套管探伤测井技术在某页岩气井中的应用

来源 :第三届气体能源开发技术国际研讨会 | 被引量 : 0次 | 上传用户:mumu12312
下载到本地 , 更方便阅读
声明 : 本文档内容版权归属内容提供方 , 如果您对本文有版权争议 , 可与客服联系进行内容授权或下架
论文部分内容阅读
套管损伤是油气勘探及后期开发作业过程中普遍存在的现象,尤其在高温、高压及腐蚀性环境中.页岩气勘探开发均采用大型压裂技术,压裂过程对套管、油管产生了不同程度伤害,因此套损检测显得十分必要.采用电磁探伤(MID-K)及多臂井径(MIT)组合测井技术能快速有效地了解套管破损、变形及腐蚀等情况,运用该项技术对某页岩气井进行套损检测,全面了解了该井生产套管破损及射孔情况,为该井下一步作业提供指导.
其他文献
针对西南油气田白马庙蓬莱镇组(J3P)储层气水分布复杂,测井资料解释难度较大,测井解释符合率偏低的特点开展了测井精细解释研究.在进行测井曲线的标准化后,利用岩芯分析资料刻度测井资料的思路,建立了该区孔隙度解释模型和渗透率模型,解释模型经验证均具有较高的精度.结合试油层段孔隙度-电阻率交会关系,建立白马庙蓬莱镇组储层解释标准.该方法能有效提高白马庙蓬莱镇组储层测井精细解释的准确度,对进一步的储层综合
针对国内非常规油气藏开发的需要,为解决水平井井壁稳定、摩阻、携岩及地层污染问题,中原石油工程公司开展油基钻井液技术研究与应用.通过采用梳型弧状结构乳化剂,控制有机土和降滤失剂的加量,形成抗温达180℃、密度达2.2g/cm3油基钻井液配方及现场施工工艺,回收钻井液循环利用.通过中原、新疆、西南等区块现场130多口井的应用表明,油基钻井液润滑性好,定向施工顺利;井壁稳定和井径规则;可大幅减少井下复杂
普光元坝等气田是四川盆地目前已开发运行的高含硫天然气田,其中,普光气田是四川盆地目前已发现的最大高含硫天然气田.天然气储层埋藏深、高温、高压、高含硫化氢,钻井面临喷、漏、塌、卡、斜、硬、毒等世界级钻井难题.配套了70MPa封井器、内防喷工具组合为主的双加双井控装备,确定钻井液安全密度附加值,强化钻井液、加重料、堵漏材料的储备和硫化氢监测及检测,井控安全率达到了100%,井喷失控事故率为0.普光陆相
页岩油气产量递减预测是页岩油气开方案设计的重要工作之一.由于页岩储层及改造措施的特殊性,采用确定性方法预测得到的代表区块产量递减规律的典型曲线具有一定风险.为此,本文针对有无生产数据条件下,提出区块不确定性页岩油气产量递减预测方法.在区块具有充分的生产动态数据时,在获取每口井的初始产量、递减率、递减指数等典型曲线关键参数后,对各参数的概率分布形式进行分析,采用蒙特卡洛随机抽样方法对各参数进行抽样,
随着埋深的增加,薄储层厚度的认识也不一样,如何识别3500m埋深下的碳酸盐岩薄储层,尤其是膏岩层下的碳酸盐岩薄储层,不仅是生产实际的需求,而且具有较为重要的科学意义.SM地区嘉陵江组是川东北地区重要的天然气开发层系,但是其地质、地球物理特征较复杂,不仅发育了一套含有灰岩、白云岩和膏岩的复杂岩层,而且具有碳酸盐岩储层埋藏深、储层厚度薄、地震响应不明显、非均质性强等特点.针对此类地质条件,综合应用正演
气体在页岩孔隙结构中的流动行为复杂,滑脱效应显著.研究滑脱效应,对于明确气体流动、产气机理和优化产能模型都具有重要意义.采用四川盆地东部龙马溪组海相页岩样品,设计了页岩单相气体低速渗流实验,分析气体在页岩多尺度孔隙结构中的滑脱效应.实验结果显示四块岩样的滑脱因子范围为0.092~0.151MPa,渗透率越大,滑脱因子越小;滑脱因子大小与孔隙结构尺度密切相关,孔隙结构尺度对滑脱效应影响的强弱次序为基
长宁-威远页岩气体积压裂增产开发过程中套管失效问题较为突出,研究并解决此类问题具有重要现实意义.本文结合实际施工情况及页岩储层物性特点,认为体积压裂套管失效研究应着眼于地质与工程两大因素,单一角度不能科学解释目前页岩气井套损情况.从工程角度分析,环空流体收缩、拉-弯应力耦合是诱发体积压裂套变的主要因素.然而,针对套管壁厚增加及井眼轨迹的到优化后出现的套损问题,其套损的主要因素是页岩储层本身特性,其
塔里木盆地孔雀河斜坡为了研究评价该区页岩气的发育情况,在孔雀河北区块部署预探井XX井.在该区块首次应用测井资料评价页岩气,其储层的识别,储层的评价参数,对页岩气储层具有重要的判断意义.
川南页岩气包括井研—键位、威远、永川、丁页四个区块,其储层页岩气埋深大(2000-500m)、地层温度高(115-125℃),施工压力(70-195MPa)、延伸压力、停泵压力高,改造难度大,自2013年起,西南油气分公司逐步在该区块进行桥塞式分段压裂施工先导性试验,西南井下先后成功完成了JY1HF、WY1HF、YY1HF三口水平井桥塞式分段压裂试气施工.本文从这三口井的现场实际应用情况出发,分析
川渝地区页岩气开发普遍采用平台井组模式,存在直井段井距小、偏移距大、水平段长等难题,为此开展了页岩气三维井井眼轨迹控制技术研究.应用预弯曲防斜打快技术和浅层预增斜技术,有效降低了小间距平台井组直井段防碰风险;结合地层的自然造斜能力优化了长稳斜段轨道剖面和底部钻具组合,降低了长稳斜段定向滑动比例;通过建立高精度的轨迹预测方法,提高了大零长条件下钻头处参数预测精度;基于导向钻具造斜能力优化底部钻具组合