延川南区块煤层气田排采井精细化排采研究

延川南区块煤层气产能建设已经展开，需要对煤层气井生产动态特点进行总结，优化现有排采管理模式。在分析煤层气井生产资料的基础上，将排采阶段划分为排水降压和产气2个阶段（其中排水降压阶段又划分为观察液面、平稳降压和稳压排水3个阶段，产气阶段划分为限制产气和稳产气2个阶段），针对不同排采阶段产液和产气特点，制定了相应的管理方法，实现了排采管理的定量化，有效地指导了生产管理。     

煤层气井场的数字化建设探讨

随着延川南煤层气开采规模的扩大,排采工作易受天气、道路等因素影响,排采成本不断攀升等问题日益凸显,未来低成本高集成的数字化排采管理模式是大势所趋。详细分析了煤层气井日常管理的特点及煤层气数字化建设需要考虑的各种因素,提出了煤层气数字化建设应当遵循的低成本、高精度、实时、连续、稳定运行、人机结合等基本原则,研究了煤层气井场数字化系统结构,并提出了为实现高效的低成本数字化建设的具体措施及建议,为早日实现煤层气数字化管理打下坚实的基础。     

灰色关联分析在中阶煤层气有利井区快速优选中的应用

我国的中阶煤层气资源丰富,而开发初期对于中煤阶煤层气有利井区优选评价,目前还没有成形的成熟模式。以鄂尔多斯盆地东缘某煤层气含气区块为例,根据开发阶段中阶煤产量的主要影响因素,应用灰色关联分析的方法进行有利井区评价,排序。从资源条件、赋存条件、开发条件角度出发,筛选出含气量、煤层厚度、水文地质条件、顶板保存条件、地解比、渗透率等多个评价指标,通过分析序列、无量纲化计算关联度,并综合应用地质研究认识,进行有利井区快速排序,预测先导实验区。该方法适合其他类似煤层气含气区块的有利井区优选评价。     

临汾区块煤储层地应力对煤层气产量的影响

利用测井、压裂、样品测试和煤层气排采等资料,对临汾区块煤储层地应力特征及其对煤层含气量的影响进行研究。结果表明,最小水平主应力影响煤层气的富集和渗透性,与煤层含气量呈负相关,即最小水平主应力越大含气量越低、单井产气量越低;断层附近地区,由于应力释放而造成最小水平主应力较小、煤层气保存条件差,因此煤层含气量和单井产气量也较低。煤层气开发应寻找避开断层的低应力区。     

煤层气多分支水平井试井分析方法研究

多分支井开发煤层气是中国煤层气开采的重要手段。为研究煤层气多分支井的压力动态特征,根据煤层气多分支井的渗流特点,建立了渗流模型,结合单支水平井的压力分布叠加以及多分支井的离散化处理,通过数值反演及计算机编程得到多分支井试井理论曲线。根据曲线特征划分特征流动段,并进行了敏感性分析,这对煤层气多分支井试井解释和气藏动态分析具有重要的意义。     

宋芳屯油田南部芳156区块综合挖潜措施研究

宋芳屯油田南部葡萄花油层储层发育差,注采难度大,目前处于低效开发阶段。以芳156区块为例开展剩余油分布特征研究,分析已加密区开发效果,具体阐述综合挖潜措施,即对优化井网开展加密调整、对优化井型部署水平井和对老井进行综合治理。通过井网加密与注采系统调整,统一考虑新老井,完善注采关系,充分挖掘剩余油,可以达到改善区块开发效果、增加可采储量的目的,同时能为编制同类区块综合调整方案提供技术支持。     

储气库注采阶段硫化氢运移规律的数值模拟

为了保证地下储气库安全连续供气,以陕X地下储气库为例,研究储气库中硫化氢在注采过程中的运移规律。基于相关气体的PVT实验结果,首先利用ECLIPSE软件中的PVTi模块建立组分模型,然后建立目标区块的地质模型和数值模拟模型进行分析。得出一定注采制度下硫化氢的运移规律:1注气阶段,硫化氢向井区东部区域、西南部区域以及中部S006井、S007井附近区域运移;2采气阶段,S003井与S005井硫化氢采出速度与采出总量明显高于其余井,表明硫化氢向S003井和S005井方向运移,因此,需要做好S003井与S005井的防腐与安全生产工作,从而保障陕X地下储气库的安全供气。     

煤层气变井储试井分析及应用

变井储存效应已被广泛地考虑到常规油气试井分析,但煤层气实际测试资料的变井筒储存效应的复杂性以及对变井储试井和煤层气渗流理论的认识不足使得煤层气试井分析结果不可靠。通过系统研究煤层气井的变井储模型分析不稳定压力响应特征,并结合实际井的应用,通过综合应用双对数、半对数和压力历史拟合,验证了变井储的煤层气试井分析的实际应用价值:煤层气在排水采气和气液两相流试井时需要考虑相重分布的变井储影响。该研究对煤层气试井和煤层气开发有着重要的指导性意义。     

郑庄地区煤层气成藏主控因素分析

煤层气作为一种非常规气藏,其成藏过程受煤层本身、上下围岩及多种地质作用的影响,具有其特殊的成藏条件和控制系统。与常规气藏相比,无论在地质成因、储集、开采特征等均有很大不同之处。对郑庄区块地震、井、速度等资料展开研究,从煤层厚度、埋深、储层物性、围岩条件、构造、陷落柱等多方面分析其对煤层气成藏影响,并对煤层气富集成藏区进行合理的预测,为下一步勘探开发提供指导。     

牛粪单级干发酵产气中试研究

在中温37℃条件下,以牛粪为研究对象,采用连续式单级干发酵技术对其进行180d产气中试试验研究,结果表明:(1)根据产气速率、TS、pH值及氨氮浓度变化在时间上可划分为启动阶段、稳定阶段、抑制阶段和恢复阶段,各阶段产气速率、pH值及氨氮浓度存在明显差异;(2)在启动阶段系统pH降至5.5左右,酸化现象明显,采用NaOH溶液调节每日回流渗滤液的方法解决酸化问题;(3)在稳定阶段系统平均产气速率为55.37L·d-1,牛粪产气潜能(以VS计)为79.9L·kg-1,HRT为40～20d,系统未出现酸化现象;(4)中试运行至第90d后出现严重的氨氮抑制现象,此时氨氮浓度达2500mg·L-1以上,产气速率下降至23.1L·d-1,只有高峰期的40.2%,采用稀释回流液的方法,30d后氨氮浓度降低至1689mg·L-1,产气速率为45.5L·d-1。     

川西地区寿保1井下三叠统沉积相与层序地层研究

以沉积学、层序地层学和古地理学为指导,通过川西地区岩石类型组合和古生物化石等沉积相标志的详细研究,对寿保1井钻井剖面单因素定量及定性资料的分析,通过单剖面（井）层序地层划分,对主要基干剖面层序界面进行识别、追踪,确定出层序界面、最大海泛面的识别标志及其位置;在典型单剖面层序地层学研究基础上,通过连井剖面的层序地层划分、对比,建立研究区层序地层格架。以现代碳酸盐岩沉积学为理论指导,以露头基干地层剖面和典型单井的沉积微相、亚相、相的精细研究,并结合辅助剖面和测井、地震资料研究,对研究区不同时代的沉积体系类型进行划分,建立研究区沉积模式,揭示该区不同相带时空分布演化规律,为该区储层研究提供基础。     

新民油田民3区块高含水期开发对策分析

新民油田民3区块进入高含水期阶段,综合利用地质、测井、岩心及动态资料研究其目前生产现状,发现该区块裂缝断层发育,水淹水洗严重。针对问题,为实现稳产,对该区块进行研究,综合分析提出解决矛盾的对策。研究该区块扶杨油层隔夹层类型、分布特征、砂体特征,分析出剩余油分布规律,进行剩余油挖潜同时针对高含水特征采取精细注水调控,水井排加密和堵水主力层位、压裂接替层等对策,取得了一定效果。     

利用氮气泡沫解除煤层气水平井堵塞的研究和应用

煤层气井在生产过程中随着液体和气体向井筒流动,会把煤层裂隙中的煤粉携带到近井地带,造成堵塞,使产气量下降。普通的套管完井可以进行二次压裂等方式进行解堵,而水平井大多为裸眼完井或筛管完井,水平段发生堵塞难以清理。通过对水平井堵塞的多种原因进行分析,并对氮气泡沫液体体系解堵可行性进行了论证,指出关键点,以实例证明使用氮气泡沫液体体系进行煤层气水平井解堵具有很好解堵效果和市场价值。     

扶余油田开发中后期油田井网调整试验

扶余油田已经进入含水中后期,注采井网不适应地下的地质特点,尤其是"两夹四"、"两夹五"注采井网,平面矛盾较突出,注采井网的不适应,年产油量下降,但部分区块剩余油仍然很高。通过对井网存在问题及剩余油研究认识,提出了注采井网的重新调整——线性注采井网。通过钻少量新井,对老井的封、补、转及低效井综合治理,强化注采关系,提高油井多向受效方向,达到增加注入水波及体积,强化补充潜力层驱替能量,改善开发效果,提高采收率的目的。扶余油田经过井网的重新调整后,注采井数比由0.2~0.3提高到0.5,采收率由27.5%提高到33.5%。     

张强凹陷南部地区构造特征研究

张强凹陷南部地区处于开发初期,地质体和断裂落实程度不高,但试验井初期产量高,稳产时间长。为实现区块整体开发,根据二维地震资料,结合钻井、测井及生产资料进行了精细构造解释,分析了该区构造发育特征,为今后的油气勘探提供理论依据。     

水平页岩气井油管下深对排采效果的影响

页岩气井及时采用油管生产能够有效地保证气井的稳定递减,但油管下至哪个位置对气井稳产最有利,井身轨迹对该位置是否有影响尚无深入研究.为了确定油管的合理下入深度,通过水平井全井筒试验装置的气水流动实验,对油管下深至积液水平段、斜井段不同位置处(水平段和斜井段分别积液情况时,油管下深至斜井段上端、水平段跟端、水平段1/3处、水平段2/3处及水平段趾端)试验管段内的积液特征以及出口排液量进行了分析.结果 表明,水平段下倾时,油管下入斜井段携液气体液量最小,水平段上倾且油管下入水平段1/3处携液气体流量最小.然后利用全动态多相流模拟系统OLGA,以威204HX平台几口井的气井产能方程、气井井身结构、地层压力下降梯度作为基本参数,对不同井身轨迹时油管不同下深对应的气井生产过程的井筒积液进行了模拟.结果 表明,水平段上倾累计产气量大于水平段下倾累计产气量,水平段上倾且油管下入水平段1/3处气井的累计产气量最大.综合分析,油管下入水平段1/3附近对水平页岩气井排采最为有利.     

定北区块优快钻井技术研究与应用

定北区块古生界探井机械钻速低,钻井周期长,在一定程度上制约了该区勘探开发进程.为有效提升该区块的钻井指标,针对该区上部地层钻头易泥包、井眼易缩径、阻卡,石千峰、刘家沟地层研磨性强,下古生界地层易漏失等钻井技术难点,从优选适配地层的高效PDC钻头、复合钻进模式、钻井液技术、井身结构优化等方面开展了技术措施优化和现场试验.现场试验的定北11井、定北12井较优化前探井平均机械钻速提高了29.83％,平均钻井周期缩短了23.46％,定北12井钻进至3539m,仅17.46d,全井平均机械钻速9.59m/h.应用效果表明,采取的提速技术措施是可行的,基本形成了一套适合该区的优快钻井技术,对该区探井的进一步提速增效具有指导和借鉴意义.     

大港油田段六拨区块调整井固井技术研究与应用

大港南部油区段六拨区块地质构造复杂,属于典型的高压低渗区块,其完钻斜深在3500~4200m之间,含油层位为沙三段,孔一段的枣0、枣Ⅱ、枣Ⅲ油组,油藏埋深2880~4100m,地质储量1038.51×104t,含油面积6.5km2。另外段六拨区块钻至孔一段时容易发生气侵、溢流、井涌并伴随井漏卡钻发生,泥浆安全密度窗口窄,因此固井施工风险大,质量难以保证。为实现勘探开发和地层评价的目的,针对以上难点开展了技术攻关,提出了采用高pH值泥浆裹砂,加重隔离冲洗液工艺。用纤维防窜高密度水泥浆体系,通过平衡压力固井技术和工艺措施,使得该区块固井质量明显提高,为今后该区块的固井积累了有益的经验。     

柴达木盆地乌南地区上干柴沟组至油砂山组层序地层研究

根据工区内现有的钻井、测井资料,应用以多级次基准面旋回为参照面的高分辨率地层学理论与研究方法,对柴达木盆地乌南地区的上干柴沟组至油砂山组地层进行了详细的层序地层研究,共识别出3个长期基准面旋回（LSQ1、LSQ2、LSQ3）,7个中期基准面旋回（MSQ10～MSQl6）,建立研究区的层序划分方案,在典型单井绿参1井的层序划分的基础上,建立了该区的地层格架,并对层序构成特征进行了分析。     

透镜状油藏差异化调整对策研究——以现河庄油田河146块为例

透镜状油藏沉积特征明显,高渗条带显著,核翼物性差异大,采用常规注采井网开发导致高渗条带水淹水窜严重、砂体边缘注不进采不出问题严重。为了提高该类油藏的采收率,以典型透镜状油藏河146块为例,在层系划分、井网方向、井距大小和工艺措施等方面均进行了差异化对策研究。结果表明,砂体叠置区域剩余储量丰度高,可采用局部层系细分的方式开发;含水突进方向受沉积相方向影响大,沿沉积展布方向部署井网较好;井距计算以主力砂体物性为主考虑,对于局部注采井距离偏大、井组内水淹不均衡等问题,采用径向水力射流井网适配。差异化调整的对策思路对同类型油藏的合理开发具有借鉴意义。