一种应用于高含硫气井的智能取垢器系统设计

油气井生产过程中，受地质环境、生产阶段、矿物成分等多种因素综合影响，井筒上易产生垢物堵塞，影响正常生产；而解堵和工艺措施的有效性由能否精准取样井下垢物直接决定。针对高含硫气井井下垢物样本取样需要，设计研制了一套智能井下取垢系统，介绍了智能井下取垢器的体系结构及工作原理；详细论述了电路板减震结构、取垢弹爪、容垢篮装置以及扶正装置等取垢器关键机械结构及部件；阐述了基于DSP的电气定时控制系统的体系结构及控制原理，重点说明了系统PID控制算法关键参数计算过程。室内性能实验以及试验井功能试验结果表明，研制工具的耐温、承压性能以及取垢和容垢装置自动化伸缩同步联动控制功能可靠，入井和出井过程顺利，能为高含硫气井井下垢物精准化取样提供设备支撑。同时，提出的设计方法和思路对其他智能化井下工具的研发具有一定的参考意义。     

体积压裂套管剪切变形载荷分析及强度设计

页岩气开发过程中井筒穿越天然裂缝/断层,体积压裂时天然裂缝/断层容易被激活,导致套管剪切变形,套管内径缩小,井下工具无法下入。目前对套管剪切变形条件下的受力分析较少,现有研究主要采用套管Mises应力屈服准则判断套管失效,该准则对于套管大剪切变形问题已不适用。为探究天然裂缝/断层滑移导致的套管剪切变形问题,建立套管-水泥环-地层组合体有限元模型,对位移载荷作用下的套管力学行为进行研究。分析了各因素对套管受力及缩径量的影响,并提出套管缩径量与应力相结合的套管外载设计方法。研究结果表明:套管剪应力及Mises应力随地层滑移量增大而增大,在10 mm滑移量作用下,套管Mises应力已超过屈服强度,建议采用剪切载荷进行强度校核;套管缩径量主要集中在距离滑移面1 m范围内,套管局部区域出现膨胀现象;考虑套管变形量的载荷设计可以有效防止体积压裂过程中套管变形导致压裂工具无法下入的问题。     

压裂液侵入对页岩储层导流能力伤害

大规模水力分段压裂是页岩气等非常规资源高效开发的关键技术。页岩气井返排率一般较低,大量的压裂液长期滞留地层对储层岩石、支撑剂强度等造成一定的伤害,影响页岩储层压裂改造长期效果。针对该问题,通过室内试验模拟研究现场压裂前后气测导流的变化规律,对压裂液伤害程度进行表征。结果表明:压裂液侵入降低了支撑剂、页岩岩石强度,导致支撑剂破碎率、岩石嵌入程度加剧,导流能力伤害达到60%以上;使用大粒径支撑剂、较高铺砂浓度,优选破胶性能好、低残渣、防膨性强的压裂液,能有效提高导流能力,降低压裂液伤害程度。研究结果对页岩地层压裂设计,降低压裂液伤害提高产量提供参考。     

缝洞型碳酸盐岩近井筒裂缝转向模拟研究

缝洞型碳酸盐岩油气储层在非主应力方向上存在许多储集体，水力压裂开采技术产生的压裂缝传统的扩展模式为对称双翼扩展线性裂缝，此方式很难沟通大量存在于非最大主应力方向上的储集体。定向射孔并控制水力裂缝扩展路径是解决此问题的关键。本文通过定向射孔压裂起裂模型判断水力裂缝起裂，最大周向应力准则作为判断裂缝转向扩展的依据，结合顺北某油气田实测参数，利用Abaqus扩展有限元法对射孔方位角、水平地应力差、射孔深度、压裂液排量等影响水力裂缝近井筒转向扩展的因素进行数值模拟。结果表明：射孔方位角、水平地应力差是水力裂缝转向扩展的主要控制因素；射孔深度的影响受水平地应力差的控制；压裂液排量的大小对于水力裂缝转向扩展几乎没有影响。     

压裂用纳米交联剂的研究进展

为解决传统的水力压裂存在的胍胶用量大、pH依赖强等问题,利用纳米材料传统有机交联剂结合,制备出纳米交联剂。现对中外关于压裂用纳米交联剂的相关报道进行了总结,论述了压裂用纳米交联剂的制备方法、性能评价和交联机理研究,并在此基础上阐明了压裂用纳米交联剂存在的问题及未来发展方向。     

致密气藏多级压裂水平井生产动态机理分析

为准确预测致密气藏多级压裂水平井在非线性渗流和复杂裂缝下的生产动态特征，通过双重连续介质-离散裂缝耦合模型对原始致密储层和水力压裂裂缝系统流动特征进行刻画并构建综合渗流数学模型，采用非结构三维四面体网格和控制体积-有限元方法建立全隐式数值模型，并通过修正Peaceman方法建立复杂压裂水平井数值井模型，从而获得准确的数值解。开展含水饱和度、应力敏感系数、压裂裂缝压开程度和空间非对称分布等关键参数对X致密气藏某区块压裂水平井生产动态的影响因素分析。研究表明，该模拟方法能准确预测致密气藏压裂水平井生产动态特征，为致密气藏的高效开发提供理论支撑和计算工具。     

二次加砂压裂技术在海上低孔渗砂岩气藏的应用

东海低渗储层具有埋藏深、温度高、边底水发育、平台空间小等特点,采用传统加砂压裂方式初期产量低、压后压降快、有效产能低,无法满足海上经济有效开发的需求。因此,基于平台化压裂的技术瓶颈,开展二次加砂压裂增产机理及适应性评估,通过技术优化研究,确定了二次加砂压裂施工排量、加砂规模、二次加砂比例、中途停泵时间等关键参数,优选评价了压裂液和支撑剂材料,并评估了平台空间综合利用,形成了一种适合海上低渗平台开发的增产技术。DX-B5井的实施效果表明:二次加砂压裂技术首次应用于海上低渗油气田,并取得显著的增产效果,相比邻井初期产量增加了2倍,累计产量增加了3倍,针对类似储层条件的油气井,可推广应用于东海及国内其他海域的低渗储层增产开发。     

基于导流能力评价实验的复合酸化压裂技术

酸化压裂是碳酸盐岩油气藏增产的主要措施和手段，即使采用较大规模施工，酸蚀缝长一般不超过120 m，而水力压裂技术能够实现大规模造长缝的目的。为此，开展水力压裂与酸携砂压裂相结合的复合酸化压裂技术研究及现场实验，以探索碳酸盐岩增产措施的新工艺技术。实验采用塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩岩心，模拟高温高压地层条件，通过测试水力加砂压裂裂缝、酸化压裂酸蚀缝、酸携砂压裂裂缝、水力压裂与酸携砂复合酸压裂缝的短期导流能力，探索评价了碳酸盐岩地层增产改造的新工艺技术，实验结果表明了碳酸盐岩地层实施复合酸化压裂可以实现较好的导流能力。基于导流能力实验评价结果，优化设计了4 口井的复合酸化压裂方案并进行现场施工，增产效果良好，为碳酸盐岩地层实施复合酸化压裂提供了有力的理论支持。     

页岩气水平井重复压裂关键技术进展及启示

由于页岩气水平井初始增产措施的种种不利因素，产量达不到预期，加之目前低迷的油价背景，页岩气水平井重复压裂技术越来越受到页岩气资源开发的关注。随着压裂技术的不断发展，许多页岩气区块已经成功实施了这一技术，以提高生产率，并增加页岩气井的最终采收率。综述了页岩气水平井重复压裂优化选井的程序，并讨论了关键工艺技术和监测分析技术，最后，结合目前不同技术的研究现状，对今后页岩气水平井重复压裂技术的研究方向进行了展望，提出了结合“大数据”技术选井、套损变形井柔性修复、基于损伤力学的裂缝监测以及新型材料的压裂液和支撑剂等技术攻关的建议。中国页岩气资源潜力巨大，加速形成适合中国页岩气水平井重复压裂配套技术，会对未来中国页岩气商业开发起到促进作用。     

基于压裂效果评价的页岩气井井距优化研究

针对页岩气藏最优井距很大程度上受限于压裂效果后评估的问题，开展了多段压裂水平井改造参数解释研究，并在此基础上开展井距优化。通过建立的渗流数学模型明确页岩气井生产时地层中存在的流态，形成基于线性流识别和特征线诊断技术的压裂参数解释方法，并对参数解释的不确定性进行了分析论证。之后通过定义百米地层累产气进行均匀压裂情况下井距优化。研究表明，地层进入边界控制流后能准确确定裂缝半长，且不影响气井的产能预测；井距的决定性因素是裂缝半长，二者之间的比例关系受SRV内外区相对物性和裂缝导流能力的影响，据此可指导现场井距优化及开发技术政策制定。