致密油藏水平井动态产能剖面化学示踪监测方法及应用

来源 :钻采工艺 | 被引量 : 0次 | 上传用户:CNHTC01
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近年来,准噶尔盆地致密油藏采用长水平段、大规模压裂水平井投入开发,压后各段退液剖面、产油剖面以及含水的动态变化情况缺乏长期有效的监测手段,对于分析评价长水平井各压裂段储层的动用状况以及压裂分段施工参数对于各类储层适应性缺少有力的数据支撑.文章应用一种新型痕量化学示踪方法(SECTT)对准噶尔盆地致密油水平井的产能剖面进行持续示踪监测,成功获取了250 d各压裂段的产能剖面,应用结果表明,该方法实用、安全、简单、可靠,为进一步指导优化水平井部署以及压裂施工参数、最大限度提高储量动用程度提供了方向.
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弯螺杆钻具组合在水平井钻进中会形成螺旋状井眼,井壁上微台阶、微狗腿现象突出,导致实际井径比预期井眼小,易造成起下钻困难,划眼、电测和下套管时间长。在调研国内外随钻微扩眼器相关技术的基础上,研制了一种适用于215.9 mm水平井的偏心式随钻微扩眼器,采用上、下两组螺旋刀翼清除井壁上微台阶、修整井壁改善井身质量,同时对岩屑床具有扰动破坏作用。现场应用表明,随钻微扩眼器微扩井眼效果好,应用井段的井径扩大最高9.53%;有助于减少划眼作业时间,提高起下钻时效,应用井段电测、下套管期间无遇阻现象。
气井开采过程中,水泥石封隔失效后产生井口带压等问题,严重影响气井安全生产。针对塔里木油田天然气开采过程中存在的封隔问题,结合室内研发的遇气自愈合材料机理,对水泥石造缝和自愈合评价方式进行设计,探索出适用于天然气井封隔的自愈合材料与评价方法,其主要手段在于借助微观扫描技术,更直观观察微裂缝愈合和内部自愈合材料的膨胀效果。气体的自愈合材料在岩心产生微裂缝之后,具有良好的封隔效果,微裂缝渗透率从初始时刻1.9985 mD下降为0.01480 mD,下降幅度99.26%以上;岩心端面和内部显微图显示自愈合材料颗粒
莺琼盆地呈现高温高压地层特征,传统地层压力监测方法在该区块内适应性较差,建立一套针对该盆地的新型地层压力监测方法对于盆地内优快钻井具有显著意义。文章建立了基于机械比能—钻井效率(MSE-DE)的地层压力监测方法,该方法可通过随钻过程中获得的机械比能及钻井效率数据,对地层压力实现实时监测。利用文章建立的监测方法对莺琼盆地东方区块7口井的地层压力进行了计算。研究结果表明,基于机械比能—钻井效率的地层压力监测方法在自源型及他源型高压中均具备良好的适应性,且该方法误差较声波时差法及dc指数法更低,在多种岩性地层均
南海西部莺琼盆地超高温高压目的层安全压力窗口窄,超高温高压钻井取心作业井控风险高,且取心工具抗温要求高;地层泥砂岩交替多变,井底易沉砂造成堵心;同时采用半潜式平台进行取心作业,平台升沉导致取心参数控制困难。通过取心前充分调整高密度钻井液性能,保证井筒稳定;改造取心工具及优化取心钻具组合,增强取心工具防漏、防卡等能力;半潜式平台取心作业过程中严格控制取心钻进参数等一系列措施,形成一套适用于半潜式平台超高温高压钻井取心技术。该技术在莺琼盆地2口超高温高压井得到应用,首次实现了井底温度高达203℃、钻井液密度达
针对西南油气田飞仙关、长兴组、茅口组等异常超高压含硫气藏,现有的抗硫井下节流器节流压差均小于70 MPa,不能满足超高压井的节流稳产需求。为此,研制了一种节流压差达到105 MPa的新型抗硫固定式节流器。节流器研制过程中进行了抗硫材料的优选,并开展了室内高温密封承压实验,确保了工具的密封性能及承压性能。节流器的节流效果通过数值模拟实验进行设计和验证,计算得到了井下节流器的流场压力分布、密度分布、速度分布、温度分布,并根据工具冲蚀磨损情况进行了结构优化。数值模拟结果显示工具节流效果满足现场需求,能够有效降低
近年来砂砾岩油气藏在新探明储量中占比逐年上升,砂砾岩油气藏的开发也逐渐受到重视。砂砾岩具有渗透率低、导流能力差的特性,在开发砂砾岩油藏时需要进行大规模水力压裂形成缝网,但是由于砾石阻碍复杂缝网的形成,导致砂砾岩压裂增产效果不理想。因此针对砂砾岩的结构特征,根据断裂力学理论,以砂砾岩地层中水力裂缝为研究对象,探讨在砂砾岩地层压裂时砾石对水力裂缝扩展的影响规律。研究结果表明,水力裂缝与砾石产生相互作用后,水力裂缝的扩展以绕砾石扩展为主,少数情况下会穿过砾石;砾石的形状对水力裂缝的绕砾行为具有显著影响;随着水力
页岩气测试流程及装备主要来源于传统的“高温高压高含硫”井地面流程,兼顾了常规及非常规天然气井的作业需求,存在流程占地广、设备处理能力过剩、不能掌握单井实时数据等问题。针对上述问题,优化井口并联分流模块,开发复式降压分流管汇,提高了测试设备一体化和集成化程度,简化了工艺流程;将不分离气液两相计量技术引入页岩气地面计量,取消部分计量用分离器、计量管线以及管汇,形成了适用于页岩气多井组平台的“单井单独计量、平台集中分离”工艺。通过上述技术措施,页岩气地面测试工艺流程得到进一步完善和简化,又能够实现一个平台的各井
为了评估连续封隔体控水技术在海上砂岩油藏及裂缝性油藏的控水效果,开展连续封隔体控水技术机理及试验研究.利用连续封隔体充填至井筒与完井管柱的环空及地层裂缝,取代封隔
复杂深井的地层测试技术,经过多年的实践,逐渐形成了以射孔—酸化—测试联作为代表的典型管柱。但随着应用面的扩大,出现了新的问题。针对封隔器以下尾管及射孔枪卡埋、井筒承压窗口窄、测试后产层漏失严重、探井试油后转开发作业的效率低、风险大等难点,分别提出了加入尾管安全接头、投球式常开阀和投球式常闭阀分别替代OMNI阀和RDS/RD阀,加入单向关井循环阀替换RDS阀,加入脱接式封堵阀等应对策略,形成了系列管柱结构和工艺,有效完善和改进了管柱结构和配套工艺,取得了良好的实践效果。
高压含硫气井中天然气通过完井管柱渗入油套环空的情况较常见,环空压力超过额定承压能力时,气井将面临较大泄漏风险。漏点位置是适当控制油套环空压力、制定处理措施的重要参考数据。下入漏点检测仪器可确定漏点位置,但是影响生产,费用高,目前应用较少,因此有必要研究漏点位置地面放压诊断方法。基于多相流原理,首先研究了油套环空带压的原因与过程,提出了3类带压原因及其特点,5个气体窜入环空的过程与带压特征,然后针对完井管柱渗漏引起的油套环空带压,依据长时间渗漏后达到压力平衡的原理,建立起压力平衡模型,在此基础上依托多相流计