压裂对固井胶结质量的影响规律

以八扇区胶结测井资料作为研究对象,分析了压裂前后胶结测井资料中的BI值曲线、变密度曲线、扇区变幅度图象的变化趋势和特征,深入研究压裂对固井质量的影响程度和规律。研究表明,压裂作业使得压裂层段本身固井胶结质量趋向变差。油水井水泥环本身固井质量越差,其压裂时遭受破坏的可能性就越大,即固井胶结质量差的层段比固井质量好的层段更容易受到压裂破坏。     

七里村油田郭旗西区长6储层物性特征及其评价

鄂尔多斯盆地长6油层组是延长组地层主要的储油层,是油气勘探开发的重点。根据井区大量试油、测井、取心资料求出了各测井参数下限值,在此基础上建立了长6储层的孔隙度、渗透率和含油饱和度测井解释模型。依据储层物性分类评价标准,郭旗西区长6储层为低孔、特低孔-特低渗、超低渗储层,主要受储层岩石学特征、沉积微相以及成岩作用的影响。     

关于深井套管修理工艺技术的探讨

随着油田开发时间的延长,特别是各油田到了开发的中后期,油田油、气、水井在生产、注水、酸化、压裂、作业等施工中,很容易使套管损坏,因为套管长时间变腐蚀,高压疏松砂岩大量出砂,作业过程磨损,化学腐蚀、挤压等多种原因,造成部分套管被挤毁,严重变形、断裂、破裂、渗漏、弯曲。个别高产井生产1—2年就存在套管损坏,甚至报废,从而造成了大量投入少量产出,至使油田成本高,影响了油田的经济效益。因此对此类井进行套管修理已成为各油田的当务之急。     

基于极端梯度提升树算法的测井曲线重构方法

南海西部海域油田测井资料采集过程中经常会出现测井曲线缺失的问题,为油气层测井解释精确评价带来了较大困难。为解决该问题,基于XGBoost算法综合利用测井、气测录井资料实现测井曲线重构。该方法支持处理稀疏数据,并且通过网格搜索实现模型参数自动优选。通过在靶区对比不同机器学习算法以及不同测井曲线的重构效果,该方法的调参难度低、计算精度高,可以有效提高曲线重构的工作效率。将该方法应用到南海西部油田低阻水淹层识别工作中,取得了良好的应用效果。     

渤海海域某大型河流相油田沉积演化特征

渤海某大型复杂河流相油气藏含油层段厚、砂体变化大,不同层段砂体刻画困难。基于此,在岩心观察基础上,结合不同层段测井特征,本文对其沉积相类型和演化进行研究。结果表明,研究区发育不同类型的河流沉积,相变明显。沉积体系自下而上从老到新有从扇转变为小型河流再变为局限河流的演化规律,该规律的发现为砂体刻画和预测提供了地质依据,为后期开发提供了较好的参考。     

二、三类油层特高含水期剩余油分布特征及认识

在精细油藏描述的基础上,利用动态监测、水淹层解释、碳氧比能普测井、SFT地层测试、试油、密闭取芯、井壁取芯等,总结了一套多方法、多手段、多资料综合研究剩余油的方法,精细识别剩余油的类型,同时结合数值模拟、神经网络法和模拟射孔法,具体量化剩余油的潜力,为指导各类油层剩余油的调整挖潜奠定了基础。通过对不同区域分别采取限制、改造、增补、放开的挖潜方法,在低效区内挖掘剩余油,提高了二、三类油层的开发效果。     

A油田热采水平井出水机理及找水方法研究

针对热采水平井出水影响因素复杂,并严重影响其开采效果的问题,采用数值模拟方法研究目标A油田热采水平井含水上升的影响因素,包括水平井的水平段长度、日产液量等,分析出水机理,并利用正交试验分析法进行多因素影响次序研究;基于A油田高含水水平井出水原因分析,提出生产动态与测井资料综合分析找水法,并制定判定标准。应用目标A油田两口典型高含水热采水平井ABA98、ABA03的生产动态、压力测试、井口温度以及产出水矿化度等资料,综合分析两口井的产出水来源,判断各井的出水原因,并结合测井资料分析出水位置。     

新型油气井承压堵漏材料研究与应用

油气井漏失是油气田开发过程中面临的重大问题,会影响油气井安全、高效生产,严重时造成油气井报废。根据堵漏工作液堵漏理论、实验室数据模拟和现场作业实施,本文对水泥浆新型堵漏材料进行研究,并结合水泥浆体系常规性能和堵漏性能的综合评价,建立一套堵漏水泥浆的工艺技术。目前,此技术已在我国渤海进行过堵漏水泥塞和漏失井固井作业,解决现场漏失技术难题,为中海油增储上产做出了巨大的贡献。     

浅谈连续油管水力振荡器在页岩气水平井中的应用——以YSX井为例

针对目前连续油管在页岩气井开发过程中遇到的在水平井中经常发生锁定的现象,通过摩阻成因分析、连续油管水力振荡器作用机理、结合其在页岩气井YSX井的现场应用情况,得出了连续油管水力振荡器在解决连续油管锁定现象方面取得了显著的效果,以及在页岩气勘探开发过程中有着巨大潜力这一结论。该结论为连续油管水力振荡器在页岩气藏储层改造中的规模应用奠定了基础,为连续油管水力振荡器在长水平段及井眼轨迹复杂井的环境作业积累了宝贵的经验。     

顺北油气田奥陶系断控体结构模式研究

顺北油气田奥陶系目的层埋深普遍在8 000 m左右，三维地震资料采集面元25 m×25 m，地震资料分辨率较低，导致顺北油气田奥陶系鹰山组断控体油气藏难以精细刻画与表征。结合常规测井、电成像、远探测、取芯等资料，开展不同应力作用下断控体结构分析、断控体油气藏破碎裂缝带、破碎角砾带、断裂空腔分布研究。结果表明：断控体油气藏主要储集空间来自多期构造活动叠加改造形成的断裂空腔、角砾间孔隙、构造裂缝，不同应力机制决定断控体的发育程度，拉张背景易形成断裂空腔及裂缝带，挤压背景易形成破碎角砾带及裂缝带；断控体常发育典型的核带结构，裂缝带的宽度范围较大（0.35～1.64 km），且分布范围广，角砾带的宽度范围次之（0.44～0.93 km），且分布范围中等，断裂空腔的宽度范围最小（0.25～0.35 km），且分布范围小，主要集中在局部拉张应力区。     

Φ508mm套管补接技术在导管架平台的应用

在南海海域的某导管架生产平台，生产已超过20年，出现了多口井次的Φ508mm套管腐蚀穿孔现象。其中一口井的Φ508mm套管出现了穿孔断裂，致使井口头下沉，采取注水泥塞临时弃井，从断裂处回收Φ508mm套管，使溢油风险得到了控制。小尺寸的套管补接技术已应用非常广泛，但Φ508mm套管补接在国内还没有应用先例。通过不断的技术验证，引进国外的大尺寸套管补接器并加以改进，成功地在该井实施了补接作业，使停产两年的油井恢复了生产。     

伊拉克库尔德地区油气地质特征及勘探潜力分析

伊拉克库尔德地区位于扎格罗斯盆地北部褶皱带，油气资源富集，近年来对该区域勘探潜力探索较少。利用前人研究成果及国外数据库最新数据资料，研究库区油气成藏条件和油气成藏因素，探讨其勘探潜力目标。结果表明：伊拉克库区发育的4套含油气系统中侏罗系和白垩系为主力含油气系统；油气主要分布于基尔库克低褶皱带；油气富集的主控因素是优质区域盖层、有效烃源岩的展布和后期构造运动改造；最具勘探潜力的成藏组合是北部低褶皱带三叠、侏罗系低缓背斜圈闭和断层下盘的成藏组合。     

液流空化技术在注采井间储层微改造中的应用——以渤海S油田B1-B2井组为例

井筒附近储层污染引起的注水井吸水能力下降,通过酸化、微压裂和提压注水等常规措施可以得到有效解决,但远离井筒附近因储层连通性差造成的注水井注水能力下降还没有很好的解决措施。如渤海S油田B1井,在注水过程中,注入压力逐渐升高,长期无法达到配注需求,对应生产井注水见效差,处于低效状态。其原因是距B1井100 m左右有低渗带存在,致使注水井与生产井之间储层连通性变差。因为常规措施处理半径有限,无法对这种低渗带进行改造。因此需要寻找新的工艺措施,既能满足处理半径足够大,同时对低渗带进行微改造,根据液流空化储层改造技术的原理可知,该技术可以满足这个条件。B1井实施液流空化后,无论是注水井吸水能力还是对应生产井生产形势都得到了明显改善。该技术的成功实施,解决了一直困扰渤海油田注采井间因储层连通性差、注水效果差的难题,为其他油水井类似问题的解决指明了方向,可以有效改善其注水开发效果。     

火山岩气藏面临的出水问题及治理对策

随着气田开发进入稳产阶段末期,气井出水带来的开发矛盾日益突出。为此,在认识火山岩储层4种出水类型规律的基础上,开展典型气井生产动态特征分析,明确不同出水类型气井面临的治水难题。通过现场试验,探索出经济可行的治理对策,包括裂缝纵向强水窜型气井连续循环气举、裂缝纵向弱水窜气井智能化泡沫排水采气,以及孔隙纵向水锥和高含水饱和度气层出水气井储层深部解水锁3种治理措施,为火山岩气藏的持续高效开发提供技术支撑。     

JH区块沙溪庙组致密砂岩气藏压裂缝高影响规律研究

致密砂岩油气作为非常规油气资源之一,已成为油气增储上产的“重点领域”与“亮点类型”。其中四川盆地JH区块沙溪庙组致密气资源丰富,河道砂体广泛发育,开发潜力巨大。致密砂岩气藏低孔低渗的特性决定了只有采用水平井分段压裂才能实现其规模效益开发,而在水力压裂过程中,裂缝高度控制是一件很棘手的问题。基于此,以JH区块为研究背景,建立三维层状介质压裂数值模拟模型,以现场压裂施工数据和井温测井缝高数据为基础,优选P3D裂缝扩展模型,进而分析工程、地质因素对裂缝垂向扩展行为的影响和控制作用。研究结果表明,不可控地质因素中储隔层应力差是影响裂缝高度的最关键因素,当储隔层最小水平主应力差达4～6 MPa后,裂缝几乎不会发生穿层;杨氏模量影响较小,泊松比几乎没影响;可控工程因素中施工排量和压裂液黏度对缝高影响较大,低排量和低黏度有助于控制缝高。     

考虑多因素的致密砂岩气藏不同井型气水产能预测新模型

针对致密砂岩气藏不同类型压裂井,根据稳定渗流理论,利用保角变换、水电相似原理,综合考虑启动压力梯度、应力敏感、气井产水等多个因素的影响,分别建立适用于致密砂岩气藏压裂直井、压裂水平井及压裂斜井的气水两相产能预测模型。实例计算及敏感性分析表明,利用本文模型预测的各类气井无阻流量与测试无阻流量值相近,证实了本文模型产能预测的有效性;压裂气井产能随着启动压力梯度、应力敏感及生产水气比的增加而降低,其中气水两相启动压力梯度对产能影响较小,实际应用时可简化处理。该方法为致密砂岩气藏的合理开发提供了一定的参考价值。     

有缆智能分采技术在多层合采定向井中的应用——以渤海X油田B38井为例

由于衰竭开发,B38井生产2年后储层脱气造成油气干扰,影响该井正常生产。受大斜度、多层段和井段长等井况限制,该井不具备应用“Y”型分采管柱实施测试和控气措施,需要应用新的采油工艺技术。有缆智能分采技术可适用于各种井型,通过地面控制器实现对油井各层段产量、压力和温度等生产参数全过程实时监测及产量调控,同时也为油藏分析、评价和决策提供大量的数据支撑。B38井通过应用该技术,准确判断脱气层段,采取关闭主要产气层段、控制次要产气层段等措施,减缓了油气干扰,恢复了油井正常生产。该技术在渤海油田已经应用10井次,增油效果显著,具有很好的推广价值。     

海相砂岩油藏定量描述技术及开发策略——以文昌Z油田为例

文昌Z油田经过二十年的开发,层内层间物性差异大,大部分生产井采用多井合采方式导致剩余油分布较为复杂,定量描述剩余油难度大。以Z油田ZJ1-4U油组为例,利用地质精细描述、剩余油定量描述及时变数值模拟,对剩余油分布进行精细研究,形成一套海相砂岩油藏剩余油定量描述的研究技术。通过油藏剩余油定量描述研究技术,挖掘油田内部潜力,提出加密调整方案,投产后取得良好效果,表明海相砂岩油藏定量描述技术可实施性较高,为类似油藏下步挖潜提供新方法新思路。     

一种新型的微颗粒示踪剂及其在致密油藏中的应用

目前应用于油气田的示踪剂为水溶性示踪剂或者是气体示踪剂.经过多年的研究,开发了一种新类型的微颗粒固体示踪剂,并在长庆油田致密油藏中成功施工,标志着从实验成功走向了矿场.固体示踪剂在油气田开发中的应用前景广阔,尤其对致密油藏井间裂缝开度的定量描述具有指导意义.