耐高温海水基压裂液聚合物稠化剂流变性能

为明确聚合物稠化剂分子量、功能单体种类及含量等参数对海水基压裂液流变性能的影响,选用分别具有强电解质单体2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸(AMPS)或可抑制酰胺基水解单体N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)的超高分子量聚合物,研究了聚合物溶液的流变性能。对具有超高分子量及不同AMPS含量的5种聚合物进行了聚合物交联冻胶耐温耐剪切性能研究。实验结果表明,具有超高分子量及较低AMPS含量的聚合物黏弹性更好,具有超高分子量及高AMPS含量的聚合物在高温下耐剪切性能更好,具有超高分子量及NVP基团的聚合物在海水中增稠能力更好,具有高AMPS含量的聚合物耐温耐剪切性能更好;具有超高分子量(分子量不低于2×10^(7))、适宜的水解度(20%~23%)、低AMPS含量(3%~8%(w))的聚合物,更适于作为耐高温海水基压裂液稠化剂。

国内外排水采气工艺综述

简要介绍国内外常规排水采气工艺,接着介绍了几种国内外排水采气新工艺。描述了它们的工作原理、优缺点以及用于排水采气井的应用条件、实际效果。由于国内外常规采气工艺在现场应用中有一定的局限性,所以国内外新的采气工艺将大有作为。

压裂液降滤失技术研究

油层水力压裂是油气井增产、注水井增注的一项重要工艺措施。压裂施工的成功与否主要取决于所用的压裂液。而压裂液的滤失是影响压裂施工效果的重要因素之一。所以本文首先对压裂液滤失的危害进行了分析,综述了压裂液的滤失机理、影响因素,同时对降滤失技术进行了研究,目前常用的降滤失技术能提高压裂液粘度,添加压裂液降滤失剂和液氮降滤失技术等。最后对降滤失技术的发展进行了展望。

爆压酸化技术在中国海上低渗油田适应性分析

中国海上存在大量的低渗油田处于待开发状态,油气储量大,动用程度低,它是未来海上油田油气接替的重要组成部分。目前海上低渗透油田的增产措施技术手段非常有限,海上平台受到空间限制,部分储层还存在厚度薄、边底水活跃的特征,水力压裂等低渗透油藏改造措施也难以实施;常规的酸化措施改造力度弱,酸液很难注入地层,导致酸化效果不理想。通过大量、深入的研究及论证,爆燃压裂酸化是一种低渗油藏储层改造技术,它适合于海上油田特殊油藏、平台条件,工艺简单,安全可靠,在中国海上油田LF13-1油田26H井进行首次应用,作业前该井由于产量较低,长期处于关井状态,作业后产液量为127 m3/d,目前已累增油1 237 m3,增产效果十分显著,在中国海上低渗油田具有广泛应用前景。

一种适合海上油田的自生酸体系

针对海上油田平台空间有限的问题,研发出一种新型自生酸体系。该体系由多聚甲醛、盐类2部分组成,在地面分开配制,配制好的溶液均呈中性,在井下混合后生成酸液,具有优良的缓速性能。通过实验确定了多聚甲醛溶液、2种盐溶液的最佳浓度以及自生酸处理液的配方,评价了自生酸的缓速、缓蚀性能和岩心解堵性能。实验结果表明,该酸液具有良好的缓速、缓蚀及解除地层污染的能力,可以用平台上的泥浆池和泥浆泵进行配液和挤注,不仅解决了平台空间不足的难题,而且很大程度地简化了施工工艺,为海上油田酸化解堵提供了一种新的方式。

一种新型注聚合物井解堵体系的研究与应用

针对渤海油田注聚井高压欠注问题,根据氧化剂对注聚井有机堵塞高效降解的原理,在渤海油田现用氧化解聚体系研究的基础上,通过室内模拟交联物溶蚀、用量优选、浓度优选、反应时间优选、残液对后期注聚合物影响、腐蚀、产气量测试等系列实验,研发了一种新型ZJ-02复合氧化解聚体系。研究表明,该解堵体系具有综合性能优良、安全性高和施工工艺简单等特点。渤海油田某注聚合物井使用该解堵体系配合常规酸化进行解堵,解堵后视吸水指数由26.40 m3/(d·MPa)增加到45.18 m3/(d·MPa),是原来的1.71倍,基本达到配注要求,增注效果明显。

支撑剂嵌入对裂缝导流能力的影响

采用自行研制的国家发明专利测试仪器,对地层煤板进行了支撑剂嵌入实验研究。考察了在不同支撑剂类型、不同支撑剂粒径、不同铺砂浓度、不同闭合压力下支撑剂嵌入对裂缝导流能力的影响。实验结果表明:随着闭合压力增大,石英砂的导流能力快速降低;铺砂浓度越大,支撑剂充填层抗压能力与抗破碎能力越强,裂缝导流能力越高。

HBJ复合解堵体系在涠洲11-4油田B3井的应用

涠洲11-4油田B3井于2009年8月进行了固砂作业,作业后产液量和产油量大幅度下降,其原因主要是高分子聚合物型抑砂剂对地层造成了堵塞,为此研制了HBJ复合解堵体系,该体系由HRS解堵剂和BHJ3-G解堵剂组成。HRS解堵剂能有效降解抑砂剂组分,同时BHJ3-G解堵剂能有效改造储层渗透性。HBJ复合解堵体系在B3井进行了应用,解堵后产液量大幅上升,取得了较好的解堵增油效果。

海上X油田爆压酸化技术可行性分析

X油田为我国海上一典型复杂断块油田,受储层物性和井身结构影响,水力压裂措施开展困难、常规酸化效果不佳,极大地影响了油田的生产。本文在对X油田情况进行深入分析的基础之上,并借鉴我国南海东部LF13-1油田开展爆压酸化技术的成功经验,从地质油藏条件和工程技术条件两个方面,分析了爆压酸化技术在X油田实施的可行性。结果表明X油田东营组和沙河街组,存在中低孔低渗、泥质含量较低、边底水位置满足条件的砂岩层段,可以开展爆压酸化。

表皮系数计算及分解的应用实例分析

本文通过油井实例对表皮系数进行计算及对总表皮系数进行分解分析。油井测试获得的表皮系数是各种因素产生的表皮效应的总和,是评价油气井产能和完井效率的重要参数。为获得地层真实伤害表皮系数,便于分析地层伤害原因,本文提出将表皮系数进行分解,然后以真实表皮系数为依据确定地层伤害程度,以此指导储层改造实践并为改造效果预测提供可靠依据。

渤海注聚油田堵塞井堵塞机理分析及复合解堵工艺设计

渤海油田注聚获得了显著的增油降水效果,但部分注聚井存在注入压力偏高,不能达到油藏方案配注要求,采用常规化学解堵技术解堵效果差或有效期较短。堵塞物成分分析表明,渤海注聚油田堵塞井堵塞物由无机物和有机物混合包裹形成,受水中悬浮物和含油量的影响,无机物和聚合物相互作用产生组分复杂的垢,导致地层渗透率下降和地层堵塞。根据堵塞机理分析,优选出复合解堵体系并设计出复合解堵工艺,在绥中36-1、锦州9-3和旅大10-1等油田取得成功应用,视吸水指数平均提高90%,平均有效期达10个月,解堵效果显著,具有较好的推广应用价值。

渤海油田过筛管压裂井支撑剂与地层砂产出控制实验研究

渤海油田过筛管压裂井投产后出砂严重,制约了油井的高效生产。针对提出的射孔段膨胀筛管防砂、射孔段薄壁管补贴防砂、独立小筛管砾石充填防砂等3种出砂控制技术开展了出砂控制评价模拟实验,对比分析了其挡砂性能及流通性能。实验结果表明,3种出砂控制技术都具备良好的挡砂性能,但射孔段薄壁补贴防砂技术加剧了井底流体的流动阻力。针对产能低、生产压差较高、出砂不严重的油井,建议采用射孔段膨胀筛管防砂技术,充分利用膨胀筛管高流通性的特点。针对产能高、出砂严重的油井,建议采用独立小筛管砾石充填防砂技术,既能有效挡砂,又可降低从射孔孔眼高速产出的携砂流体对井底管柱的冲蚀破坏风险。

高效复合解堵体系在海上BZ油田M井的研究与应用

海上BZ油田M井目前堵塞问题严重,分析原因主要是:储层物性条件较差,部分储层段泥质含量较高;作为一口先期排液生产井,转注前未经过有效的处理措施,存在有机堵塞;注入水为平台生产污水,存在污油和结垢等伤害。针对M井现场实际问题,经过室内实验研究,利用多种无机酸、有机酸、有机解堵剂以及多种优质添加剂的协同效应,研发出一种高效复合解堵体系。现场应用结果显示,经过解堵,M井视吸水指数由4.4m3/(d·MPa)提高到62.5m3/(d·MPa),日注水量由40m3左右提高到500m3左右,增注效果明显。

驱油型表面活性剂在W油田的研究与应用

W油田地层能量长期亏空,低液量生产特征明显,常规压裂措施增产效果受限。针对该油田的生产动态特点,依据储层温度、原油物性、地层水及注入水组分特点,通过室内分子结构设计和油田适应性评价等研究,形成了一种适合该油田提高采收率用的耐温耐盐驱油型表面活性剂。实验研究表明:采用油田平台注入水配制0.3%的驱油剂溶液可在130℃、26061.73 mg/L条件下达到10-3mN/m级别的超低界面张力,具有较好的耐温耐盐稳定性、与地层水配伍性良好的特点,同时可在一定程度上改变储层岩石润湿性,提高13.81%的驱油效率。在W油田开展单井注驱油剂溶液压裂技术应用,日产液是措施前的6.7倍,日产油是措施前的5.2倍,增产效果明显。

筛管完井高能气体压裂模拟实验研究

筛管完井高能气体压裂技术是筛管完井油气储层增产的重要手段,进行筛管完井高能气体压裂模拟实验对于探究其增产机理、压裂前后筛管防砂性能变化规律和优化施工工艺具有重要意义。本文充分考虑筛管完井高能气体冲击破岩过程中的瞬态性和复杂性,利用施加围压的水泥靶来模拟筛管完井固体火药高能气体压裂过程,探究裂缝形态及整个压裂过程对筛管防砂性能的影响。研究结果表明:筛管完井固体火药高能气体压裂技术可在地层中产生2~4条经向裂缝;压裂后筛管防砂性能略有下降,旧筛管与新筛管防砂性能相比显著下降,但对后续生产无影响;裂缝条数和筛管防砂性能下降程度与峰值压力和升压速率有关,峰值压力越大,裂缝条数越多。该研究成果对于筛管完井高能气体压裂现场施工具有一定的指导意义。

裂缝型碳酸盐岩储层酸压数值模拟

酸压是碳酸盐岩储层重要的大型增产改造措施。酸压中,准确预测酸液作用距离对酸压设计至关重要,其决定酸压改造范围、影响酸压目标缝长设定及酸压效果预测。裂缝型碳酸盐岩储层非均质性极强,基质较致密,天然裂缝所在区域渗透率很高,酸液滤失严重。目前各种酸压模型假设裂缝面上渗透率均匀分布,也不能考虑天然裂缝对滤失的影响,这些模型预测的酸液作用距离较长,酸压设计缺乏可靠的模拟模型。针对该问题,进行了裂缝型碳酸盐岩储层酸压数值模拟研究。首先基于地质统计规律建立人工裂缝面上渗透率分布模型、天然裂缝分布模型,并基于地质统计参数生成裂缝面上渗透率及天然裂缝分布;然后建立酸液流动、酸液滤失、酸岩反应数学、粗糙酸蚀裂缝表面形成过程模拟模型;再将以上模型耦合求解,形成酸压模拟模型。基于该模型,进行了广泛的数值模拟研究,分析了天然裂缝参数对酸液作用距离、酸蚀裂缝表面的影响。研究发现,天然裂缝对活酸作用距离和酸蚀裂缝表面影响显著,考虑天然裂缝时,其作用距离显著低于常规模型预测的距离,酸蚀裂缝表面更粗糙;裂缝型储层酸压设计中,天然裂缝是不可忽略的因素,新模型预测的酸液作用更合理。该研究为裂缝型碳酸盐岩储层酸压设计提供了更可靠模拟工具。

储层环境对陶粒性能影响实验研究

支撑剂是油气田开发中一项重要的基础材料,其目标储层往往为高温、高压、高矿化度等苛刻环境。开展储层环境老化前后的4种陶粒支撑剂性能变化的评价实验,支撑剂在储层环境老化后体积密度降低、破碎率升高、酸溶解度升高,导流能力明显下降,说明支撑剂在储层环境下,其整体性能会有一定幅度的变化。因此在支撑剂的优选和工艺方案设计时,需充分考虑储层环境对支撑剂性能的影响。

压裂液降滤失技术研究

油层水力压裂是油气井增产、注水井增注的一项重要工艺措施。压裂施工的成功与否主要取决于所用的压裂液。而压裂液的滤失是影响压裂施工效果的重要因素之一。所以本文首先对压裂液滤失的危害进行了分析,综述了压裂液的滤失机理、影响因素。同时对降滤失技术进行了研究:目前常用的降滤失技术有提高压裂液粘度,添加压裂液降滤失剂和液氮降滤失技术等。最后对降滤失技术的发展进行了展望。

爆燃压裂技术在海上低效油井中的研究与应用

为验证爆燃压裂技术在海上低渗油田低效井中的适应性,从作业段优化、火药优选、峰值压力模拟、火药布置、安全工具优选、套管安全性论证、泄压方式优化等方面对渤海Q油田M井进行了深入论证研究,并现场实施。实践表明:M井爆燃压裂作业后作业管柱及井下工具完好,系列安全控制措施可靠有效;M井峰值压力模拟值与井下实测压力相比,模拟精度达90%以上,模拟结果准确度高;M井作业后增产效果显著,截至平台废弃前,累计增油3127.6 m^(3),成为爆燃压裂技术针对低渗储层低效油井改造增产的典型案例,为海上油田低产低效井治理提供了新的技术解决思路。

C-GG型改性瓜胶的制备

天然瓜尔胶粉与醚化剂在乙醇溶液中反应,制备C-GG改性瓜尔胶,考察了反应物料比、反应时间、反应温度等对产品性能的影响。结果表明,合成C-GG改性瓜尔胶的最佳制备条件为:瓜尔胶粉:氢氧化钠:3-氯-2-羟丙基三甲基氯化铵为1:0.2:0.06,反应温度为70℃,反应时间为3 h。在最佳反应条件下,得到产品的性能符合标准,粘度达到3 650 mPa.s,取代度为0.224。