胜利油田陆相页岩油前置CO_(2)压裂技术研究与实践

陆相页岩油是我国油气资源重要的产量接替阵地,胜利油田济阳坳陷页岩油是我国陆相断陷盆地页岩油的典型代表,预测资源量超百亿吨,勘探开发前景广阔。但与北美海相页岩油的区别在于,济阳页岩油具有埋藏深、成熟度低等特点,压裂工艺造缝及缝网导流面临更大挑战。前置CO_(2)压裂技术集成了CO_(2)干法压裂和常规水力压裂的优势,在强化陆相页岩油增产效果方面成效显著。以胜利油田济阳坳陷陆相页岩油为例,开展前置CO_(2)+压裂液压裂研究,通过流体高压物性实验、岩石力学实验、真三轴压裂实验和数值模拟等多种研究手段相结合,揭示了前置CO_(2)压裂过程中复杂的水/岩和多相流体作用机制,明确其在降低储层破裂压力、改善储层物性、提高储/地层能量、促进复杂缝网形成、降低储层伤害和提高页岩油流动性等方面的作用效果。在理论研究基础上,结合矿场试验,阐明了前置CO_(2)压裂在陆相页岩油高效开发中的技术优势和应用前景,总结了技术存在问题,预测了下步发展趋势,为进一步提高我国陆相页岩油开发效果、实现CO_(2)高效埋存和利用提供了指导和借鉴。

爆炸载荷对水泥试样损伤破坏规律研究

从实验和数值模拟两方面对爆炸载荷对水泥试样的损伤破坏进行了研究。首先,在水中利用爆炸产生的爆炸冲击波对水泥试样进行损伤破坏,模拟“层内爆炸”采油技术中激波使岩石损伤开裂的现象;然后,利用波动力学理论,对激波在实验条件下对水泥试样的损伤破坏进行了数值模拟。结果表明,在冲击载荷作用下,水泥试样的损伤破坏可分为压实破坏、压实损伤、拉伸损伤、拉伸破坏4个区域,在压实损伤区水泥试样也具有较好的渗透性。数值模拟可以用来确定各种裂纹形成的应力条件,并可通过预制剖面上的裂纹分布来预测水泥试样内部裂纹分布的基本规律。

多级脉冲爆燃压裂作用过程耦合模拟

针对多级脉冲爆燃压裂作用过程瞬态性、多场耦合复杂性,建立多级脉冲爆燃压裂过程耦合求解方法,并进行模拟计算和矿场应用分析。将多级脉冲爆燃压裂作用过程分解为火药爆燃加载、压挡液柱运动、射孔孔眼泄流、裂缝起裂和裂缝延伸5个子系统,基于给定的基本假设建立各子系统的动力学模型,并借助节点系统分析方法得出多级脉冲爆燃压裂过程耦合求解方法,既可定量计算合理装药量,又可对爆燃压力、裂缝形态进行定量动态预测。通过模拟计算分析了多级脉冲爆燃压裂过程中爆燃压力、压挡液气液界面位移、裂缝长度的变化规律,并将全过程按时间分为5个阶段。矿场应用结果表明:基于该方法开展的多级脉冲爆燃压裂在设计药量下可成功压裂油层并降低破裂压力,确保后期措施顺利进行。

水平井防砂管内旋转射流冲砂解堵机理与试验

随着水平井数量的增加,对水平井段防砂管进行高效的冲砂解堵日益重要。论述了一种旋转射流水平井段防砂管冲砂解堵技术。作业时用油管下入该井下装置,利用作业机带动油管上下移动,由于喷头可按照既定速度旋转,返回流体在水平段由常规的平稳轴向流动变为旋转流动,既可实现对防砂管的全方位解堵,又能避免砂粒沉积;高效喷嘴产生的射流直接对着防砂管冲击,能量集中;工作介质为清水(或注气水),不会对地层带来二次污染。现场应用了4口井,成功率100%,具有良好的经济和社会效益。

苏里格区块低压气井排液工艺优化研究

随着苏里格气田开发进入中后期,气井压力持续降低,气井产能不断下降,导致气井携液能力差,井筒容易积液,稳产时间缩短,造成气田开发经济效益的不稳定。目前苏里格区块常用排水采气措施如常规柱塞气举、速度管柱等工艺均对气井压力有一定要求,同时受集输管网系统压力回压影响,低压气井存在“有液出不来”的现象,泡沫排水采气效果较差。因此,结合合作区块低压气井实际开采经验,对泡沫排水采气、分离器排液、柱塞气举工艺进行优化,对小型压缩机负压排采、储层解水锁工艺进行总结,形成苏里格区块低压气井排液工艺技术体系。

塔河油田超稠油乳化降黏剂的研制

本文针对塔河油田地层水矿化度高、井底温度高的特点,研究了适合塔河油田超稠油的乳化降黏剂。以一定链长的混合叔胺(RN(CH3)2)和二溴乙烷(Br(CH2)2)为原料,合成了一种代号为DFA-12的双季铵盐型表面活性剂,并对其反应的影响因素进行了优化,得出最佳的反应条件如下:反应物RN(CH3)2与Br(CH2)2摩尔比为2.602∶1,反应温度为90℃,反应时间为24小时,产品纯度可达98.53%。稠油和表面活性剂溶液的混合液(油水质量比7∶3)的乳化实验表明,DFA-12较其他表面活性剂具有更强的耐盐能力,在矿化度高达214739.9mg/L下仍具有较好的乳化能力。通过DFA-12和其他的表面活性剂的复配实验,优选出适合塔河油田超稠油乳化降黏的最佳配方为:0.25%DFA-12+0.25%两性离子表面活性剂HES+0.1%聚合物DFP,该体系对塔河油田的超稠油乳化降黏指标达到最佳,在90℃下测定稠油和表面活性剂溶液的混合液(油水质量比7∶3)的黏度,以稠油黏度为基准计算降黏率,可达98%以上。

新型气井泡排剂SP的起泡性能研究

将一种烷基化两性咪唑啉衍生物与钙镁离子络合剂、高分子稳泡剂复配,制得了气井泡排剂SP,与常用泡排剂CT5-2及OP-10、SDS对比研究了SP的应用性能。用Ross-Miles(R-M)法和Waring Blender(WB)法测定,20℃时SP在蒸馏水中的起泡能力和泡沫稳定性均好于CT5-2,特别是WB法t1/2值为CT5-2的2.6倍;在含10 g/LCaCl2和40 g/L NaCl的矿化水中,SP的起泡能力和泡沫稳定性降低程度最小,表明SP耐盐钙性好;在40℃、70℃、90℃的矿化水中按R-M法测定的SP的起泡能力和泡沫稳定性均最好,表明SP的耐温性好;与不含H2S时的测定值相比,SP和CT5-2在饱和H2S(3.8 g/L)的矿化水中起泡能力和泡沫稳定性(R-M测定值)基本不变,但SP好于CT5-2。用气流法测定2.5 g/L泡排剂溶液形成的泡沫的携液量,在蒸馏水中SP低于CT5-2,在矿化水中SP与CT5-2相当,而有10%煤油存在时则SP远好于CT5-2。在70℃含H2S矿化水中,加入1 g/L SP和CT5-2使N80钢片的腐蚀速率分别下降93%和86%。SP作为泡排剂,在普通气井和含H2S气井中均可使用。

油气层爆燃压裂裂缝动态延伸模型

基于油气层爆燃压裂造缝加载模型,建立地层破裂和止裂压力、爆燃气体渗滤、裂缝延伸长度和宽度以及爆燃气体的质量守恒与能量守恒计算模型,并耦合求解,分析爆燃压裂过程中井筒压力、裂缝几何形态变化。结果表明:火药爆燃后,井筒中的压力、温度迅速上升,达到地层破裂压力时起裂,裂缝开始延伸;在火药爆燃、气体渗滤作用下,爆燃气体的压力先增加后减小,最后降至地层初始压力;在爆燃加载条件相同的情况下,随裂缝条数的增加峰值压力和裂缝长度均减小;裂缝延伸过程中裂缝宽度先增大后减小,裂缝条数越少,裂缝宽度最大值和最终值越大。

近井地带解堵技术研究进展

基于17篇期刊文献综述了国内目前应用和研究的三大类油井近井地带解堵技术(不包括生物法),简介了各个技术的原理、优缺点及应用概况。第一类为化学法,包括常规酸液和各种缓速酸液处理法。第二类为物理法,包括蒸汽吞吐、电磁加热、多脉冲高能气体压裂、低频电脉冲、人工地震、高压水射流、水力振动、声波超声波及其他技术(层内燃烧和层内爆炸)。第三大类为物理化学法,包括热化学及各种联合解堵技术。参17。

油层爆燃压裂造缝加载模型

油层爆燃造缝加载模型是油层爆燃压裂造缝动态模拟模型研究的基础。基于固体药柱燃烧分析、燃烧速度方程、质量守恒方程和能量守恒方程,建立药柱爆燃加载过程的燃烧速度、爆燃压力、爆燃温度随时间变化的计算模型,并分析其影响因素及影响规律。结果表明:药柱爆燃后压力、温度均迅速上升,达到峰值压力和峰值温度所用时间为毫秒级;在其他条件相同的情况下,装药壁厚增大,峰值压力和峰值温度不变,升压速率和升温速率减小;装药量增加,峰值压力、峰值温度、升压速率、升温速率均增大;初始压力增大,峰值压力增大,峰值温度减小,升压速率和升温速率不变;初始体积增加,峰值压力、峰值温度、升压速率、升温速率均减小。

CO_2破岩机理及压裂工艺技术研究

为了明确不同介质注入过程中有效应力的变化规律,揭示超临界CO_2压裂的起裂压力低、穿透距离远、裂缝密度广的力学机理,基于线弹性多孔介质模型,线性分解井筒平面各向应力,引入井筒增压速率,对孔隙压力与附加周向应力进行修正。结合长庆气田致密气特征,集CO_2破岩增压与滑溜水体积压裂双重优势,改进气藏地质储量容积差值法,优化CO_2注入量,根据井下压力计监测数据分析动态滤失平衡点,优化CO_2施工排量,研发防冻隔离液,开发单机组作业流程,攻关形成前置CO_2蓄能压裂技术。计算结果表明:液态CO_2压裂的起裂压力降低了69.2%,超临界CO_2压裂的起裂压力降低了75.5%。在鄂尔多斯盆地东部开展先导性试验6口井,一次喷通率100%,平均试气产量7.59万m3/d,为长庆气田探索出了新的技术增产途径。

防砂水平井旋转水射流解堵工艺参数优化实验

设计了水平井解堵效果评价地面实验装置，使用实际堵塞筛管进行了水平井旋转水射流解堵实验，研究了解堵效果与解堵液类型、施工排量、移动方式等施工参数间的定性关系，分析了其影响规律，并对解堵施工参数进行了优化。提出了‘‘阶段推进停留”取代以往的“匀速推进”解堵方式，解堵器每次推进1．5～2m并停留喷射2～4min可得到较好的解堵效果。在解堵过程中施工排量越大，解堵效果越好，实际施工中解堵排量不低于550～600L／min为宜；同时，使用复合酸解堵液，可达到更加均匀的解堵效果。通过实验发现，旋转水射流解堵技术更适用于堵塞严重的筛管，堵塞越严重解堵效果反而越好。

低渗透油气藏爆炸压裂模拟试验及裂缝分形特征

基于爆炸压裂模拟实验,分析各试样爆炸压裂后裂缝的发育情况,并结合分形几何理论,研究各试样的裂缝分形特征,分析了炸药量、围压对裂缝分形维数的影响规律。设计了各试样在爆炸压裂模拟实验中的炸药量和围压,采用盒维数计算方法求取实验后各试样的裂缝分形维数,结果表明:相同围压下,随着炸药量的增加,试样表面裂缝数量、长度、宽度增加;相同炸药量条件下,随着围压的增大,试样表面裂缝长度、数量减少;同一围压下,裂缝分形维数随炸药量的增加而增大,围压较小时裂缝分形维数与炸药量间近似呈线性关系,围压较大时裂缝分形维数与炸药量间呈非线性关系;同一炸药量下,裂缝分形维数随围压的增大而减小。建议采用轴向耦合、径向不耦合布药方式,现场施工时应使炸药量和地下围压相匹配。

人工振动增产理论与试验研究

采用自行设计的人工振动模拟系统 ,研究了人工振动对岩石渗透率、不同阶段水驱采收率的影响 ,针对辽河油田试验区块进行了人工振动作用参数的优化。研究表明 ,人工振动作用可提高岩石的渗透率 ,提高水驱采收率 ,降低含水率 ,且人工振动增产效果与振动参数有关 ;

塔河油田井筒降粘技术分析与评价

针对塔河油田油层埋藏深、原油粘度及性质差异大的特点,分析了常用稠油降粘井筒举升工艺(包括电伴热井筒举升工艺和掺稀油降粘采油工艺)的适应性,并对现场应用效果进行了评价,结果表明,对于供液能力较足、自喷能力较强、原油含水较低、原油温度敏感性较好、原油粘度(50℃)小于20 000 mPa.s的稠油井,可采用电伴热井筒举升工艺;对于粘度20 000-100 000 mPa.s的稠油井,可采用掺稀降粘采油工艺。

流体动力式声波防蜡降粘技术

详细地介绍了流体动力式声波发生器在原油防蜡降粘方面的研究和应用情况 ,并对发生器的工作性能参数进行了试验测试与优化 ,优选出几种具有实际应用效果的声波发生器。此外 ,还针对声波发生器的降粘效果开展了试验研究和现场应用推广工作。室内试验和现场应用效果表明 ,这种流体动力式声波防蜡降粘技术能够大幅度地降低原油的粘度 ,减少原油在井筒中的流动阻力 。

水力裂缝层内爆燃压裂油井产能模型电模拟实验评价

根据相似原理，建立了水力裂缝层内爆燃压裂油井流体渗流场分析的电模拟实验装置，并利用该装置测定和分析了不同水力裂缝和爆燃裂缝参数条件下的等压线和电流比，用电流比表征油井增产效果，与水力裂缝层内爆燃压裂油井产能模型的计算结果进行了对比。研究结果表明，水力裂缝和爆燃裂缝的存在，改善了流体在地层中的渗流状况，有利于油井产能的提高；实验模型产能测试结果与计算模型预测结果之间相对偏差为0．21％～7．72％，平均相对偏差为4．06％，证明电模拟实验具有较高精度。

燃爆诱导酸化压裂在川西气井中的先导试验

针对在川西深层致密气藏压裂过程中出现的破裂压力异常高、措施效果不明显、有效期短等问题,提出了燃爆诱导酸化压裂技术。为确定燃爆压裂合理火药量,通过理论分析建立了燃爆压裂设计中高加压速率下岩层破坏强度分析模型和非均匀地应力条件下套管极限抗内压计算模型,并对川高561井进行了燃爆诱导酸化压裂的方案设计和现场试验。结果表明:燃爆诱导压裂可有效降低地层破裂压力,酸预处理可进一步改善近井地带渗流通道;燃爆诱导酸化压裂复合技术可有效解决深层致密气藏无法压裂投产的问题,并能大幅度提高此类气藏的单井产能。

喷砂射孔降破技术在超深海相碳酸盐岩的应用

川西气田雷口坡组海相碳酸盐岩储层具有超深、低渗、高应力等特征,面临异常高破裂压力、储层压开难度大、常规降破措施效果差的难题。针对以上难题,开展了高温高围压射孔打靶试验,明确了射孔孔眼穿深不足是降破效果有限的重要原因;引入喷砂射孔降破技术,通过工艺优化,优选20/40目石英砂为磨料,确定了喷砂参数(喷砂质量浓度100 kg/m3、喷嘴直径5 mm、喷射排量1.8~2.0 m3/min、喷砂时间25~50 min),采用了基液、冻胶、清水液体组合携砂。现场试验表明,常规降破措施无法压开的井,在喷砂射孔后,成功实现了酸压改造。喷砂射孔降破技术具有显著的降破效果,可为同类超深、高破裂压力储层改造提供借鉴。

致密储层不同驱替方式下超临界CO2蓄能返排效果实验研究

目前超临界CO2辅助压裂技术已成为致密油开发的有效方式之一,在压裂过程中,压裂液的蓄能返排效果成为近年来关注的热点之一。为了对超临界CO2驱替过程中储层蓄能效果和流体的返排效果进行定量评价,自主设计实验装置对不同驱替方式下超临界CO2蓄能返排效果进行研究。在油藏温度和压力下,对比单独注气、单独注水及水气交替注入方式下岩心系统的平均压力变化以及控压返排效果,并对水气交替注入方式的注气段塞进行优化。实验结果表明:以超临界CO2作为前置液的压裂可以大幅度提高后续注入滑溜水的蓄能效果;注入的超临界CO2使原油及束缚水体积发生膨胀,其膨胀程度受超临界CO2的溶解量影响较大,而受岩心系统压力影响较小;先注超临界CO2再注滑溜水的驱替方式蓄能效果最佳,且能实现超临界CO2封存,滑溜水的返排效率及出油效率最高;从蓄能返排效果来看,0.5 PV的超临界CO2段塞注入量最优。