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滑溜水压裂液用超疏水型多功能减阻剂制备及应用

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钻井液与完井液 2024年第3期41卷 405-413页

作者：冯奇蒋官澄张朔黄胜铭王全得王文卓油气资源与探测国家重点实验室·石油工程教育部重点实验室·中国石油大学(北京) 北京102249 渤海钻探井下技术服务分公司天津300457 中海石油(中国)有限公司湛江分公司南海西部石油研究院广东湛江524057

目前常规滑溜水压裂液体系普遍具有减阻、携砂、抗盐和耐温等多种功能,但均没有考虑通过改变储层表面润湿性而实现储层保护功能。因此,以丙烯酸、丙烯酰胺、自制材料2-丙烯酰胺基-2-苯基乙烷磺酸和疏水改性剂等为原料,合成了一种超疏水... 详细信息

目前常规滑溜水压裂液体系普遍具有减阻、携砂、抗盐和耐温等多种功能,但均没有考虑通过改变储层表面润湿性而实现储层保护功能。因此,以丙烯酸、丙烯酰胺、自制材料2-丙烯酰胺基-2-苯基乙烷磺酸和疏水改性剂等为原料,合成了一种超疏水型多功能压裂液用减阻剂SHJZ-1。通过红外光谱仪对合成产物减阻剂结构进行表征,且通过高温高压岩心动态损害评价系统、接触角测量仪、哈克流变仪、闭合管路摩阻测试仪等方法对其性能进行综合评价。结果表明,该减阻剂SHJZ-1溶解时间短,起黏快;当盐水的矿化度达到40000 mg/L时,0.5%SHJZ-1溶液的减阻率在68%左右;0.15%SHJZ-1溶液在140℃下高温老化,减阻率仍能达到70%以上;1.3%SHJZ-1溶液处理后的岩心表现出超疏水效果,岩心接触角为151.21°;该减阻剂溶液对岩心平均渗透率伤害率仅为11.6%。超疏水型多功能压裂液体系在HX-1井顺利进行了现场应用,压裂过程中压裂液性能比较平稳,压后产量与临井相比提升10%以上,实现了提质增效的目的。

关键词：滑溜水压裂液减阻剂超疏水现场应用

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中国石油企业 2024年第7期 130-132页

作者：唐文秋果顾家瑞林立凭陈勇黄旭敏朱天明(漫画) 高筱薇谢文艳不详中国石化上海工程公司中油测井西南分公司中国石化江西抚州石油公司南丰分公司中国石油吉林石化公司中国石油大庆石化公司

秉持“射线思维”抓安全射线,数学上指从一个定点出发,沿着单一方向运动的点的轨迹。安全生产就是只有起点、没有终点的“射线”。时间是最大的变量。设备、设施会逐步老化、降低安全系数;旧的隐患整改了,又会出现新的隐患;人的安全意... 详细信息

秉持“射线思维”抓安全射线,数学上指从一个定点出发,沿着单一方向运动的点的轨迹。安全生产就是只有起点、没有终点的“射线”。时间是最大的变量。设备、设施会逐步老化、降低安全系数;旧的隐患整改了,又会出现新的隐患;人的安全意识容易随着生产环境、形势任务、管理方式的改变而波动;安全知识、应急技能,会逐渐生疏、遗忘,这是不以人的意志为转移的客观规律。

关键词：隐患整改人的安全点的轨迹人的意志管理应急技能安全系数

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页岩油上下地层漏失井控漏提速钻井技术

石油钻采工艺 2024年第2期46卷 137-146页

作者：车卫勤庞茂源毕丽娜岳小同崔锦王栋中国石油渤海钻探工程有限公司定向井技术服务分公司天津300280

国内页岩油钻探技术趋于成熟,但钻探过程中依然存在钻井液漏失严重、机械钻速低和钻井周期长等问题,严重制约着页岩油开发的提速提效。通过分析青海页岩油前期6口井钻井数据,在明确了地层复杂情况和漏失特点基础上,将常规四开井身结构... 详细信息

国内页岩油钻探技术趋于成熟,但钻探过程中依然存在钻井液漏失严重、机械钻速低和钻井周期长等问题,严重制约着页岩油开发的提速提效。通过分析青海页岩油前期6口井钻井数据,在明确了地层复杂情况和漏失特点基础上,将常规四开井身结构精简为二开,减少套管层序的同时实现固封漏失地层;根据漏失类型选择钻井液体系,通过改进BH-WEI钻井液关键处理剂配比,提高钻井液的稳定性、抑制性和封堵性,降低漏失量,实现有效预防漏失;同时,将螺杆钻具上下扶正器距离调整为12 m,降低滑动钻进比例;通过优化PDC钻头结构,水平段采用“高造斜率旋导ATC+低速直螺杆”定向工具等钻井技术,提高机械钻速,形成了青海页岩油控漏提速关键钻井技术。在青海页岩油区块的8口井应用了该技术,与前期钻探的6口井相比,平均单井漏失量由335.02 m^(3)降至21.08 m^(3),机械钻速由4.45 m/h提高至7.36 m/h,钻井周期由94.77 d缩短至68.26 d。现场应用结果表明,该技术可解决青海页岩油钻井技术难点,为青海页岩油资源的有效开发提供了技术支撑。

关键词：页岩油钻井液漏失防漏井身结构工程技术

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西藏南部地热型锂资源特征与分布规律

矿产综合利用 2024年第4期45卷 35-42页

作者：罗璐周总瑛朱霞何春艳刘慧盈中国石化集团新星石油公司中国石化集团地热资源开发利用重点实验室北京100083

这是一篇矿业工程领域的论文。西藏南部是我国高温地热带的主要分布区之一,拥有丰富的地热资源。地热水化学分析测试结果显示,西藏南部高温地热带地热水中的锂含量最高可达34.51 mg/L,地热锂的相对丰度明显优于北美西部高原的克莱顿谷... 详细信息

这是一篇矿业工程领域的论文。西藏南部是我国高温地热带的主要分布区之一,拥有丰富的地热资源。地热水化学分析测试结果显示,西藏南部高温地热带地热水中的锂含量最高可达34.51 mg/L,地热锂的相对丰度明显优于北美西部高原的克莱顿谷和南美安第斯高原的乌尤尼等世界典型的高原型盐湖卤水锂的相对丰度的盐湖卤水,镁锂比大部分小于3,有利于卤水提锂。西藏南部高温地热带地热水中锂含量较高的区域均分布在雅鲁藏布江缝合带及其以南地区,与富锂岩石的分布范围一致,同时雅鲁藏布江缝合带及其以南地区地热水的Cl-Na型地热水比北部的更多,南部地热水的TDS更高,循环路径更长。根据地热水的氢氧稳定同位素和周围富锂盐湖卤水中锂的物源推断了地热水锂的物源主要有两种,分别是地热水对富锂岩石的溶滤作用和岩浆分异过程中形成的富锂岩浆热液。

关键词：矿业工程西藏南部高温地热带地热型锂资源

基于定切深和状态依赖时滞的共振冲击钻井系统动力学特性

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中国石油大学学报（自然科学版） 2024年第1期48卷 124-132页

作者：李思琪陈卓李杉李玮郭金玉刘德伟东北石油大学石油工程学院黑龙江大庆163318 油气钻完井技术国家工程研究中心北京100000 中国石油渤海钻探工程有限公司定向井技术服务分公司天津300280 中国石油大庆钻探钻井二公司黑龙江大庆163413

为了研究共振冲击钻井系统的动力学特性,综合考虑钻柱的轴向动-静载复合冲击以及轴向冲击-周向扭转耦合运动,分别建立基于定切深方法和状态依赖时滞方法的钻进系统动力学模型。通过杜哈梅积分、四阶龙格-库塔方法对动力学模型求解,分析... 详细信息

为了研究共振冲击钻井系统的动力学特性,综合考虑钻柱的轴向动-静载复合冲击以及轴向冲击-周向扭转耦合运动,分别建立基于定切深方法和状态依赖时滞方法的钻进系统动力学模型。通过杜哈梅积分、四阶龙格-库塔方法对动力学模型求解,分析轴向简谐动载的频率和幅值对共振钻井系统动力学特性的影响;最后,基于数值求解结果和箱线图方法,对比分析两种钻进系统动力学模型特性差异。结果表明:在给定的初始条件下,当简谐动载频率从25 Hz提高到100 Hz时,钻进系统轴向方向的跳钻现象和扭转方向的黏滑效应明显减弱;当简谐动载幅值从30 kN提高到60 kN时,钻进系统轴向方向钻头跳钻现象频发,扭转方向黏滑效应加剧;在相同初始条件和简谐动载激励下,两种模型得到的动力学特性响应曲线无论是形状还是频率均存在差异,采用状态依赖时滞模型计算得到的数据点更加集中,更接近实际钻井工况;高频低幅的简谐动载能改善共振冲击钻井系统动力学特性,从而提高钻进效率。

关键词：共振冲击钻井系统动力学特性定切深状态依赖时滞箱线图

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吉林油田CCUS-EOR技术攻关与实践新进展

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天然气工业 2024年第4期44卷 76-82页

作者：王峰黎政权张德平中国石油吉林油田公司

CO_(2)捕集、埋存与提高原油采收率(CCUS-EOR)技术可大幅度提高原油采收率并实现CO_(2)有效埋存,同时兼具减碳、增油两大功能,是落实“双碳”战略和保障能源安全的重要技术手段。中国石油高度关注CO_(2)资源化利用问题,在系统研究原始... 详细信息

CO_(2)捕集、埋存与提高原油采收率(CCUS-EOR)技术可大幅度提高原油采收率并实现CO_(2)有效埋存,同时兼具减碳、增油两大功能,是落实“双碳”战略和保障能源安全的重要技术手段。中国石油高度关注CO_(2)资源化利用问题,在系统研究原始油藏、中高含水、高含水及特高含水油藏CO_(2)驱油机理与埋存潜力的基础上,研发了关键技术和工艺装备,形成了集CO_(2)捕集、输送、注入、采出、驱油、埋存、防腐等为主体的CCUS-EOR全产业链一体化技术体系,并率先在中国石油吉林油田开展了CO_(2)捕集埋存与提高采收率矿场实践。研究结果表明:①矿场试验证实CO_(2)驱油可提高采收率20%以上,现已累计注入CO_(2)达320×10^(4) t;②矿场实践系统揭示了陆相低渗透油藏CO_(2)驱油与埋存规律,验证了CO_(2)捕集输送、注入采出、驱油埋存与循环利用全流程技术的适应性,实现了CCUS-EOR减排增效一体化。结论认为:①吉林油田建成了国内首个全产业链、全流程CO_(2)捕集、驱油、埋存与循环利用示范工程,实现了陆相沉积低渗透油藏CO_(2)驱油采收率的大幅提高和CO_(2)的安全埋存;②系统总结了吉林油田近年来在CCUS-EOR方面的最新研究进展和矿场实践认识,指明了油气田CCUS-EOR应用前景,并提出了以新质生产力推动相关企业产业化发展的具体建议。

关键词：吉林油田 CCUS-EOR 全流程技术产业化发展驱油与埋存一体化新质生产力战略布局

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南海东部富砂砾型大中型油气田发现与启示——以珠江口盆地惠州26洼古近系恩平组为例

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石油勘探与开发 2024年第1期51卷 14-27页

作者：徐长贵高阳东刘军彭光荣刘培熊万林宋朋霖中国海洋石油有限公司北京100010 中海石油(中国)有限公司深圳分公司广东深圳518054 中海石油深海开发有限公司广东深圳518054

基于珠江口盆地惠州凹陷油气勘探实践,通过烃源岩地球化学指标测定、储集体发育形貌恢复及镜下岩矿表征、圈闭封盖指标实测比对、原油生物标志化合物提取、凝析气成因判别及成藏条件解剖,系统分析惠州26洼古近系恩平组油气资源潜力、大... 详细信息

基于珠江口盆地惠州凹陷油气勘探实践,通过烃源岩地球化学指标测定、储集体发育形貌恢复及镜下岩矿表征、圈闭封盖指标实测比对、原油生物标志化合物提取、凝析气成因判别及成藏条件解剖,系统分析惠州26洼古近系恩平组油气资源潜力、大型砂砾岩优质储集层发育特性、断裂圈闭有效性及油气运聚成藏模式,总结南海东部古近系富砂砾型大中型油气田的形成条件及勘探方向。研究表明:(1)洼内古近系文昌组发育“面积广、厚度大”的半深湖—深湖亚相优质烃源岩,具有“早期大量生油、晚期大量排气”的典型倾油型烃源岩排烃特征,为恩平组油气成藏提供了充足的物质基础;(2)洼内断裂陡坡带与转换带联合控制下近源规模性砂砾岩体储集层非均质性强,具有“有利相带-颗粒组分-微裂缝”三元分级控储特性,等粒、低泥质(含量小于5%)、高含量长石组分及近断裂组合的(水下)分流河道有利于甜点储集层发育;(3)稳定湖泛泥岩封盖下的走滑增压型圈闭是油气保存的必备条件,斜交主应力的北东及近东西向断裂控圈效果最优;(4)优质烃源岩-断裂输导/封堵-砂砾岩储集层时空配置共同控制油气富集程度,自上而下划分为低充满带、过渡带和高充满带3个油气聚集单元,且近增压型通源断裂带河道主体区利于规模性油气富集。研究成果为珠江口盆地恩平组规模性富砂砾型油气藏勘探指明了新方向,并实现了油气勘探重大突破。

关键词：珠江口盆地惠州凹陷惠州26洼古近系恩平组砂砾岩大中型油气田

夹层型页岩油突破及其油气地质意义——以四川盆地中部G119H井为例

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天然气工业 2024年第3期44卷 53-63页

作者：郭贵安唐青松蒋裕强朱讯方锐周亚东洪海涛张连进张新宇中国石油西南油气田公司西南石油大学地球科学与技术学院中国石油非常规油气重点实验室储层评价实验室中国石油西南油气田公司勘探开发研究院中国石油西南油气田公司开发事业部

近期,中国石油西南油气田公司在四川盆地中部(以下简称川中)公山庙西地区部署实施的侏罗系凉高山组夹层型页岩油重点评价井——G119H井,测试获产油20 t/d、产气0.6×10^(4) m^(3)/d,取得了该盆地湖相夹层型页岩油的新突破。为了进一步... 详细信息

近期,中国石油西南油气田公司在四川盆地中部(以下简称川中)公山庙西地区部署实施的侏罗系凉高山组夹层型页岩油重点评价井——G119H井,测试获产油20 t/d、产气0.6×10^(4) m^(3)/d,取得了该盆地湖相夹层型页岩油的新突破。为了进一步明确四川盆地凉高山组湖相页岩油的资源潜力及勘探前景,基于G119H井所在区域的地质、地震资料,开展了凉高山组沉积地质背景、河道刻画、优质储层特征、富集模式等研究。研究结果表明:(1)凉高山组在多期湖盆迁移背景下,纵向发育多期叠置湖相页岩、三角洲前缘砂体;(2)公山庙西地区凉二段底部发育浅水三角洲前缘砂体,砂体由西南向北东推进入湖;(3)凉二段分流河道为最有利微相,岩性主要为细—中粒岩屑砂岩,平均孔隙度达6.3%,孔喉结构为小孔—微喉连通模式,可动油占比较高;(4)凉高山组夹层型页岩油分布广,具备烃源岩厚度大(超过10 m)、储层物性好、源储组合相邻匹配等有利条件;(5)该盆地内凉高山组夹层型页岩油有利地区面积约1.38×10^(4) km^(2),利用四川盆地现有三维地震资料刻画凉二段分流河道分布面积为2 336 km^(2),估算石油资源量约15×10^(8) t。结论认为,G119H井的突破揭示了川中地区凉二段夹层型页岩油具有规模开发潜力,进一步展现了盆地侏罗系页岩油良好的资源基础,明确了川中地区凉二段夹层型页岩油是“十四五”及中长期增储上产重点层段。

关键词：四川盆地夹层型页岩油侏罗系凉高山组公山庙勘探突破