榆树林油田CCUS采油工程方案优化设计与实践

大庆榆树林油田扶杨油层属低孔、特低渗透储层,针对以往开发过程中存在注水困难、压裂有效期短、水驱开发难以有效动用的问题,开展CO_(2)驱油技术现场试验。从经济性、技术适应性、配套工艺成熟性等角度对采油工程方案进行综合评价,优选出单、双管分层注入工艺、高气液比举升工艺、注采两端个性化防腐工艺及物理化学组合解冻堵工艺等CCUS采油工程技术。结果表明:试验区投产初期及目前生产情况均达到了油藏预测指标;采出井平均泵效及检泵周期与外围油田平均水平相持平,注气井与采出井腐蚀速率小于行业指标;实现CO_(2)有效埋存108.9×10^(4) t,比水驱预测采出程度提高采收率4.39百分点,取得较好的驱油开发效果。研究成果为CCUS示范区的高效建设提供了技术支撑,开辟了大庆油田外围难采储量有效动用的新途径。

基于改进NSGA-Ⅱ算法的间歇采油制度优化

对于低渗透率油井,采用间歇采油制度能有效避免空抽磨损,并减少电能消耗量。为此通过分析沉没度和地层流压随抽油机井生产时间变化的规律,从系统节能的角度出发,建立以采油总产量最大、能耗最低为目标的间歇采油制度多目标优化模型。引入NSGA-Ⅱ并改进该算法对间歇采油制度多目标优化模型求解,运用改进算法得到的Pareto最优解的多样性和收敛性,合理优化抽油机的最优停机时间,最大效率地提升采油效率的同时,最小化电能消耗量。试验结果表明,基于Pareto多目标遗传算法的间歇采油机制优化具有明显的优势,在优化系统效率的同时能够有效减少电能消耗。研究结果可为油井间歇采油机制的改进和优化提供有力的技术支持。

超临界CO_(2)管道止裂韧性预测模型研究

碳中和目标下,超临界态CO_(2)管道输送已成为碳捕集利用与封存(CCUS)技术发展的必然趋势。然而,目前超临界CO_(2)管道止裂控制体系尚未构建,管材止裂韧性难以预测,成为限制其广泛应用的瓶颈问题之一。针对该问题,通过归纳国内外相关文献及规范标准,对超临界CO_(2)管道止裂控制研究进展及最新标准体系进行了简要综述;在系统收集已开展CO_(2)管道全尺寸爆破试验信息及数据的基础上,对现有止裂韧性预测模型适用性进行了讨论,由此确定了CO_(2)管道止裂韧性预测模型修正形式,并对不同模型适用范围及预测结果进行了讨论。研究结果表明,建立的修正模型解决了传统止裂预测模型过于激进的问题,同时降低了DNV推荐方法的保守性。建议将修正模型与DNN预测方法相结合,以使管材韧性值处于止裂区域;同时开展高效准确的CO_(2)管道裂纹动态扩展数值模拟。所得结果可为我国CO_(2)管道止裂设计提供指导。

基于结构稳定剂的支撑剂高效铺置技术

针对纤维在常规滑溜水中逸出量较高,难以与支撑剂形成纤维-支撑剂簇、作用效果有限等问题,开发出一种结构稳定剂,基于微观结构观察和性能评价室内实验,分析结构稳定剂作用下支撑剂的铺置机理及结构稳定剂对支撑剂铺置规模、裂缝导流能力等的影响。研究表明:结构稳定剂与聚合物、纤维、石英砂之间可形成稳定的纤维-支撑剂团簇,与单纯支撑剂相比,密度降低,体积增大,沉降过程中与液体的接触面积增大,浮力与曳力增加,沉降速度变缓,更易被流体携带进裂缝深处。将纤维及结构稳定剂随支撑剂一起泵入储层可降低纤维逸出率、增加支撑剂在滑溜水中占据的体积,大幅提高支撑剂铺置高度、输送距离及裂缝导流能力,降低支撑剂返排率。实验结果表明,结构稳定剂最佳质量分数为0.3%。致密气、页岩油、页岩气80井次的应用效果证实,结构稳定剂具有较好的适应性,基本能满足该类油气井的提产、降本和防砂需求。

分布式光纤传感技术在水力压裂中的研究进展

分布式光纤传感技术作为最新的水力压裂监测技术,应用于各大油田的水力压裂过程中,并且能够实现实时监测,已取得了显著的应用效果。为使业界进一步了解不同类型传感技术的基本原理、理论模型研究进展、现场应用情况,从分布式光纤温度传感技术和声波传感技术在水力压裂过程中的监测基本原理出发,系统总结了各类传感技术的理论模型研究进展和在产液剖面、裂缝扩展形态监测等方面的应用现状,最后提出了未来分布式光纤传感技术的发展方向。研究结果表明:①分布式光纤传感技术可以利用温度或者声波信号转换得到周围环境温度或应变的变化情况,从而实现水力压裂过程中的实时监测;②与分布式光纤声波传感技术相比,温度传感技术的相关理论模型相对较为成熟,能够实现产液剖面及裂缝形态的相关计算;③分布式光纤传感技术主要用于水力压裂过程中压裂液的注入、裂缝扩展等方面的监测。结论认为:分布式光纤传感技术可以有效地推动中国非常规储层的勘探和开发,同时提高水力压裂效果评价技术水平,这对中国油气行业的可持续发展具有重要推动作用。

酸压技术提高深部碳酸盐岩地热井出水量的应用

为实现“碳达峰”目标,能源的绿色低碳发展是关键。地热能作为五大非碳基能源之一,对实现“双碳”目标具有重要意义。我国水热型地热资源非常丰富,碳酸盐岩热储是水热型地热资源开发的主战场。目前,我国初步形成地热能产业,雄安新区是我国中东部地热资源开发利用条件最好的地区,碳酸盐岩热储层是雄安新区主要的地热开发利用层位。通过盐酸和碳酸盐岩主要成分方解石CaCO_(3)和白云石CaMg(CO_(3))_(2)的化学反应原理,对4份地热井的岩石样品分别用15%和20%浓度的盐酸进行了溶解反应,比较得出了15%浓度的盐酸更经济有效。通过渗流能力实验测试酸溶解裂缝的渗流能力,确定最佳酸液加量为2~8 PV,验证了酸溶解有助于提高裂缝渗流能力。通过酸压技术在雄安新区的应用,验证了现场实施多级酸压增产效果明显。最后得出两个结论:一是利用酸液溶解作用提高深部碳酸盐岩地热井出水量的方法可行;二是多级酸压技术适用于深井,提高地热井的出水量,具有很好的推广价值。

低效井合理捞油周期确定方法研究

低产低效井常规有杆采油方式成本较高,使用提捞采油方式对低产井进行开采具有一定的经济效益。文中基于油井流入动态,结合井筒压力计算方程,建立一套捞油周期数学模型。在研究井筒流入累积液量、生产压差、动液面恢复与生产时间关系的基础上,根据不同动液面上升速率对提捞井进行分类,制定合理提捞周期。并在14口捞油井上进行了生产试验,平均单次作业捞油量增加2.4 t,显著提高了捞油井的生产效率和经济效益。

基于无监督学习的抽油机井示功图自动聚类与批量标注方法

为充分利用大量未标注样本、节约人力与时间,提出了基于无监督学习的抽油机井示功图自动聚类与批量标注方法。首先,将抽油机驴头往复运动产生的位移、载荷数据转化为示功图图片样本,其中,示功图的横坐标为位移,纵坐标为载荷;其次,加载在ImageNet上训练过的带有一系列权重参数、具有强特征提取能力的卷积神经网络模型;然后,去除该网络模型的全连接层,利用该网络模型提取示功图图片样本的特征;最后,利用k-means聚类算法对提取到的特征进行聚类分析,将具有相似特征的示功图聚到同一文件夹中。批量的对示功图聚类结果进行快速标注,从而形成抽油机井故障诊断的示功图样本集。实验随机搜集了100口抽油机井的20 000条示功图数据,结果表明,基于无监督学习的抽油机井示功图自动聚类与批量标注方法耗时短、准确率高,为示功图样本集标注提供了一种高效方法,对于充分挖掘油田大数据的应用价值具有示范意义。

南堡沙河街组硬脆性泥页岩地层漏失压力预测方法

南堡沙河街组硬脆性泥页岩是典型的井壁易失稳地层,钻井过程中,井壁垮塌、漏失现象频发。目前,针对页岩井壁失稳现象,研究主要集中在结构面影响下的井壁垮塌。然而,实际钻井过程中,由于泥页岩层理、裂缝等结构面发育,导致地层漏失明显,严重制约了安全高效钻井。因此,基于室内力学实验,考虑页岩结构面发育特征,融合页岩沿基体破裂、沿层理或裂缝破裂及沿裂缝扩展等多类漏失机制,构建了一种新的硬脆性泥页岩地层漏失压力预测方法,明确了地层漏失压分布特征及影响因素。研究结果显示:层理与天然裂缝作为典型弱结构面,是硬脆性泥页岩地层漏失的主要控制因素。相比较均质地层,结构面发育的页岩地层漏失压力明显降低,安全井眼轨迹方位减少,钻井难度增大。此外,受弱结构面影响,难见沿基体的破裂漏失现象。漏失优先出现在天然裂缝面,天然裂缝对漏失影响强于层理面。研究成果可为硬脆性页岩地层钻井设计提供理论基础,对实现页岩地层安全高效钻井具有重要意义。

疏松砂岩稠油油藏防砂介质的原油-地层砂协同复合堵塞机制与规律

针对稠油出砂井防砂介质堵塞问题,使用稠油与水混合液携带地层砂,开展单向驱替流动、热采交变吞吐流动两种模式下的挡砂堵塞驱替模拟试验,揭示不同条件下割缝、绕丝、复合滤网和砾石层等多类型防砂介质的稠油-地层砂协同堵塞机制与规律,根据堵塞机制和定量关系,构建稠油-地层砂对防砂介质堵塞程度和动态产能预测模型。结果表明:高黏度稠油对防砂层多孔介质具有明显堵塞作用,渗透率损伤可高达70%;稠油防砂井中,存在稠油和地层砂对防砂介质的协同堵塞机制,稠油以束缚油的形式占据介质空间,加剧内部分选桥架堵塞,最终造成90%以上渗透率损害,但同时挡砂效果得到提升;热采蒸汽交变吞吐生产方式对稠油-地层砂的协同堵塞具有明显的解除堵塞效应;但随着交替轮次的增加,解堵和渗透率恢复幅度逐渐下降;对于稠油油藏防砂,建议挡砂精度相比常规油藏防砂精度放宽1~2个等级。

南海东部底水油藏水平井控水完井技术研究进展

南海东部底水油藏分布广泛,水平井开发方式可大幅度降低底水锥进速度,但由于水平段距离长,储层非均质性和水平井跟趾效应造成的点状见水易导致油井含水率大幅上升,降低生产效益。针对上述问题,南海东部油田采用ICD、AICD、C-AICD等控水工具,结合控水颗粒充填、智能分段分流等控水工艺,开展了底水油藏水平井控水完井技术研究与应用,取得显著效果。围绕南海东部底水油藏水平井控水完井技术研究进展,综合分析了不同控水方式的控水原理、技术特点和不同控水完井工具的特性曲线数学模型,总结了不同生产预测技术的应用规模和不同控水完井技术的应用效果。在此基础上提出了底水油藏水平井控水完井技术挑战和发展趋势,可为南海东部底水油藏水平井控水完井的进一步发展提供参考。

气举阀流量预测新模型

为解决Thornhill-Craver方法预测气举阀流量不准确的问题,以空气为介质,在气举阀实验平台上开展气举阀流量研究。对2.8、3.2、4.8、6.4 mm阀孔尺寸的气举阀进行实验,得到不同阀孔尺寸下阀杆行程与流量系数、临界压力比的函数关系;通过考虑阀球表面压力随工况条件的动态变化过程,引入阀的打开程度,优化了阀杆行程求解方法;对气举阀过流面积进行建模,利用已知参数分析推导了过流面积计算新方法;在实验及理论分析基础上,建立了气举阀流量预测新模型。研究结果表明:新模型对不同阀孔尺寸及工况条件下气举阀流量预测准确,平均相对误差为3.34%,较Thornhill-Craver方法有了较大提高,对判断气举阀在井下的工作状态及提高气举设计的精度具有重要意义。

中国海油海上油田采油工程技术进展与展望

针对海上油田面临的油气开采技术难度大、重大技术迭代慢、大型作业技术应用成本高等多方面的挑战,中国海油经过数十年的发展,从稳产上产、技术迭代和降本增效等3方面推动技术变革,逐步形成了以“两提一降”为主线的数智化精细注水和稳油控水、大井距高强度稠油热采、低渗储层改造等三大工程技术,以及机采井延寿降耗、低产低效井增产、大修井作业、提高采收率等四类技术。提出了采油工程技术发展的10条技术路线,加快构建海上低成本采油工程技术体系,为推进中国海上油田采油工程技术高质量发展提供支撑。

国产水下生产系统在渤海油田的首次应用

为了突破外国的技术限制,实现国产化水下油气生产技术的顺利实现,因此有必要开展对国产化水下油气生产技术的研究。文章概括了中国水下油气生产装置的研究开发历程,并阐述了全水式、电液复合式和全电式等水下生产系统的主要运行模式和特征,并归纳出各生产装置的主要优势与缺陷。以流花11-1油气田、流花16-2/20-2/21-2油田群、陵水17-2气田等为主要技术平台,进行了渤海首次国产水下油气生产系统的试验应用,基本概括了渤海首次的水下油气工程技术特征,并对通讯不稳定问题解决方案进行验证,最后并对其应用前景进行了展望。

双层合采油井盲管控水机理数值模拟

依托胜利油田盲管控水先导开发试验项目,根据双层合采油井油水流入动态特征,建立了双层合采油井盲管控水模型,并利用Fluent软件开展不同长度与不同位置盲管作用下的双层合采油井地层产液特征数值模拟研究。结果表明:盲管可以增加高含水层的井底流压,降低地层产液流量。对于综合含水率达到80%的双层合采油井,盲管长度是影响其控水效果的主要因素,盲管越长,控水效果越明显。与无盲管相比,在2 m的高含水层全段放置盲管,产液含水率可降低30百分点。盲管位置是影响其控水效果的次要因素,在2 m的高含水层不同位置放置0.5 m盲管,产液含水率下降约3百分点。为保障控水效果,应针对高含水层所在位置,放置适应地层厚度的盲管,调控双层合采油井产液流量,达到控水的目的。在优化双层合采油井盲管长度和盲管位置的基础上,利用流体数值模拟对盲管的控水机理进行了深入研究,研究结果能为高含水油藏双层或多层合采油井实施盲管控水开采提供技术指导。

川东北须家河深层气藏高效挖潜测试关键技术

川东北地区须家河陆相气藏储量超1000亿m^(3),前期主要采用小规模加砂压裂或酸压改造投产,未获得大的产能突破。由于须家河储层致密、高破裂压力导致施工排量受限,加砂难度大,改造效果差。通过开展挖潜井井筒作业保障技术研究,开发了须家河挖潜井井筒治理及精细控压技术,解决了原测试层共存、地压系数差异大导致井筒作业时井控难的问题以及施工作业承压问题。提出了一趟管柱多层挖潜思路,形成了大通径油管组合配套封隔器分段压裂管柱,140.0 MPa与105.0 MPa井口交互式作业可满足超高压大规模加砂作业以及后期生产要求;在YB6、YL15、YL171井应用,成功实现了三口老井的挖潜作业;在YL171井一趟管柱完成须四储层的分层压裂,在71.0 MPa的油压下日产量达到32.5万m^(3)。

旋流式井下二次油水分离同井注采技术适用性分析

针对含水率已达99%、超过经济开采极限的采油井,为进一步降低地面产出液量,在旋流式井下一次油水分离同井注采技术基础上,通过采用井下水力旋流器串联的方式,将采出液在井下再浓缩,形成旋流式井下二次油水分离同井注采技术。室内实验表明,两个水力旋流器串联后,分流比在15%~45%时,最大分离效率达到98.5%。通过现场试验,验证了旋流式井下二次油水分离同井注采技术的可行性,可将地面日产液量降幅提高至85%以上,实现了因特高含水关停的井组再利用,提高了油井采收率,为特高含水油田后期经济、有效开发探索一种新的模式。

跨煤岩界面穿层压裂裂缝动态扩展特征试验研究

针对跨煤岩界面穿层压裂裂缝动态扩展过程,采用相似材料制作煤岩组合体试件,开展三点弯曲试验、真三轴水力压裂物理模拟试验,分别结合数字散斑技术、声发射监测技术,捕捉裂缝的动态扩展特征,分析裂缝扩展形态及影响因素。结果表明:三点弯曲试验中裂缝可从顶板直接进入煤层,裂缝在界面处未转向,增大预制裂缝长度试件断裂所需的峰值应力降低;真三轴水力压裂试验条件下,由于煤层塑性强,顶板内裂缝高度、长度均大于煤层,顶板内声发射事件比例高于煤层;在裂缝穿层扩展的前提下,增大水平井与煤层顶面距离会导致裂缝穿层扩展时间延长,提高压裂液注入排量可增大裂缝进入煤层的穿透深度,但是易导致缝高失控、缝长降低,提出采用变排量压裂施工,初期压裂液大排量注入促使裂缝纵向穿层,随后降排量促进裂缝在顶板和煤层内横向延伸;多裂缝同步起裂时缝间存在竞争扩展现象,部分裂缝可能无法穿层扩展。研究成果可为掌握裂缝跨煤岩界面穿层扩展特点、优化设计压裂施工参数提供理论支撑。

射孔密度分布对水平井生产动态的影响

针对水平井产量受水平井井筒射孔密度分布影响的问题,建立两种水平井射孔密度分布模式(即分别增大井筒入口段和出口段射孔密度)下的数值模型对水平井两相流动进行模拟;将模拟结果与实验结果进行对比,验证本研究数值模拟方法的可靠性,在此基础上采用数值模拟研究两种射孔密度分布模式下井筒各流型阶段总压降、气水两相流体表观速度、空隙率、液膜厚度和产气量、产液量的变化规律。研究表明,当水相流量保持不变时,随着空气流量的增加,总压降、气水两相流体表观速度增大,空隙率增加,液膜厚度减小;相较于增大出口段射孔密度,当入口段射孔密度增大时,产液量和产气量均增加,且产气量随着气体流量增加而增大;产液量在泡状流阶段增加,而达到弹状流—分层流过渡点后开始降低,进入分层波状流阶段后产液量开始增加;无因次产液量在增大井筒入口段射孔密度的模式下更大,且随着径向气相流量的增加而增大。

多级酸压技术在深部碳酸盐岩热储层中的应用

地热勘探开发向深层(≥3 000 m)进军是今后的重要方向和必然选择。酸压作为碳酸盐岩储层中最常见的增产措施手段,也越来越多地应用于碳酸盐岩地热井,但是在深部碳酸盐岩热储层中应用效果不佳。针对雄安深部碳酸盐岩热储层,采用了多级酸压技术,通过对压裂液、酸液的配方进行优化,并对主要性能开展测试,有针对性优化了储层多级酸压技术工艺。在DRR井地热现场应用取得了良好的增产效果:(1)压裂液造缝和酸液溶蚀裂缝均效果明显,导流能力显著增加;(2)增产改造效果显著,涌水量增加30倍。结果表明,研究成果形成了深部碳酸盐岩热储层多级酸压关键技术,在实际应用中可以有效沟通深部碳酸盐岩热储层含水层,提高酸蚀裂缝长度,增大热储层导流能力,提高地热井的出水量,为同类地热储层增产改造提供了有利借鉴,具有很好的推广价值。