提高含硫气田水汽提效率技术研究与应用

针对目前元坝气田汽提塔工艺参数不合理、汽提效率远低于设计要求、存在极大优化空间的现象,开展了含硫气田水汽提效率影响因素分析研究,确定出主控因素为气液比、进液量、进液pH值和填料比表面积,以此指导汽提塔汽提效率优化。现场应用表明,优化后汽提塔汽提效率达到76.6%,比优化前提高29.2%,年节约成本280.97万元,降本增效效果显著,也为同类海相高含硫气田的现场应用提供一定的参考。     

高含硫气田勘探开发对水的污染与防治

结合四川盆地东北部普光高含硫气田在勘探开发各环节中的生产特点,系统分析了各环节可能带来的水污染问题,有针对性地提出了水污染的防治措施.     

深水气井测试条件下井筒水合物生成及浅层水合物分解的环空保护液导热系数

针对南海海域可能钻遇浅层水合物,且在深水井测试过程中井筒生成天然气水合物造成井筒堵塞的难题,从环空保护液的角度出发,以南海某深水气井为例,采用数值模拟方法,研究深水气井测试时不同产量下不同环空保护液导热系数对井筒生成水合物和浅层水合物分解的影响。结果表明：环空保护液导热系数越低,井筒生成水合物的临界测试产量越低,当环空保护液导热系数低至0.10 W/(m·℃)时,可满足产量5×10⁴ m³/d,井筒内不生成水合物;随着环空保护液导热系数降低,井筒外缘温度随之降低,浅层水合物越不容易发生分解;现场测试产量下的井口温度与模拟结果误差均小于5%,验证了计算模型的可行性。     

东方1-1气田储层保护修井液体系研究

针对东方1-1气田水敏、水锁性强,储层压力低,修井液滤失量大,需冲砂作业的特点,开发了低密度储层保护修井液体系。该体系密度可调(0.60~0.95 g/cm3);水敏、水锁抑制性强,防膨率达91%,油水界面张力可降低96%;暂堵效果好,岩心模拟实验修井液无滤失,浸入岩心深度小于1.0 cm,反驱渗透率恢复值可达90.5%;采用破胶液处理可使渗透率恢复值达94.7%;携砂性能好,与海水相比,石英砂及陶粒在修井液中的沉降速度可降低99%以上。此外,修井液体系还具有好的稳定性及安全环保性能,满足海上油气田修井需求。     

旋流条件下的气液环空流流动规律研究

针对涡流工具排液效果的问题,开展了旋流条件下气液两相流动模型的研究。考虑到旋流中角速度的存在,研究中采用气液流动在径向和周向上的动量和角动量平衡的方法,建立了气液流动控制方程,计算了液膜厚度,气液相旋流强度等参数以及压降梯度,并进行涡流工具实验验证模型。涡流工具降低压降损失的机理结果表明,安装涡流工具后流动压降可以降低5%~20%。根据实验及模型,在低速（气相速度小于13 m/s）时,小旋流角和高旋流强度更利于降低压降,而高速（气相速度大于16 m/s）时,高旋流强度会增加额外摩擦阻力。旋流强度的衰减速度会随着液相速度增大而减小,而随气相速度增大而增大。该研究结果可对涡流工具进行优化设计,以达到最佳排液效果。     

高含硫气藏液硫沉积对储层伤害的实验研究

目前针对储层中液硫沉积方面的研究多局限在气-液硫两相渗流方面,未见低于最大束缚硫饱和度条件下的储层伤害方面的报道,为此提出一种在岩心中建立低于最大束缚硫饱和度的实验评价方法,测试不同物性岩心在不同液态硫饱和度下的伤害程度,分析储层液态硫饱和度的影响因素和液态硫在孔隙中的微观分布形态.实验结果表明,相同地层压力下,随实验温度(120～160℃)增加,液态硫在岩心中的沉积能力减弱;相同实验温度下,随地层压力的降低,岩心承受的有效压力增加,束缚硫饱和度增加.相同条件下,岩心物性越差,液硫沉积伤害程度越大.对实验后的岩心进行扫描电镜发现,岩心孔隙中均有液硫沉积堵塞,沉积在孔隙中的单质硫粒径主要分布在3～16μm.     

波动压力约束条件下套管与井眼之间环空间隙的研究

利用一维不稳定流动的基本方程,对套管与井眼环空间隙不同时的波动压力进行了计算,绘出了环空间隙与最大井底波动压力之间的关系曲线。根据此曲线及地层破裂压力的最大极限值,可以确定某种尺寸套管与并眼之间间隙的最小值。研究结果表明,在套管与并眼间隙相同的条件下,套管尺寸越大,井底最大波动压力也越大。从控制井底最大波动压力的角度考虑,在确定套管与井眼之间的环空间隙时,大尺寸套管应采用较大的间隙。从波动压力因素方面考虑,由浅井条件所确定的套管与井眼之间的环空间隙同样适合于深井条件。     

汶川地震断裂带科学钻探Ⅱ号孔活动套管环隙充填液的研究与应用

汶川地震断裂带科学钻探Ⅱ号孔(WFSD-2)由于设计变更,需要在311 m以上孔段下入活动套管并在其环隙灌注充填液.通过模拟实验,主要对3种充填液的黏滞特性进行了研究,计算确定了其相应状态下的黏滞系数,最终确定以2％浓度的水解聚丙烯酰胺(PHP)溶液作为活动套管环隙填充液.     

储层保护型修井液技术系列的研究及应用

从储层伤害的机理出发,结合修井液的特点对其造成的储层敏感性伤害进行了分析,分别从减少修井液的固相和液相伤害进行了体系构建。结合实验研究研制出了封堵性能好、抑制性强、易返排、储层保护效果优异的修井液技术体系及配套完井液;并以南海西部乐东15-1气田为目标区块进行了现场应用。结果表明,该技术系列能够有效地保护油气层,提高修井作业后的产量恢复效率,效果十分显著。     

气液色谱法研究双—（o，o′—二正辛基二硫代磷酸酯）合镍（Ⅱ）与环戊酮加合反应的热力学性质

用气液色谱法研究了双—（ｏ，ｏ′—二正辛基二硫代磷酸酯）合镍（Ⅱ）与环戊酮加合反应的热力学性质，测定了３３３．２～３６３．２Ｋ范围内加合反应的平衡常数，用最小二乘法求得反应的ΔＨ和ΔＳ．并描述了两者加合反应的平衡常数值的经验公式     

High density methane inclusions in Puguang Gasfield: Discovery and a T-P genetic study

Based on measurement of homogenization temperature of inclusions and Raman spectral analysis, high density methane inclusions were discovered in the Triassic reservoirs of Puguang Gasfield. The methane inclusions show a homogenization temperature Th = -117.5― -118.1℃, a corresponding density of 0.3455―0.3477 g/cm3, and a Raman scatter peak v1 shift varying between 2911―2910 cm-1, which signifies a very high density of methane inclusions. The salt water inclusions paragenetic with methane inclusions show a homogenization temperature Th=170―180℃. Based on the composition of methane inclusions as determined by Raman spectra, PVTsim software was used to simulate the trapping pressure for high density methane inclusions in geologic history, and the trapping pressure was found to be as high as 153―160 MPa. Even though Puguang Gasfield is currently a gas pool of normal pressure, and the fluid pressure for the gas pool ranges between 56―65 MPa. However, data from this study indicates that remarkable overpressure may be generated at the stage of mass production of gas cracked from oils in Cretaceous, as high density methane inclusions constitute key evidence for overpressure in gas pool in geologic history. Meanwhile, discovery of small amounts of H2S, CO2 or heavy hydrocarbon in part of the high density methane inclusions indicates that the geochemical environment for trapping of inclusions may be related to formation of H2S. Therefore, the observation results can help to explore the thermochemical sulfate reduction （TSR） conditions for oil cracking and H2S formation.     

聚胺高性能水基钻井液特性评价及应用

根据泥页岩水化特点和多元协同抑制思路,构建了聚胺高性能水基钻井液。介绍了该体系的关键处理剂聚胺页岩抑制剂、包被抑制剂、铝盐封堵防塌剂和清洁润滑剂。通过屈曲硬度实验和粘结实验对比评价了聚胺高性能水基钻井液与几种典型防塌钻井液的性能。结果表明,聚胺页岩抑制剂能在低浓度下最大限度降低黏土水化层间距,有效抑制黏土水化膨胀。聚胺页岩抑制剂与铝盐封堵防塌剂复配后能显著阻缓孔隙压力传递。聚胺高性能水基钻井液抑制性和清洁润滑性突出,与油基钻井液接近。聚胺高性能水基钻井液在胜利油田田305区块进行了成功应用,解决了该区块泥页岩井壁失稳问题。     

The controlling factors of oil and gas charging and accumulation of Puguang gas field in the Sichuan Basin

Combined with oil and gas transport and accumulation, structure-lithology evolution history, and with geochemistry and synthesizing geology methods, this paper studies the oil and gas discharge history of Puguang large scale gas field and the main controlling factors of oil accumulation. The natural gas in Puguang gas field is mainly coal-derived gas and oil-racked gas. The main hydrocarbon is Upper Permian coal mudstone and Lower Silurian mud shale with organic material. Puguang gas field has gone through discharge and adjustment 3 times, and it has favorable palaeostructure location, high quality dredge and effectively conserving conditions.     

油势场的研究与应用

讨论了用流体势场预测油气运移、聚集的方法.根据油势场对油气流动方向的控制作用及对油气富集与成藏过程的决定作用,确定了油势场分割槽与油气运移的基本关系,并对歧口凹陷石油资源的聚集与成藏规律进行了研究.研究结果表明:沙三段、沙二段以及沙一段下部均存在3个继承性油气汇聚流指向区,以及沙一段上部的3个高势区间的2个低势鞍部地带,都是油气运聚的有利地区,这是深入进行油气勘探时应特别重视的地区.     

高含硫气藏硫沉积预测热力学模型

在高含硫气藏开发过程中,伴有元素硫的析出、沉积、气相组成变化和沉积硫堆积在孔隙喉道污染地层等特殊现象.其中硫微粒的沉积将降低地层孔隙度和渗透率,影响气藏的产能,严重的硫沉积甚至会导致气井报废.为了能够提高含硫气藏开发的预见性,建立安全开发模式,运用化学热力学理论建立了气液固三相相平衡硫沉积预测热力学模型预测硫的沉积,在此模型基础上对比计算、分析了硫化氢含量对硫沉积的影响.得出以下结论:在压力和温度一定的条件下硫的沉积量与硫化氢的含量成反比,在组成和温度一定的条件下压力越低硫的析出量越大.     

高突矿井厚煤层巷道掘进瓦斯涌出规律

为了寻求一套适合高瓦斯突出矿井厚煤层开采的技术方法、实现安全高效回采,研究了高突矿井同一区段厚煤层保护层、被保护层与先抽后采煤层三种情况下煤巷掘进期间瓦斯涌出规律,对比分析了各巷道瓦斯涌出差异的原因。研究结果表明:采用大面积预抽煤层瓦斯的方法可以有效降低煤层瓦斯含量、保证巷道掘进安全。该方法作为区域性防突措施是安全、经济、可行和有效的,而且比开采保护层的方法更加经济、高效,尤其是高突矿井厚煤层群的回采,采用该种措施的经济效益和社会效益更加明显。     

江坪河水电站高陡边坡落石运动分析及防护措施

针对江坪河水电站厂房后边坡陡岩临空面倾角接近垂直、节理裂隙发育,可能发生崩塌落石灾害以至于威胁河谷部位地表厂房安全问题,在进行地质勘察的基础上,选取典型剖面建立落石运动分析模型,采用经验计算法定量分析落石运动特征,并以基于概率的运动学原理对落石进行数值仿真,探讨落石的落点分布、弹跳高度、运动速度及动能分布问题.计算结果表明,陡岩发生崩塌落石对电站厂房安全威胁巨大,需采取必要的落石防护措施.     

天环坳陷页岩气井井壁失稳机理及防塌钻井液技术研究与应用

针对天环坳陷构造区块泥页岩地层井壁失稳问题,通过复杂地层矿物组成、微观构造、理化性质以及三轴应力实验综合分析,提出了“封堵+润滑”的双效协同井壁防塌对策。泥页岩微裂缝、微孔隙发育,地层岩样易水化膨胀以及岩心表面亲水性较差是造成井壁失稳最主要的原因。通过加强地层封堵能力和降低水平段摩阻,可达到稳定井壁的目的。所构建的THFT高效防塌钻井液体系抗NaCl能力为10%,抗CaCl2能力为1.0%,抗劣土能力为10%,回收率为99.6%,对80-100目砂床侵入深度为8.4mm,较现场水基钻井液渗透性封堵性能有明显提升,能够封住200μm和400μm模拟裂缝,承压能力达到5MPa,抑制水化分散能力和裂缝性封堵能力优良。现场应用过程中,水平段的平均井径扩大率低于6%,平均钻速达到4.7m/h,钻井液体系的静滤失量控制在5mL以下,在润滑防塌、井眼净化及储层保护方面都起到了很好的效果。研究结果表明,THFT防塌钻井液体系有效解决了天环坳陷构造区块钻井过程中出现的井壁失稳问题,节约了钻井成本,具有较好的推广前景。     

油、气、水三相水平井流人动态预测模型及其应用

目前关于水平井流入动态(IPR)的研究仅限于溶解气驱的情况,还没有适合于油、气、水三相和整个油藏压力范围的水平井IPR模型。首先对现有的4种溶解气驱IPR方程进行了筛选,以Cheng和刘想平的方程为基础,建立了适用于油藏压力高于饱和压力的不含水组合型水平井IPR模型。采用纯油与纯水IPR曲线加权平均得到综合IPR曲线的方法,将组合型IPR方程扩展到油、气、水三相的情况,建立了适用于油、气、水三相和整个油藏压力范围的水平井IPR模型,并对水平井流入动态预测计算方法进行了研究。利用该模型可以计算采液指数、产量和井底流压以及绘制IPR曲线等。模型及软件已应用于大庆肇州油田低渗水平井的流入动态预测,效果良好。