分析,认为鲁克沁地区的物源为东南至北西向,物源主要来自南部的库木突起,来源相对单一.这一结果为后续沉积相及砂体展布的特征研究提供基础.

一种提高乌夏断裂带二叠系硬地层钻井速度的方法

刘占魁

2020, 16(4): 12-15.

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准噶尔盆地西北缘二叠系风城组云质岩储层有望成为重要的油气战略接替区.深层二叠系风城组岩石可钻性差,受富含云质岩、埋藏深、岩性致密等因素影响,钻井过程中表现出PDC钻头选型难度大、牙轮钻头寿命短、进尺少、行程钻速低等现象,长期制约着工区深层勘探开发.针对使用钻井液条件下提高致密岩性硬地层钻井速度的难题,提出了一种利用取心钻进技术形成井眼的技术思路并在MY-1井成功应用.通过采用顶驱配合井下动力钻具复合钻进、配套使用大口径取心筒、优化取心钻头选型等,简化了现场作业方式,大幅度提高了MY-1井深部井段钻井施工效率,加快了钻井速度,.这种利用取心钻进技术形成井眼的方法为提高乌夏断裂带致密岩性及其它地区硬地层钻井速度提供了技术借鉴.

博孜区块砾石层大尺寸井眼气体钻井配套工艺技术研究

廖新伟, 姚延许, 安俊, 方蓉, 田山川

2020, 16(4): 16-21.

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塔里木油田山前构造第四系-吉迪克组层段巨厚砾石层机械转速慢,钻井周期长.鉴于空气钻井技术在提速方面的优势,开展气体钻井提速技术应用,但仍存在地层出水、井眼净化、井斜控制及风险预警等一些问题.主要通过对博孜区块的地质调研及分析,提出气体钻井井身结构的优化方案,并通过气体钻井井眼净化技术、井斜控制技术及随钻监测与风险识别等技术配套,解决了大尺寸井眼深井气体钻井设备配套、井眼净化及井下事故预防的难题.通过以上分析及技术集成,形成博孜区块大尺寸井眼气体钻井配套技术,有效的解决塔里木油田博孜区块砾石层钻井提速上的难点.

阿克纠宾地区高研磨硬地层提速技术

陈涛, 颜斌, 柯学, 郑义平, 孟滢

2020, 16(4): 22-26.

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哈萨克斯坦国阿克纠宾地区肯基亚克盐下油田、莫尔图克油田的地层特征类似,且位于深部的下二叠统地层、石炭系地层岩性致密,硬度极高,研磨性极强,可钻性极差.近年来一直使用常规钻井方式进行作业,钻井效率低,机械钻速慢、钻井周期长,严重影响了油气田的开发进度.为有效提高难钻地层的整体机械钻速,引进了高速涡轮配合孕镶PDC钻头的高效钻井技术,并在目标区域完成了4口井的现场应用并取得了成功,应用井段相比前期同类井平均提速75.93％～108.14％,并具有进一步推广应用的价值.

青海英雄岭构造中部地区安全钻井技术研究

孙澜江, 张抒夏, 邢星, 戴勇, 丁兆奇

2020, 16(4): 27-32.

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柴达木盆地柴西南英雄岭构造中部地区是青海油田分公司近年来的重点石油预探区域.英中地区油气藏埋藏深、地温梯度高、地层压力复杂多变、部分井区高含H2S,是青海油田最具典型的高温高压深井钻探区域,探勘开发难度很高.针对英中地区钻井难题,青海油田公司和各钻探公司不断开展安全钻井技术研究,取得了一系列成果.本文着重分析了英中地区钻井难点,根据钻井难点进行了针对性的井身结构优化、精细控压推广应用等安全钻井技术研究,并对安全钻井技术在现场的应用效果进行了总结.

阳评1井致密性孔隙-裂缝型气藏欠平衡钻完井技术剖析

胡挺, 张志磊, 王云华, 林强, 刘永伟

2020, 16(4): 33-36.

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浙江油田所属滇黔北昭通国家级页岩气示范区四川台坳川南低陡褶带大寨地区太阳背斜构造,烃源岩质量好,油气充足,储集条件具备.已钻井表明勘探开发主要面临存在两大地质风险:一是石牛栏组储层为孔隙-裂缝型储层,非均质性较强,气藏主要受裂缝控制,裂缝预测存在不确定性;二是由于以裂缝型气藏为主,钻完井过程对裂缝及低渗储层的伤害存在风险.为评价太阳构造下志留统石牛栏组常规天然气产能,搞清目的层产气水特征,探索适用于石牛栏组致密性孔隙-裂缝型储层的地质与工程条件的水平井开发钻井、压裂、试气投产配套技术系列,论述了采用液相欠平衡钻井技术、控压钻井技术解决该区块钻井的问题.通过优化井身结构、钻具组合,优选钻头、钻井参数、控压参数,在确保井下安全的情况下最大程度的释放储层能量,起到了保护储层和探明储量的双重功效,同时避免井漏,缩短周期.已试验的阳评1井机械钻速6.97 m/h,较同平台同层段提高了1.5倍,欠平衡钻进期间三次点火成功,完井后试采,稳产天然气6.0×104 m3/d,较邻井产量提高了4倍.

莺歌海盆地东方高温高压气田水平井完井关键技术

任松涛, 魏安超, 韩成, 张涛, 李祝军

2020, 16(4): 37-40.

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莺歌海盆地东方区中深层具有高温、高压、高含二氧化碳、低渗等特点,且多采用水平井开发.高温高压水平井完井作业面临着完井管柱密封要求高、水平段打孔管下入困难、生产管柱长期防腐要求高、完井液储层保护要求高等难题.东方区高温高压水平井完井作业采用下部打孔管支撑井壁、中部地层隔离阀及封隔器临时封井、上部自喷生产管柱等三层完井管柱设计,通过有限元模拟分析打孔管下入载荷,保证打孔管顺利下入,使用锰矿粉高密度完井液储层保护效果显著,使用焦磷酸盐高密度环空保护液降低完井管柱腐蚀速率,形成了一套海上高温高压气田水平井完井技术.该技术在9口海上高温高压水平井中应用表明,该技术能够有效提高高温高压水平井完井作业时效,无复杂情况发生,为类似海上高温高压气田完井作业提供参考.

水基钻井液浸泡解卡在呼探1井的实践与认识

李振川, 孙铁柱, 陈继鹏, 王浩文, 韩峰

2020, 16(4): 41-43.

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呼探1井位于准噶尔盆地南缘霍玛吐背斜带呼西背斜,该井地层压力系统复杂,四开使用油基钻井液钻进,由于井壁坍塌发生一次卡钻事故,经套铣打捞后解除.经验证,套管鞋处存在近50 m"大肚子"井眼,后由于上部"大肚子"井眼内掉块进入井眼造成第二次卡钻,使用水基钻井液浸泡解卡成功.针对呼探1井在油基钻井液中使用水基钻井液浸泡解卡施工进行简要分析,为后续类似事故复杂提供一些经验及思路.

准噶尔盆地南缘GHW001井Φ473.1套管下入技术

张晨, 兰祖权, 罗科海, 王雷, 张茂林

2020, 16(4): 44-46.

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准噶尔盆地南缘深井地质工程复杂、必封点多,普遍采用五开甚至六开井身结构设计.其中,高泉区块GHW001井设计五开井身结构,二开在φ558.8井眼下φ473.1套管为新疆油田首次施工.区块上部存在巨厚砾石层,通井趟数多、耗时长,套管下放吨位大、摩阻高是套管下入的主要技术难点.GHW001井通过对扩眼参数配合及通井钻具刚度进行设计,制定合理的下套管施工方案,保证了井眼畅通,减小了套管下放摩阻.该层套管安全顺利地下至预定井深,创下准噶尔盆地φ473.1套管下入重量和深度的记录,也为新疆油田后期类似井眼中完施工提供重要借鉴作用.

海上特稠油油藏蒸汽吞吐转蒸汽驱物理模拟研究

王大为, 杜春晓, 耿志刚, 廖辉, 葛涛涛

2020, 16(4): 47-53.

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渤海稠油储量规模大,热采开发尚处于起步阶段,缺乏系统理论研究.针对渤海厚层块状特稠油油藏进行了水平井吞吐转驱实验,通过物理模拟实验分析了热采开发各个阶段的生产特征,以及蒸汽吞吐和蒸汽驱的开发效果.分析表明,吞吐转驱可以取得较好效果,吞吐3周期后,地层压力从10 MPa下降到3 MPa,可以转蒸汽驱生产.吞吐阶段采出程度5.0％;蒸汽驱过程中,热连通阶段采出程度11.9％,稳定驱替阶段采出程度30.3％,窜流阶段结束时最终采收率35.7％.通过数模反演优化了目标油田吞吐转驱注采参数,优化现场注汽量400 m3/d,采注比大于1.2,吞吐4个周期后转蒸汽驱,选择注入井在高部位而生产井在低部位布井,生产井布置于距离盖层3/4厚度处而注入井位于距离盖层2/3厚度处.

有效闭合应力对支撑剂回流影响实验研究

王雷, 文恒, 张士诚, 马新仿, 牟建业

2020, 16(4): 54-58.

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支撑剂回流是影响油气井压后效果的重要因素.为研究有效闭合应力对支撑剂回流的影响,运用自主研发的裂缝模拟实验装置,进行不同有效闭合应力条件下支撑剂回流实验测试.实验过程中针对每一个有效闭合应力,测试不同返排阶段支撑剂的回流量.实验结果表明,随着有效闭合应力降低支撑剂回流量逐渐增加,当有效闭合压力降低到6 MPa后,回流量增加速度明显增快,因此压裂施工返排时应关井至有效闭合压力增加到6 MPa后再开井返排.支撑剂回流主要集中在压裂液返排初期,压裂液累计返排量达到总返排液量33.33％后,支撑剂阶段回流量明显减少,因此对支撑剂回流的控制应主要集中在返排初期.

致密砂岩储层微观水驱油实验及剩余油分布特征 ——以鄂尔多斯盆地吴起油田L1区长7储层为例

杨振亚, 罗辉, 周宾宾, 刁广智, 李小龙

2020, 16(4): 59-65.

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为明确致密油藏水驱过程中油水两相渗流特征及微观剩余油分布规律,以鄂尔多斯盆地吴起油田长7储层为例,在高压压汞、扫描电镜和铸体薄片分析的基础上,通过开展高温高压微观岩心切片水驱油实验,研究了水驱过程中的微观驱替特征,对比评价了不同孔隙结构岩心的驱油效率,揭示了水驱后微观剩余油分布规律.实验结果表明,研究区长7储层不同物性岩石样品具有不同的微观孔隙结构特征,决定了其具有不同的启动压力及多样的水驱油驱替类型,进而决定了不同样品的驱油效率差异性较大.其中均匀驱替型的驱油效率最高,网状驱替和树枝状驱替次之、蛇状驱替最差.微观孔喉结构的非均质性决定了水驱过程中油水运移特征及微观剩余油分布规律.当不同类型孔隙空间作为主要的渗流通道时,微观剩余油的分布存在较大差异性,注入水总是优先驱替大孔和裂缝中的油相,并形成优势通道,剩余油主要分布在优势通道以外小孔微吼处.取得的成果为该区提高水驱采收率提供了指导和借鉴.

基于多层三区复合试井的聚合物波及半径研究及矿场应用

瞿朝朝, 刘斌, 张静, 刘玉娟, 郑彬

2020, 16(4): 66-69.

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针对海上多层砂岩油藏聚驱后水驱测试资料解释困难的问题,基于渗流力学基本理论建立牛顿-非牛顿-牛顿三区复合试井数学模型,运用有限差分算法进行数值求解得到井底压力的瞬时解,并绘制压力和压力导数双对数理论图版.研究表明:二区聚合物波及半径越大,压力波在聚合物区渗流的范围越大、渗流持续的时间越长,向三区过渡的时间越晚.以该理论图版为指导,对渤海L油田的压力测试资料进行解释,得到各区渗透率和聚合物波及半径,矿场实例验证了模型的正确性,研究成果对海上多层砂岩油藏聚驱后水驱三区复合试井解释和剩余油挖潜具有借鉴意义.

渤海稠油物性特征分析及开发措施研究

肖洒, 孙玉豹, 王少华, 刘亚琼, 蔡俊

2020, 16(4): 70-77.

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针对渤海稠油黏度大、流动性差、开采难度大等问题,从稠油物性特征分析着手,研究了渤海油田5种稠油族组分含量与黏度的关系、研究了温度对稠油黏度和屈服应力值的影响,并研究了稠油黏度对开发措施效果的影响.结果表明:渤海稠油黏度随着饱和分和芳香分含量的增加而呈指数函数关系降低随着胶质沥青质含量的增加呈指数函数关系升高;随着温度的升高,稠油的黏度和屈服值逐渐降低,普通稠油的屈服应力曲线拐点温度为50～60℃,特稠油拐点温度为70～80℃;对于黏度低于500 mPa·s的稠油,适宜进行中低温水驱来提高采收效果;黏度范围在1000 mPa·s以上的原油可进行注热开采,对B-2原油,建议注热温度应不低于200℃;黏度在5000 mPa·s以上的原油,300℃热采相比60℃水驱驱油效率提升的幅度可达到20％以上,建议采用300℃高温热采方式进行开发.

海上L油田恢复地层压力策略研究及矿场应用

刘斌, 张伟, 别梦君, 杨志成, 瞿朝朝

2020, 16(4): 78-82.

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渤海L油田目前存在严重的注采矛盾,累计注水亏空量大,地层压力逐年下降,生产井供液不足,产液量处于较低水平,正常产能无法得到释放,油田开发效果变差.针对此问题开展恢复地层压力策略研究,利用注采平衡方法求取合理地层压力.开展优化注采比研究,确定油田合理注采比.研究表明:利用注采平衡方法求取渤海厚层油田的合理地层压力为13 MPa;不同注采比条件下,当注采比为1.5时,油田累计产油量最优;通过提高注采比,油田整体的地层能量得到恢复,在能量恢复区域,针对未达工频的井实施提频,对于已达工频井实施换大泵,均取得较好的效果,累计增油量3.14×104 m3.

缝洞型油藏氮气泡沫辅助气驱技术及应用

睢芬, 魏宏洋

2020, 16(4): 83-86.

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塔河油田缝洞型油藏缝洞储集空间多样化,结构复杂,储层非均质性强,开发过程中地层能量下降,注水开发后期,因油水密度差,储集体上部富集大量剩余油.氮气驱可形成人工气顶驱替阁楼油,但也存在强烈的重力分异效果,且气液流度比大,造成气窜优势流道后驱油效率低.采油二厂通过氮气泡沫改善气驱效果,并在实践中调整配方,发现泡沫液可表现出在氮气泡沫驱和氮气泡沫调驱两种驱替机理.根据井况,设计多段塞泡沫,扩大气体波及体积,提高采收率.

温西三油田纳米微球调驱改善水驱效果分析

冀瑞亮

2020, 16(4): 87-94.

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温西三油田具有低渗透、非均质性、弱挥发轻质原油等特征.经过多年的注水开发,油田进入高含水开发阶段,主要存在水淹程度高(注水波及系数85％以上)、注水无效循环严重、油层见水后驱替程度不高、采油效果降低等开发问题.为了更好地解决这些问题,选取试验井区进行纳米微球深部调驱试验,注入后试验井区水驱状况变好,提高采收率效果明显.该方法为高含水、非均质、低渗透油田进一步提高采收率提供技术依据.

螯合解堵液体系在涠洲低渗储层的研究与应用

龚云蕾, 廖云虎, 陈霄, 彭建峰, 张德政

2020, 16(4): 95-99.

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涠洲油田L1Ⅳ油组储层为中孔、低渗储层,存在中等偏强的水敏、酸敏,地层水矿化度高(15998 mg/L)、成垢离子含量高,在油井生产和修井作业过程中易受到水锁、水敏、结垢伤害.为解除油井污染、提高油井产能,通过大量的室内实验,构建了一套针对涠洲油田L1Ⅳ油组低渗储层解堵的螯合解堵液体系.该体系能有效解除修井液对低渗储层造成的伤害,改善储层渗透率.实验结果表明:低渗透率岩心经螯合解堵液体系处理后,渗透率增大至原始渗透率的150％,水锁伤害岩芯的渗透率恢复率达124.3％,体系阻垢率大于93％.体系在矿场应用后,取得了日增油24 m3/d、产能提高1.6倍的良好效果,在同类储层具有较大推广价值.

南海西部油田高含水水平井控堵水工艺矿场应用及展望

胡振超, 周泓宇, 万小进, 于志刚, 张德政

2020, 16(4): 100-104.

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水平井产出段长、找水难、控水难,且老井大都已下入防砂管柱,造成高含水水平井控水存在较大挑战.南海西部油田于现场成功应用了"MaxTRAC+FSI找水生产测井工艺+ACP化学环空封堵工艺"控水工艺,单井含水降低71.1％,有效期2.5年,累增油2.2万方;"完井裸眼管外封+后期控水中心管"控水工艺,单井含水降低40.9％,截至目前有效期已达1年,预计单井可累增油0.85万方,同时为平台节省了200 m3/d的提液空间.然而,这两类工艺在矿场应用中均存在一定局限性,未能在南海西部推广应用.两类无需找水、储保风险较低的控堵水工艺,"充填封隔体+控水中心管"、"选择性化学控堵水",在南海西部油田有着较好的应用前景.

浅析9Cr1MoV超高压蒸汽线管道裂纹修复技术

王振平, 杜亮, 陈兆坤

2020, 16(4): 105-108.

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简述了某乙烯裂解超高压蒸汽线焊口裂纹的修复过程.此蒸汽线材质为9Cr1MoV,为高合金马氏体耐热钢、焊接性较差,易产生焊接裂纹倾向,需采取合理的技术措施和焊接工艺.详细阐述了此次修复所采取的焊接工艺、技术准备、焊接过程控制、焊前预热及焊后热处理、无损检测等措施.成功修复了焊接裂纹,焊接合格率达到100％.

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