适用于哈拉哈塘高温高盐岩油藏表面活性剂的研制及应用

为了研制出适用于哈拉哈塘油藏条件的表面活性剂驱油剂,对该储层地层流体及岩石润湿性进行了测试,基于此,采用二甲胺、全氟丁酸、氯丙烯、丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠等为主要原料,合成了一种耐高温高盐含氟两性离子型高分子表面活性剂(GPHQ-2),并对其表面活性、润湿性以及洗油效率等进行了室内评价。实验结果表明,150℃、25×10^(4)mg·L^(-1)矿化度老化后的GPHQ-2仍能有效降低油水界面张力,可使岩心表面实现润湿反转,洗油效率可达43.4%,远高于常规石油磺酸盐的洗油效率(5.6%);GPHQ-2具有很好的驱油效果,可在水驱阶段原油采收率基础上提高22.84%;现场应用结果表明,目标井采取注GPHQ-2表面活性剂吞吐驱油措施后,日产油量从4.9t提升到8.9t,增产效果明显,且持续有效。说明GPHQ-2表面活性剂满足哈拉哈塘油藏提高采收率需求,并可对该类油藏表面活性剂增产提供理论和实践指导。

玛湖砾岩油藏大型集团式重复压裂技术的应用

为进一步提高玛湖砾岩储层采收率,通过对砾岩储层的研究分析,提出一种针对该区块的大型集团式压裂增产工艺。通过集团增能、同步压裂、暂堵转向压裂等多种技术组合,同时辅以井下微地震监测技术、示踪剂监测技术,对玛湖砾岩油藏进行技术试验应用。通过选井选层,分两批次累计完成水平井压裂1口,注液增能井25口,纳米驱油增能+集团压裂实施19口。试验结果显示,SRV增大了7倍,首批12口井压后累计增油量超过2.3万吨,提高采收率3.6%。同期第二批次对比首轮集团压裂,累产油提升1016.2吨,平均单井日产油提升1.64吨,平均单井累产油提升68.7吨,生产效果显著。仅第二批次施工就节约作业时间15天,作业成本约450万,真正达到了降本增效的目的。

基于柱塞举升技术的气田井排水采气操作模式优化

W气田自开发以来,液体积聚现象加剧,亟需优化工作制度以增强柱塞举液性能。针对W气田的柱塞举液工作制度进行深入探讨,就W气田的生产动态进行分析,考察多种实验性柱塞设备,依托W气田现行柱塞抽采井的生产动态参数作为基准,进行了实验参数的设定与优化,并以此为基础开展柱塞装备的性能评价实验。制定出适合该气田条件的柱塞装备选型准则:对于井口流量低于8 m^(3)/h的井场,推荐采用杆式柱塞技术;对于井口流量高于10 m^(3)/h的井场,推荐采用球状柱塞技术。在现场应用过程中,对T11井的采气工作制度实施了细致的优化调整,与现行工作制度相比,日产气量增加了9.62%,日产液量增加了8.23%,确定了2 h开启与2 h关闭的工作制度,为W气田的柱塞举液工作制度的优化及提升W气田的柱塞举液效果提供了关键的理论和技术指导,对于提高W气田的柱塞举液井的开发效益具有实际价值。

低温易漏储气库固井技术的改进创新实践

天然气作为一种清洁、高效的能源,未来几年其需求量仍将持续增长。为了进一步保障经济社会持续健康发展,加快建设天然气储气库是有效措施之一。而天然气储气库建设过程中,由于受到各种因素的制约和影响,工程施工难度较大。以某储气库为例,对低温易漏储气库固井技术进行分析和探讨。

抗高温液膜强化型泡沫凝胶研制及性能评价

针对常规泡沫在高温、高矿化度条件下稳定性差,无法满足哈拉哈塘油藏条件的问题,研制了一种稳定性较好的泡沫凝胶体系,并对其进行了稳定性及微观结构评价。其基础配方为:1.0%纳米材料+1.0%SAV333聚合物+0.6%醛类交联剂+0.4%酚类交联剂+1.5%APG0814-CHSB(2:1)。通过显微镜分析其稳定机理,泡沫凝胶增加了泡沫液相黏度及液膜厚度,泡沫凝胶体系的液膜厚度较泡沫体系增加了32%,大幅度降低泡沫析液速率,减缓消泡速度,进而提高泡沫的稳定性。本文为泡沫凝胶提高高温、高矿化度油藏水驱后剩余油的采收率提供理论依据及指导。

智能贴片示踪剂装载工具的研制及应用

常规水平井分段压裂监测过程中,使用液体示踪剂存在监测周期短、扩散作用较大、影响测试精度等问题,而智能贴片示踪剂是一种固体示踪剂,具有缓释性能,能够满足水平井长期监测(监测周期大于1年)的需求,但国内尚无配套的工具短节用于智能贴片示踪剂使用。由此设计了一种智能贴片示踪剂装载工具,该工具主要由锚卡、护罩及连接短节组成,配套生产管柱使用,能实现长期监测的目的。文章介绍了智能贴片示踪剂、装载工具设计及制造,并结合国内首次应用的案例,阐述了装载工具进行产能剖面监测的安装过程及工艺流程。现场应用表明,装载工具具有良好的稳定性能,可满足智能贴片示踪剂监测需求,填补了国内在该项技术上的空白。

裂缝角度对碳酸盐岩应力敏感性影响研究

通过实验研究了不同角度天然裂缝与人工裂缝对致密碳酸盐岩渗透率的应力敏感性的影响以及人工裂缝多次循环加压、降压对致密碳酸盐岩的渗透率应力敏感性的影响。研究表明,随着有效应力的增大,岩样渗透率先大幅度下降后小幅度下降直至趋于稳定。所有岩样渗透率应力敏感程度随着裂缝角度的增大都有下降的趋势,人工裂缝岩样的渗透率应力敏感程度整体比天然裂缝发育岩样强。

高温全金属可溶桥塞的研发与应用

全金属可溶桥塞作为最新的井下压裂分段工具,现场应用越来越广泛,但限于金属材料的特性,桥塞在高温条件下(≥120℃)的性能极不稳定。根据全金属可溶桥塞在高温条件下的特点,优选镁铝合金材料,优化桥塞结构,加工出满足设计要求的高温全金属可溶桥塞,并参考可溶桥塞行业标准要求,进行了室内测试评价。目前该高温桥塞已在现场进行了大量的应用,承压和溶解效果良好,满足现场施工要求。

熵权法与层次分析法在四川盆地碳酸盐岩气藏开发效果评价中的应用

在气藏开发过程中,由于多种因素的影响导致不同气藏的开发效果存在差异。目前四川盆地碳酸盐岩气藏开发效果评价,主要是在现有评价标准的基础上对气藏的储量、开发或经济等指标进行评价,综合考虑多方面指标权重的评价方法较少;同时,适用的评价标准也较少,多数是采用通用的行业标准或者数据归一化标准,而评价标准应随评价样本的变化而变化,才能更准确地刻画评价对象。为此,选取磨溪下寒武统龙王庙组气藏(简称“磨溪龙王庙组气藏”)等55个代表性气藏作为样本,开展了四川盆地碳酸盐岩气藏开发效果评价方法研究,研究结果表明:①采用主成分分析方法从众多评价指标中进行筛选,建立适合四川盆地碳酸盐岩气藏开发效果评价的指标体系,具体评价指标有内部收益率、单位完全成本、亿立方米产能投资、净现值、储量动用率、井控储量、标定采收率、采气速度、稳产期末采出程度、稳产年限、递减期递减率等11项;②采用熵权法和层次分析法相结合的数学方法,从定量和定性方面分析了不同指标对开发效果的影响权重,11项开发效果评价指标按指标权重从大到小排序后的前三位为内部收益率、井控储量、净现值,即这3项指标是对气藏开发效果影响最显著的因素;③采用聚类分析法确定各指标评分量化标准,构建适用于四川盆地碳酸盐岩气藏的开发效果评价新方法,并应用于气藏,得到相应的开发效果评价结果,与气藏的实际开发效果较为吻合。新方法的构建与应用,不仅可以评估处于开发中后期阶段的气藏开发效果,也可以通过指标间的对比分析而找到造成气藏开发效果差异的影响因素,可为今后不同气藏开发方案的制定与实施提供技术参考。

可溶桥塞在水平井分段压裂中的应用研究

可溶桥塞是非常规油气井水力压裂的主要分段工具,因其可溶的特性,在压裂施工现场被广泛应用。根据可溶桥塞的应用现状,总结了其常用的结构类型和特点,展示了现场应用效果。通过分析施工中经常出现的问题,列出了解决问题的方案;为提高应用效果,提出发展可溶材料技术和研发小外径桥塞等措施,以期通过对可溶桥塞应用情况的系统研究,为可溶桥塞技术的发展提供思路。

薄差储层复合暂堵重复压裂技术应用研究

L油田老区目前水驱挖潜的重点已转入三类薄差储层,该类储层油层多且薄、物性差、纵向上分布跨距大、剩余油分布零散,常规重复压裂工艺针对性不强、增产幅度小,有效动用难度大。研发的新型暂堵剂承压强度高、封堵效果好、易降解,为了提高薄差层动用程度以及油井产能,提出采用机械封隔与化学暂堵剂封隔相结合的复合暂堵重复压裂工艺,从而实现在纵向上产生多条主裂缝,并在平面上产生多条分支裂缝,最大程度沟通剩余油区域。模拟得到暂堵重复压裂的最优支撑半缝长为28~35m,穿透比为0.2~0.3,加砂规模为9~15m^3/层。薄差储层复合暂堵重复压裂技术在某开发区的2口老井得到了成功应用,其中A井压后生产6个月,平均日增油8.79t,累计增油1582.16t,且持续有效。与常规压裂相比,该技术大幅增加了剩余油的动用程度,增产效果显著,应用价值广泛。

裂缝暂堵—控藏体积压裂技术在长宁区块的应用

由于长宁区块页岩气储层地应力高、水平两向应力差异大,天然裂隙分布复杂,岩石塑性特征强且改造体积有限,生产井产量递减快、采出程度低,因此其页岩气经济有效开发受到了极大的限制。文章提出裂缝暂堵—控藏体积压裂技术,针对页岩气水平井进行分段分簇体积压裂。采用缝口暂堵技术,提高射孔孔眼进液有效率,实现对每个射孔孔眼的均匀体积压裂改造;基于裂缝内暂堵技术,提升净压力,增大裂缝复杂程度;通过开展裂缝暂堵—控藏体积压裂模拟分析与室内试验,对暂堵材料进行了优化评价。裂缝暂堵—控藏体积压裂技术在长宁区块42口井、206段井段的现场应用结果显示,暂堵剂加入后升压明显,压裂改造体积大幅增加,证实该技术能够提高射孔有效率、增加裂缝复杂程度、发挥套变段的产气贡献,最终提高采收率,对页岩气资源量的经济开发动用、技术实施具有重要的指导意义。

绿色清洁滑溜水重复利用技术在瓜尔胶返排液中的应用

随着单井压裂规模的加大、压裂井次的增多,压裂返排液的重复利用需求逐渐增多。通过引入速分散、耐矿化度单体,提高降阻剂SLW-1的溶解及耐盐性能,通过加入耐温稳定剂TS-2提高瓜尔胶返排液配置的滑溜水耐温性能。当KCl和CaCl2质量分数为0%~10%时,SLW-1降阻率保持在75%。在室温条件下,SLW-1的溶解时间约为15 s;当硼离子质量浓度为0~40 mg·L-1时,降阻率维持在76%以上;当过氧化物质量浓度为0~60mg·L-1时,降阻率保持在76%~77%之间。SLW-1及瓜尔胶返排液分别配置的滑溜水溶解速度均为15 s,降阻率分别为76.5%、76.2%、76.0%;6000 s-1剪切5 min,降阻率均为76%以上。SLW-1返排水配置的滑溜水在150℃时,降阻率为76.2%;瓜尔胶返排液配置的滑溜水加入耐温稳定剂TS-2后,在150℃时体系降阻率可以保持在75%;加入TS-2后的瓜尔胶返排水配置的高黏液体在120℃剪切100min,黏度保持在100 mPa·s以上。

SECTT产出剖面动态监测技术在碳酸岩气井暂堵酸化评价中的应用

四川盆地碳酸岩气储层厚度大,非均质性强,Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层分布范围广,不同类型储层酸化改造动用状况差异大。近年来不断尝试探索新工艺新技术优化碳酸岩气井酸化压裂改造措施,以实现各类储层均匀布酸,提高单井产量。转向酸+可溶暂堵球作为一种新型的酸压技术开始应用于碳酸岩气酸化改造,通过优化酸液用量和暂堵球投球次数及投球量,实现在不同类储层上均匀布酸。传统的生产测井只能识别储层机械分段的改造效果,不具备评价暂堵分段改造效果的能力,一种新型安全、环保的化学示踪剂产剖测试技术很好的解决了这一难题。伴随每一段酸液分别注入一种特定的气溶性和水溶性化学示踪剂,对该段酸液动用储层的产出气和返排液进行标记,根据示踪剂在返排测试阶段的产水产气情况,评价暂堵球的分级转向效果和各类储层的动用状况,以进一步指导施工方案优化,提高措施效果和经济效益。

大王北油田多薄层暂堵压裂技术研究与应用

被称作“千层饼”的多薄层低渗透油气藏,压裂改造难度很大。为了实现常规油气产能的顺利接替,多薄层储层的有效开发,对大王北油田应用的压裂工艺技术进行了对比分析,优选了多薄层暂堵压裂技术。从暂堵材料优选、技术参数优化等方面进行研究,形成了针对性的暂堵压裂方案,特别是建立了层间暂堵和缝内暂堵堵剂用量计算模型和优化图版,应用于现场,升压明显,增产显著,对比邻井日增产达2倍。表明暂堵压裂对于多薄层储层具有适应性,通过匹配针对性的暂堵压裂方案,可以有效实现增储上产的目的。

页岩气井滑溜水连续加砂技术研究与应用

随着页岩气规模开发,滑溜水压裂液因其低黏、低摩阻、易滤失、低成本以及更适应特低渗、超低渗储层的压裂改造等特性,应用越来越广泛。滑溜水加砂可以分为段塞式和连续式两种模式。从各油气田统计数据来看,压后效果与加砂量呈一定的正相关关系,因此采用滑溜水连续加砂技术提高加砂量是必然也是最为有效的手段。通过对大型可视平板裂缝模拟系统的试验数据进行分析,掌握了滑溜水携砂规律,并进行了滑溜水连续加砂成功率影响因素分析,制作了连续加砂优化版图,确立了实施低粘滑溜水连续加砂工艺方案,同时结合现场施工经验,提出了实施连续加砂前确保成功率的预判方法。现场应用结果表明,该项加砂工艺可以实现控液提砂,提高加砂强度,在同等液量的情况下,加砂量提高100%~200%,压裂增产效果提高10%~30%。

北特鲁瓦底水油藏水平井分段酸压技术应用研究

北特鲁瓦油田是岩性–构造双重控制的多断块边底水油气藏,具有低孔低渗、地层压力低、易压窜底水层等改造难题。通过对该油田多井开采层含水变化情况进行分析,得出油水预测界面,对比以往安全压裂改造规模与油水纵向距离间的关系,结合地应力解释和裂缝模拟等深入研究,最后针对H817井提出连续油管水力喷砂射孔环空酸压工艺改造方案,酸化和酸压同井实施,同时采用水力喷射、组合酸、多级交替注入等集成技术模式,顺利完成14段酸化作业,取得了多项成果,如区域内相同段数规模下施工周期最短,施工后自喷生产,日产液过百方,日产气过万方。该井解决方案解决了多项改造难题,为同类井提供了技术参考。

井下微地震监测技术在玛湖致密油藏MX1水平井重复压裂中的应用

克拉玛依玛湖百口泉组致密油藏储层物性差、非均质性强、地层能量补充不足,初次水力压裂改造规模小,存在很多未改造区域,另外由于射孔位置选择不当、或受限于工艺、材料和工具等作业的很多原因都可能导致该致密油藏水平井初次改造不成功,成为低产井。目前国内外采取暂堵转向重复改造技术来提高这类致密油水平井产量,实现高效开发这类油藏。暂堵转向重复压裂技术提高油井产量的成功关键是精确封堵低压、低产区,在未改造和未完全改造区域开启新的裂缝。微地震监测技术可以准确揭示新缝在压裂过程中的延伸状态、空间展布特征和裂缝几何参数等,进而实时指导现场暂堵施工,增加整个水平段的均匀改造程度,有效提高重复压裂的效率。井下微地震监测技术首次应用在百口泉组致密油藏MX1水平井重复压裂中,微地震监测结果显示,垂直于裸眼水平井的多级新裂缝已成功形成,部分老缝转向后进一步延伸,重复压裂后裂缝网络更加复杂,压后SRV比初次压裂的SRV大。压后日产量从5.1 t/d显著提高到25.1 t/d(重复压裂后一年)。井下微地震监测技术在MX1水平井重复压裂施工中的成功应用对优化该油藏水平井重复压裂具有重要指导意义。

暂堵转向技术在新疆玛湖砾岩储层水平井密切割开发中的应用

本文通过对该段内暂堵技术的应用研究,从暂堵材料优选、暂堵类型组合、暂堵剂用量、添加方式、泵送排量等方面进行研究,并设计了一种新型低压中大粒径暂堵颗粒添加装置,形成了以暂堵球+暂堵剂颗粒组合方式为核心,以滑溜水为泵送液体,以3-5 m3/min泵送排量的参数。在现场进行了2口井的应用,暂堵施工平均升压超过23 MPa,压后鹰眼测试,暂堵成功率超过75%,压后最高单日产油52.6 t,取得了很好的效果,验证了工艺参数优化的适用性。

浅层页岩气投球转向压裂工艺及应用

水力压裂过程中,投暂堵球封堵孔眼是一种低成本的限流转向工艺,能有效提高改造体积。本文通过研究暂堵球在水平井段的运动规律,分析了影响暂堵球座封孔眼效率的因素,得到了泵送排量、暂堵球直径、孔眼数量与座封效率的关系。分析结果表明:常规施工排量以及暂堵球粒径都满足使暂堵球稳定座封于孔眼的条件,并且提高施工排量、合理选取暂堵球直径有利于提高暂堵球封堵孔眼效果。现场投球暂堵转向应用表明,暂堵后地层开启新破裂,同时也增加了裂缝的条数。通过对暂堵球座封孔眼效率影响的分析,可为现场投球转向工艺提供工程指导。