徐深气田气层压裂后压井液密度选取方法及应用

随着近年来深层试气测试工作量逐年增多,压井工程的工程量也同步增长.压井液密度如何选取是压井工程的关键环节.压井液密度过高导致了压井液漏失率高及用量大,由此带来高的压井成本.压井液密度过低给井控安全带来隐患,甚至发生井喷失控事故.为了合理地选取压井液密度,进行了深层压裂后压井液漏失率规律及影响因素分析试验,在试验基础上建立了压裂后气层压井液密度选取方法,充分考虑了地层原始压力系数、压力附加系数、压力衰竭程度和目前井口压力等因素.现场应用结果表明深层压裂后气层压井液密度选取方法适合于徐深气田的实际,有效地降低了压井液漏失率,减少了压井液用量,减轻了对气层的污染,可在徐深气田勘探、开发中普遍应用.     

高压气井压井井筒温度场预测与影响因素分析

从反循环压井工艺特点出发,以质量守恒、动量守恒和能量守恒为理论基础,推导出反循环压井过程井筒温度场计算模型,并对压井液入口温度、压井液密度、循环时间、压井液排量、压井液导热系数、井深等对反循环压井过程中井筒温度场的影响进行分析.结果表明:随井深增加、压井液入口温度提高、压井液排量减小、循环时间缩短、压井液导热系数增大、压井液密度减小,井筒温度线向高温偏移,反之井筒温度线向低温偏移;调整压井液排量和压井液入口温度是改善井筒温度场最有效的途径.     

低伤害油基压井液的研制

介绍了一种新型的低伤害油基压井液的合成方法，及其在油田采油工艺中的应用前景。     

徐深气田气层压裂后压井液密度选取方法

随着近年来深层试气测试工作量逐年增多,压井工程的工程量也同步增长。压井液密度如何选取是压井工程的关键环节。压井液密度过高导致了压井液漏失率高及用量大,由此带来高的压井成本。压井液密度过低给井控安全带来隐患,甚至发生井喷失控事故。为了合理地选取压井液密度,进行了深层压裂后压井液漏失率规律及影响因素分析试验,在试验基础上建立了压裂后气层压井液密度选取方法,充分考虑了地层原始压力系数、压力附加系数、压力衰竭程度和目前井口压力等因素。现场应用结果表明深层压裂后气层压井液密度选取方法适合于徐深气田的实际,有效地降低了压井液漏失率,减少了压井液用量,减轻了对气层的污染,可在徐深气田勘探、开发中普遍应用。     

《油田低伤害油基压井液》

该产品是以油化工业和制药工业的副产品为原料合成的含芳基脂肪酸酰胺型乳化剂(ES—2),经中原油田压井现场应用,证明该产品使用方便,性能良好,明显优于水基压井液,经济效益与社会效益显著.达到了国外80年代同类产品的先进水平.主     

复合射孔上部压井液运动机理试验

建立了复合射孔相似模拟试验装置,利用该试验装置观测了不同高能气体压力及压井液高度作用下的压井液运动状态,并对实测压力曲线及压井液的受力状态进行了分析.结果表明:井底的高压气体与上部压井液之间的作用是一个复杂的气液作用过程,是多种因素共同作用的结果;在高压气体与上部液体作用过程中,底部作用层位压力剧烈变化,压井液高度越高,底部高压气体的压力越大,高压持续时间越长;压井液的受力是逐层传播的,受液体压缩和摩擦阻力的影响,压力在传播过程中不断衰减;采用在压井液上液面封挡的方法,能够提升复合射孔过程中的作用压力,增加高能气体能量的利用率,但也会造成瞬时的冲击高压.     

压力恢复曲线在压井液密度优化中的应用

由于高压低渗裂缝性储层导压能力较弱,关井后压力恢复缓慢,因此根据地层压力确定的压井液密度偏高、易造成储层污染,通过对储层压力恢复速度进行分析,确定出适用于不同压力恢复速度和施工周期的压井液密度,现场应用后取得了较好的油层保护效果和经济效益,并为同类储层压井液密度的选择提供了良好的借鉴。     

无固相压井液抗高温性能研究

针对吉林气田目前使用的中浅层无固相压井液耐温能力差的缺陷,通过对高分子增黏剂和降滤失剂耐温性筛选以及对压井液体系高温稳定剂的研究,确定了耐高温无固相压井液的配方为:2.67% GWJ +1.67% ZN-1+2.0%KCl+0.7%A+0.05%BNP-10+0.1%KY-1+2.67% HS-1+一定量的NaCl、JZ-1.无固相压井液的耐温能力由70℃提高到了150℃,密度在1.1 g/cm3-1.5 g/cm3内可调,低滤失,对储层伤害小.     

天然高分子絮凝剂及其改性产物的研究

本文介绍几种天然高分子絮凝制及其化学改性产物的研制和应用.F691是一种从华南地区野生值物中筛选提制的天然高分子絮凝剂,适用于水治、水和某些废水处理.以它为原料经醚化剂改性而成的FN-A1絮凝剂,进一步提高了使用性能.成功地在糖厂蔗汁、氯碱厂盐水以及某些废水处理中得到了应用.由于这种絮凝剂成本低、无毒性、资源丰富,是较为理想的固液分离用絮凝剂.     

一种特殊容器含盐量的变化研究

研究一种特殊容器含盐量的变化规律.首先通过容器的构造特点,建立了容器内含盐量与时间的微分方程模型.然后进行模型求解,得出容器内含盐量随时间的变化规律.最后,分三种情况进行数值仿真,研究表明容器内含盐量的变化与注入盐水速度和排除盐水速度大小有关,同时,排除盐水的浓度逐渐趋于注入盐水的浓度.     

M地区水淹层含水饱和度的计算

以M地区测井、实验、试油等资料为研究基础,采用电阻率相对值技术,建立含水饱和度解释模型,避开了地层混合液电阻率的求取.探讨了研究区两种含水饱和度计算方法的应用过程,计算结果表明电阻率相对值法计算的含水饱和度与岩心分析饱和度匹配较好.实际应用表明,该模型效果良好,为M地区饱和度计算提供了一种行之有效的方法.     

控水防砂技术在边底水稠油油藏的研究与应用

为解决边底水稠油油藏含水上升快的开发难题,胜利油田采用了控水防砂技术,利用控水砂和清洁携砂液结合实施高压充填防砂施工。从抗剪切性、携砂能力、抗细菌稳定性、岩石伤害等几个方面对清洁携砂液和支撑剂进行筛选,利用渗流机理及实验模拟对施工工艺参数进行优化。现场应用表明该技术增油效果明显,有效地起到了稳油控水的作用,研究成为边底水稠油油藏的控水防砂提供了重要理论依据。     

英南2井预防水锁水敏的钻井液配方室内试验研究

在英南2井储层地质特征、储层伤害特征及程度研究的基础上,针对储层具有严重的水锁效应和水敏效应,确定使用低密度钾基聚磺钻井液体系,设计了防止水锁效应和水敏效应的钻井液配方,并对其进行了室内静态伤害实验.实验结果表明,储层在束缚水含水饱和度为63%时和原始含水饱和度为43%时,岩心渗透率的恢复率均大于86%.因此,钾基聚磺钻井液能较好地控制储层孔隙喉道中的黏土矿物膨胀,相对增大了孔隙和喉道大小,减轻了储层的水锁与水敏伤害程度,提高了气相渗透率.所确定的钻井液体系与配方较好地满足了英南2井钻井工程的现场要求.     

疏松砂岩油藏封隔颗粒防砂控水技术矿场实践

南海东部的F油田为疏松砂岩稠油油田,针对投产后出现的储层出砂堵塞筛管,油井产量递减快、见水后含水上升快等难题,在充分调研常规防砂控水技术优缺点的基础上,提出了一种由亲油疏水材料构成的封隔颗粒防砂控水技术。利用实验、油藏工程、数值模拟等方法评价了封隔颗粒的防砂控水效果。结果表明：（1）封隔颗粒防砂控水技术具有无需找水、全井段控水、防砂、绿色环保等多种优势,配合自适应流量控水阀AICD（Autonomous Inflow Control Device）,防砂控水效果进一步提升。（2）F油田部分单井矿场采用封隔颗粒防砂控水后,有明显的无水采油期,在相同采出程度的情况条件下,含水上升率明显更低,防砂控水增油效果显著。该技术为类似疏松砂岩油田的防砂控水开发提供了借鉴,推广前景良好。     

PLC在变频调速恒压供水系统中的应用

传统恒压控制系统的供水管网能耗大、控制精度差、设备损耗快、对电网要求高。随着变频技术的发展与应用,各种大功率、耐高压器件的相继出现,变频恒压系统已成为供水管网恒压控制系统的主流,而PLC技术的发展使其在控制系统中得到了广泛应用。用PLC和变频器协同工作,建设了莆田市供水公司的恒压供水系统。详细介绍了系统组成和PLC的控制程序,实践证明了系统的先进性与稳定性。     

底水稠油油藏水平井含水规律预测方法

针对底水稠油油藏水平井出水位置难以确定的问题,通过建立底水稠油油藏物理及数学模型,利用Green函数、Newman乘积方法和叠加原理推导底水稠油油藏水平井非均匀产液的压力响应解析解,采用Stehfest数值反演算法得到考虑井筒储集效应和表皮效应的底水稠油油藏水平井分段产液试井井底压力解.通过绘制水平井分段试井典型图版,进行流动阶段划分及分析,进而得到不同生产段长度、生产段数目、生产段位置分布、流量分布等影响因素影响规律,并绘制相关解释图版.矿场应用实例验证了研究结果的有效性及广阔的应用前景.     

基于水系多样性影响下的砂岩储层流体识别技术探讨

地层水矿化度变化大的地区测井解释难度大,易得出错误的解释结论。以测井响应机理研究为基础,依托阿尔奇公式中的电性、物性和含油性之间的关系,提出了水层底部包络线法、视地层水电阻率法和自然电位与电阻率乘积法。分别以水系相对集中的A井考查水层底部包络线法和视地层水电阻率法识别水系的准确性,以水系相对变化大的B井区考查自然电位与电阻率乘积法直接识别流体性质的实用性。结果表明,当水系相对集中为两套时,水层底部包络线法和视地层水电阻率法可以很好地识别不同水系,为在同一套水系中进行流体识别奠定了基础。当水系变化较大的情况下,自然电位与电阻率乘积法不受水系的干扰,直接识别流体解释符合率达到了80.9%,对于其他地层水矿化度变化大的地区有重要的借鉴作用。     

外围油田覆膜砂控水压裂技术适应性探讨

针对葡萄花储层开发中后期中高含水井,常规措施压裂后经常出现大幅度增液,而增油幅度较小甚至不增油,即便压裂后达到了预期增油效果,其含水上升速度也较快,有效期难于控制。结合大庆油田外围地层裂缝走向、渗透率、油层发育等情况以及井层压前产液、含水等状况,开展了现场试验,通过压裂工艺将覆膜砂携至裂缝中,生产时形成一条高含油饱和带,实现覆膜砂对油水流动能力的选择,达到具有堵水不堵油特性。通过近几年效果跟踪统计,分析其增油降水的效果及适应性,该技术可有效提高油井压裂后油层动用程度,降低油井采出液的含水率,拓宽压裂选井选层范围。     

底水驱动油藏水平井油水两相流产能研究

首先利用镜像反应法和势的叠加原理,对底水驱动油藏水平井稳定渗流进行理论研究,得到只有单相油流流动条件下的底水油藏水平井产能公式;在单相油流流动的基础上,以单相流动时的产量作为水平井的初始产量,再应用势的叠加原理和等值渗流阻力法推导出两相流动时的底水驱动油藏水平井产能公式。     

缝洞型碳酸盐岩油藏水驱特征曲线研究

缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间复杂,呈现出很强的非均质性和多尺度特征,除个别井水驱特征曲线呈现出砂岩油藏特征或单一直线段特征外,其余井水驱特征曲线多呈现出多直线段台阶状或不规则特征,因此不能直接对传统水驱特征曲线进行简单的应用。在对国内外常用的50 多条水驱特征曲线进行筛选的基础上,对桑南西缝洞型碳酸盐岩油藏水驱特征曲线进行了选择应用,分析结果表明,对于缝洞型碳酸盐岩油藏,需要根据分析应用情况的不同及与实际资料的相关性来选择应用水驱特征曲线。为了进一步完善缝洞型碳酸盐岩油藏水驱特征曲线的选择应用,在此基础上对其水驱特征曲线应用相关事项作了补充。