深层碳酸盐岩储层有机酸深穿透酸压工艺

利用常规酸液体系对深层碳酸盐岩储层进行酸压改造时面临着酸蚀缝长短、导流能力递减快等问题。为实现这类储层的高效改造,对有机酸、胶凝酸等不同的酸液体系获得的有效作用距离及长期导流能力进行实验研究。对比不同酸液体系的酸岩反应动力学方程,可知相较于胶凝酸,有机酸有效作用距离能提高10倍以上,但有机酸在低闭合应力(10 MPa)和高闭合应力(60 MPa)下长期导流能力均低于胶凝酸液体系。为在实现酸蚀裂缝长有效缝长及高导流能力,提出了"有机酸+胶凝酸"注入方式,先用有机酸进行远端刻蚀,再用胶凝酸提高近井导流能力。并对典型井优化,得到施工排量8～10 m~3/min,施工液量850～950 m~3,施工段塞在2～3段能取得较好的酸压施工效果。     

遇水膨胀封隔器分段酸压技术及应用

中国西北某油田奥陶系碳酸盐岩油藏以裂缝溶洞为主要储集空间,具有超深、高压和高温的特点,水平井笼统酸压存在效果差以及分段改造方式和工具选择困难等问题。阐述了遇水膨胀封隔器分段酸压技术原理、技术关键、施工程序和工具性能参数。根据试验井实际钻、录、测井资料和分段酸压级数优化结果,结合储层裂缝、溶蚀孔洞特点,并考虑完井工具对井径、井眼轨迹的要求,以有利储层段有效改造为原则,确定分段酸压完井方案,优化了封隔器下入和膨胀座封时间,开展了分段酸压优化设计以及现场试验。试验表明：分段酸压完井方案及酸压优化设计方法是正确的,但投球滑套等工具质量以及完井酸压过程中的质量控制需进一步提高和完善。     

低渗透裂缝型碳酸盐岩酸压气井动态特征分析

低渗透裂缝型碳酸盐岩基质低孔低渗、天然裂缝发育,目前存在的酸压气井动态特征模型没有同时考虑储层基质低孔低渗引起的非达西渗流以及储层裂缝发育造成的储层应力敏感效应。为了分析低渗透裂缝型碳酸盐岩气藏酸压后渗流特征和产量递减规律,建立了考虑酸压改造程度、酸压改造范围、流体低速非达西流动、储层应力敏感的酸压气井渗流模型。首先针对气体拟压力形式的非线性非齐次的渗流方程进行Laplace空间变换,在Laplace空间利用摄动理论线性方程解的叠加原理进行求解,其次基于Duhamel叠加原理考虑了井储和表皮对渗流的影响,采用Stehfest数值反演方法得到实空间酸压气井不稳定产量和压力解,最后基于典型曲线特征分析了四类因素对酸压气井产量递减和井底压力动态特征的影响。结果表明:低渗透裂缝型碳酸盐岩酸压气井存在8个流动阶段,基质-裂缝窜流具有减缓产量递减速率的作用;低速非达西在生产中后期对产量递减影响明显,会削弱窜流对产量递减的补偿作用且明显降低气井产能;应力敏感在生产后期对产量递减的影响凸显,对气井递减率和产能影响较小;改造程度越高,产量递减率越大且产能下降越明显;改造范围越大,气井递减速率越稳产。结论认为:实际低渗透裂缝型碳酸盐岩气藏产能分析中,低速非达西渗流对产能的影响大于应力敏感对气井产能的影响;若以保持酸压气井稳定的产量递减速率为目标,增大改造范围比增大改造程度更重要。     

9孔桶形掏槽一次成井技术

 为解决一次成井中天井断面小、深度低的问题,提出9孔桶形掏槽一次成井技术。通过对掏槽爆破机理研究,选取了4空孔掏槽方式,装药孔与空孔直径分别为0.11、0.25m,掏槽孔与空孔间距0.46m等爆破成井主要参数。采用非线性动力分析软件LS-DYNA对9孔桶形掏槽一次成井的关键—掏槽过程进行了数值模拟,实现了9孔桶形掏槽槽腔成形过程的可视化。模拟结果表明,成井参数选取合理,主掏槽孔能与空孔有效贯透形成“莲花形”槽腔,副掏槽孔能以“莲花形”槽腔为自由面进一步扩大槽腔。最后在理论分析和数值模拟基础上,以某露天矿为工程实例,对所取参数进行现场实验,一次爆破形成了23.4m天井,天井断面4m×4m,证明数值模拟结果准确,该技术在深孔一次成井中可行。     

特低渗透油藏入井流体顺序接触储层损害评价

特低渗透油气资源在剩余油气资源中的地位越来越凸显。由于低孔低渗的特点,特低渗透油层在钻井、完井、采油、增产改造、EOR 等全过程均会发生储层损害。以镇泾油田长8 组为研究对象,对钻井完井液、压井液和压裂液顺序接触储层对储层的损害进行了方法探讨和实验评价。结果表明,钻井完井液对储层的损害最严重,压裂液次之,压井液最轻。分析表明,流体敏感性损害和漏失损害是钻完井液损害储层的主要因素。压裂液乳化、残渣、液相圈闭、浸泡时间损害,天然裂缝与水力裂缝堵塞,压裂液的冷却效应是压裂液损害的主要因素。最终提出了加入封堵剂改善钻完井液性能,从压裂工艺、压裂液体系出发改善压裂液的解决方式,实现全过程储层保护是特低渗油藏开发的关键。     

中国致密油储层改造理念及技术展望

中国致密油分布广泛,地质资源总量可观,对于中国能源安全和供给至关重要。但与国外致密油区相比,中国致密油陆相多期沉积,互层明显、物性更差、单个油区资源量相对偏小,给储层改造带来了更大的挑战。针对中国致密油储层由于受到改造技术与理念的制约,尚未实现规模化开发这一问题,在充分分析国外成功先进改造技术及理念基础上,结合中国致密油储层特征和改造技术现状,全面剖析了中国致密油储层改造技术难点,探讨了大规模效益开发中国致密油储层改造技术发展方向。分析表明,国外致密油成功开发的关键因素在于利于改造的储层条件、长水平段快速钻井技术及长水平井多簇多段多级压裂技术全面应用。指出中国应持续进行地质力学、裂缝起裂及缝网扩展延伸机理及规律等基础理论研究,突破惯性思维,探索新的致密油储层改造模式,强化攻关试验,并不断地借鉴消化、集成国际先进技术,创建适合于中国致密油储层改造的主体技术系列,力争实现中国致密油高效、经济规模开发的突破。     

常规稠油边水油藏氮气泡沫抑制水侵试验

稠油开发中油藏边水的存在造成吞吐井迅速水淹,产量急剧降低。根据河南油田边水稠油油藏的特点,建立能够模拟油藏边水的蒸汽吞吐物理模拟试验装置,在分析泡沫剂和稠油性能基础上对氮气泡沫抑制边水的影响因素及应用条件进行研究。结果表明:氮气泡沫抑制边水技术适用于原油黏度较低、边水能量适中、非均质性较强的油藏,且在强水淹时实施能取得较好的抑制边水效果,应先注入N2段塞,再注N2泡沫段塞,然后N2与蒸汽混注;试验期累积增油9691 t,平均含水率下降9.2%,单井油气比提高0.11,投入产出比为1∶1.72,控水增油效果明显,达到了抑制边水的目的。     

页岩气藏压裂水平井产能特征研究

页岩气具有独特的储层特性与流动特征,其数值模拟方法与常规油气藏有很大差异。基于多重介质模型建立及基质离散模拟吸附气和游离气的瞬变流动方法,对储层进行体积压裂改造,实现了体积压裂模型的构建;在此基础上结合X井的生产数据对吸附类型、基质离散程度、裂缝-基质耦合系数、基质渗透率以及裂缝渗透率等因素对产能的影响进行了分析。结果表明,吸附类型、裂缝-基质传导率、油藏具有天然裂缝和基质裂缝渗透率以及压裂增产区域裂缝渗透率可以影响页岩气的生产年限、递减率以及裂缝导流能力,这对页岩气藏水平井进行压裂优化设计具有一定的指导作用。     

油井水力压裂的三维数值模拟

为了研究油层岩石在水力载荷作用下的裂纹扩展及渗流行为,采用渗流应力耦合模型对水力压裂过程进行了三维有限元方法数值模拟研究.预设裂纹用粘结单元来模拟,裂纹的起裂和张开用单元的损伤因子表征.为了使得在裂纹扩展过程中,流体压力能随裂纹扩展动态地跟踪加载到裂纹面上,给出了流体压力在裂纹内传递的模型,并编写用户子程序予以实现.模拟结果得到了水力压裂过程中岩石中的应力分布、孔隙压力分布、压裂液的滤失以及裂缝的几何形态.分析了压力和隔层等因素对裂纹几何形态的影响.该研究结果对石油工程中压裂方案设计及故障诊断有一定的理论参考价值.     

共沉淀纳米掺杂制备ZnO压敏电阻数学模拟

从多种离子反应平衡角度,对氨法共沉淀过程进行了理论分析,并在此基础上提出了氨法共沉淀的数学模型和计算方法.对ZnO压敏电阻粉体共沉淀反应中的只能与OH-络合的金属离子(B类离子)的单体沉淀、共沉淀,以及A类(既能与NH3也能与OH-络合的金属离子)、B类离子的共沉淀进行了理论分析和模拟计算,得到了沉淀反应中沉淀系数、络合反应系数及pH值和氨水添加量之间的关系.