文摘
本文钻探(钻井)技术由于自身的优点被广泛实现钻井效率的改进和降低成本。然而,这种先进的技术需要非常特殊的设备和运行机制,提出了多重挑战传统的测井技术。在这项研究中,一个实时记录系统(随钻测量/ LWD和泥浆录井)是开发和利用本文钻井期间,快速识别和评估气体的形成。这种先进的系统能够快速检测的气体形成和确定地层类型钻井时,通过监测天然气产量的变化。这实时记录系统提供了强大的技术支持,气藏钻井和开发。一个案例研究已经清楚地表明,基于实时测井资料解释和评价结果与常规测井的结果吻合较好。因此,这种先进的实时测井技术可以利用的有效指导现场操作。
1。介绍
本文钻井(钻井)是一个过程的底部压力低于地层压力保持和导致地层流体流入井筒,然后表面控制(1]。日益复杂的油气储层,储层的比例较低的孔隙度、渗透率、压力,每年大量增加。很难达到预期目标与常规钻井技术,但使用钻井技术已经能够用生产这个类型的储层。然而,也有一定的风险在钻井。当钻井油气储层,特别是气藏,踢或井喷事故可能造成的如果不能妥善处理好控制2,3]。因此,及时的监测和控制流体生产和评价油气储层的钻井时变得尤为重要。
形成气体钻井的实时评价是非常关键的气藏勘探和开发(4- - - - - -6]。目前,最常见的方法是监控碳氢化合物总量的变化值和天然气生产的实时日志(7]。然而,在钻井地层天然气不断进入井筒,严重扰乱了背景气体值。因此,常规测井方法无法准确解释气体形成(8]。包和陈(2005)讨论了气体形成的识别和评估方法通过分析气体轴承的条件与钻井钻屑。徐et al。(2007)提出了全面的识别和评估的方法识别天然气形成通过监控钻井时间,气测井值,气体流量,观察钻井参数的变化,泥浆槽表面的变化,并与钻井火炬燃烧的状态。本研究分析了实时测井测量(随钻测量/ LWD、录井等),建立了一个新颖的方法来识别和评估与本文钻探天然气形成。这种新方法提供了重要的改进传统的测井技术。同时,也是至关重要的一个健壮的钻井程序迅速评估气体的形成和有效地指导现场操作。
2。测量时在本文钻探钻井
评估气体形成及时在钻井过程中,表面实时监控系统是必要的监测钻井过程中多个变量。在常规钻井,这个任务是通过测井系统。然而,克服各种的设备和操作过程与常规钻井(数据明显不同1和2)。因此,测井系统是无法在钻井监测多个参数。为应对这些挑战,多个仪器已经被添加到原来的设备,如钻井泥浆性能传感器插座,脱气装置,气体样品收集器(9]。
实时测井系统由数据采集、信号处理、数据传输、监控和数据评估(10,11)(图3)。数据采集传感器进行泥浆系统的多个测量泥浆注入之前和之后返回泥浆。注射前的测量通常包括测定温度、压力、体积和泥浆的流变参数。返回测量泥浆(泥浆录井)包括返回总额,出口气体通量和流变参数。原始的模拟信号转换为数字信号使用复合A / D信号适配器。最后,无线数据信号传输到计算机终端,并解释结果图表和图表的形式可以实时可视化的方式。这个数据处理和控制系统提供了现场人员的实时监控能力,防止液体松/踢钻井情况[12,13]。
钻井时,登录时之间有时差(延迟时间)上的真实数据,在井口取样的数据记录设备。滞后时间取决于泥盘旋盘旋速度和时间和可能影响的形成温度。理论滞后时间表示为 在哪里滞后时间、最小值;泥浆流量,L / min;井筒直径,m;是钻柱的外径,m;井眼环空体积,米3;井深,m。
钻井工具装配使用英制单位;为方便现场应用,值为3.14,从公制单位转换为英制单位转换,公式(1)可以写成 在哪里 , ,和同时,上面的一样吗井筒直径,英寸;是钻柱的外径,英寸。
由于天然气渗漏的影响,实际延迟时间通常小于理论值。时差可以进一步修改湿度校正法(14]。
3所示。气体区钻探时识别和评价
3.1。快速识别天然气区
在钻井过程中,井筒在较低的压力而形成。因此,更高的压力形成气体钻井期间及之后流入井筒。这通常会创建一个巨大的噪音,导致测量误差。常规测井方法不能够准确评估气体区。因此,需要额外的测量和技术快速识别天然气区(15,16]。
3.1.1。烃浓度监测泥浆的回报
钻井,因为气体形成烃含量远远高于在钻井泥浆,泥浆的碳氢化合物含量增加显著后形成气体进入井筒并溶解在钻井泥浆(部分)。一般来说,当返回泥浆中的碳氢化合物的浓度增加了超过3%,这表明气体带钻。
3.1.2。监测钻井时间/机械钻速(ROP)
在钻井过程中,地层压力高于井下压力;因此,形成更容易被钻。当遇到多孔或fracture-intensive地层,钻井速度明显增加,钻井时间减少。这变得更加明显在液相钻井;罗普当遇到气体区急剧的变化。然而,当空气钻井应用于钻井罗普这种变化不会那么明显。因此,额外的观测需要检测气体区。
3.1.3。钻井参数的综合分析
当钻到一个新的天然气区是由增加罗普和返回泥浆烃含量较高,是一种很好的做法相应地增加井口回压以防止踢。退出的气体带时,再次降低井口回压,在井筒中创建欠平衡条件,因此罗普增加。井口回压的调整不可避免地导致立管压力的变化、套管压力,气体流量,等等。当形成气体流入环和上升到井口,立管压力明显下降。如果明显形成大量气体流入井筒环空,阻塞阀门应关掉。这个操作控制地层天然气的体积涌入,从而增加立管压力和套管压力。
如果立管压力下降随着套管压力的增加,或者两者都是压力波动明显,这表明气体区钻井中遇到。此外,由于井口压力与井底压力相比,显著降低地层天然气膨胀迅速传播到井口,造成钻井泥浆体积的增加。结果,返回泥浆的密度下降。通过监测返回泥浆密度的变化,遇到气体的区域可以确定。
总之,也发现了很多的指标能够确定气体区钻井时遇到,如(我)罗普的增加,(2)总烃含量的增加泥浆的回报,(3)套管压力的增加加上减少立管压力,(iv)这些压力的显著波动,(v)返回泥浆密度降低,(vi)出口钻井液的粘度的增加,(七)钻井液温度的增加,(八)出口电导率的降低,(第九)气体体积流量的增加。
虽然上面提到的一些指标没有明确讨论在这项研究中,那些可以提供额外的证据识别气体的形成。
3.2。检测气体区中
有很明显的区别在天然气生产钻井均匀气体层和断裂的气体层。天然气层的形成特性可以通过解释以实时的方式确定天然气产量的变化。此外,气体产率的气体带钻也可以大致估计。天然气产量率随钻表示为 在哪里是天然气生产速率随钻,L /分钟;入口体积通量,L / min;碳氢化合物总量值,%;泵的体积天然气开采,毫升/分钟;电动脱气器体积,毫升/分钟;电动脱气器效率,%。
在稳定的操作环境下,使用相同的工具在同一操作,注入能力和样本泵的电动脱气效率保持不变;因此,被认为是一个常数。
我们能够解释地层类型(均匀或断裂的水库)时获得了随钻气体产率数据。见图4从均质砂岩地层变化,天然气产量线性沿钻孔深度。图5表明,天然气产量在不同钻井深度在裂缝性储层中,天然气产量率展品突然改变引起的大周边地层渗透率对比。
3.3。评价和解释方法的气体区
在钻井过程中,形成气体流入井筒导致出口减少钻井泥浆的密度。同时,释放气体钻井泥浆的形成需要的热量,导致减少钻井泥浆的出口温度。因此,钻井液出口密度和温度的变化可以作为一种间接利用指标解释遇到的天然气生产区域。此外,孔隙度日志气体形成的反应是显而易见的;因此,钻井液出口密度和温度可以结合测井孔隙度数据来生成一个更好的评估工具。通过深入研究气体的特征参数区蓬莱地区(山东、中国),基于数理统计,一组标准气体的质量评价区蓬莱地区总结表1。
在现场实践中,随钻测量/ LWD数据通常是用来识别气体的入口区。然后,这组新的评估标准可以适用于解释气体区域的类型。最后,这些解释结果需要研究,结合有效孔隙度测井,进一步验证初步评价结果。
4所示。案例研究
PL133井设计的测量深度2769米,和主要目标层是赤水地区(T3X2)。低密度钻井液和本文钻探技术以及部分部署在1733米和2769米之间。通过分析邻井的碳氢化合物,是预期的形成中遇到这种钻井主要是由气体、水饱和度。根据岩心分析结果,赤水地区的平均孔隙度为6.6%,平均渗透率是0.09。结果显示,在蓬莱地区形成的极低孔隙度、低渗透率的特点。本文钻探技术是利用在这为了及时检测和保护气体区。
4.1。快速识别天然气区随钻
综合测井解释结果PL113的区间,2520 - 2620 MD,如图6。在上面的小节中,2532米,总烃浓度保持在9.5%左右,没有发现明显的增加。与此同时,钻井时间曲线显示了平均钻速大于13分钟/ m。因此,上述形成2532 MD是nonreservoir形成。碳氢化合物总量值监控来自以前打开的水库。在2532 - 2556区间,碳氢化合物总量值线性增加从10.04%降至16.22%。与此同时,平均13分钟的钻井时间减少7.5分钟/ m / m。钻井参数的变化表明存在一段均匀气体的形成。低于2556 MD,碳氢化合物总量值出现大幅下降到13.11%,而钻速逐渐上升到大约10分钟/ m,这表明一个出口气体的区域。运用相同的方法对整个部分,可以确定气体轴承部分出现在2564米,2569米,2581米,2584米,2593米,2595米,2613 - 2618米。
可以看到从图6从传统的日志记录工具,解释结果(钻孔指示、孔隙度指示和电阻率曲线)和新添加的指标(钻探表明,出口指示,和气体日志指示)保持彼此非常一致。从传统的日志记录工具的结果从测井钻井完成后,新添加的结果指标是获得日志随钻。因此,可以得出结论,实时记录和监测数据可以用来识别和评估气体区域快速、准确。
4.2。解释的类型的气体形成
从2532米到2556米的钻探深度医学博士,天然气产量增加从0.5931.03米/分钟3/分钟,见图6。相对缓慢和稳定的天然气产量的变化表明均匀气体区钻井时碰到了。在约2564 MD,天然气产量大幅增加从0.84 m31.54米/分钟3/分钟,这意味着天然气区骨折可能钻。从天然气生产图,快速飙升,海拔2581米- 2584米,2593米- 2595米、2613米- 2618米也支离破碎的迹象气体区域,如图7。常规测井结果PL 113确认这些评估图7。总之,合理准确的解读形成类型的气体区可以通过分析天然气产量的变化而钻探。
4.3。评价天然气的储层属性区
钻井液密度、温度和气体的有效孔隙度PL113呈现在图8。明显降低的密度和温度区间2564 - 2569 m MD是观察。这些变化的百分比进行计算,并显示在表2。这形成最初的气体钻井。使用该评价标准(表1),我们已经解释这个作为质量差气体形成区(表1)。同样,部分2581 - 2584 MD也归类为低质量的气体区。这个解释同意极低孔隙度、低渗透率的特点。泥浆密度和温度2613 - 2618 MD间隔指示气体和水的存在,表明水入侵的可能性在这个区。常规测井解释表3完全匹配的解释表2,这进一步验证了我们的解释。
基于分析邻井相同的形成及其测试结果,发现的主要产层形成气体区和支付连续分布在赤水地区的上部(T3X2)。PL113通过综合分析,发现有利的生产区域主要位于赤水地区的上部,稍后应该考虑在水平钻井设计以及储层开发计划。
5。结论
(1)利用实时测井资料(随钻测量/ LWD、录井等),准确、及时地识别天然气区欠平衡钻井成为可能。此外,气体的类型和形成质量区可以确定使用天然气产量的变化数据沿深度。这种新方法使我们能够随时关注存在的地下天然气的质量和层次。(2)的深入了解从不同类型的气体形成实时记录数据,我们建立了一个方法来快速识别和分类在克服各种气体区。应用测井资料的评估标准可以使我们有一个实时评估气体的区域。(3)随着地层评价技术通过监测利用随钻测量数据在气区域仍然处于探索阶段,因此,提出形成评估标准在本研究中应该谨慎使用,将进一步完善。
的利益冲突
作者宣称没有利益冲突。
确认
作者欣然承认金融支持中国国家自然科学基金(批准号51474185),国家重点基础研究发展计划(973计划)(批准号2013 cb228003),国家一级学科的项目在石油和天然气工程、国家重点实验室和科学研究的基础。