致密油多场重构驱渗结合提高采收率技术

建立渗流-地质力学耦合的嵌入式裂缝流动模型,进行致密油多场耦合模拟,揭示致密油长期注水后压力场、渗流场和应力场的变化规律,在此基础上提出了致密油多场重构驱渗结合提高采收率技术。研究表明:致密油长期注水开发后,压力扩散范围小,难以建立有效驱替系统,地应力的变化幅度呈现差异性,水平最小主应力变化幅度大于水平最大主应力,注水井地应力变化幅度大于生产井,注水井周围地应力转向幅度较大。多场重构驱渗结合提高采收率技术通过注水井转采和大规模压裂技术,重构人工体积缝网系统;通过压前补能、压中增能、焖井蓄能、驱渗结合的全生命周期能量补充方法,有效解决了大规模压裂后注入介质易窜流、能量难补充的问题;通过多井联动强化渗吸效应,重构复杂缝网下驱替与渗吸结合体系,由避缝向利用裂缝转变,提高微观波及效率和驱油效率。鄂尔多斯盆地华庆油田元284区块现场应用实践表明,该技术提高采收率12个百分点,可实现致密油规模效益开发。

庆城夹层型页岩油地质工程一体化压裂技术

针对庆城夹层型页岩油储层物性致密、原始油藏压力系数低和湖相沉积非均质性强的特点,采用大型物理模拟试验、水平检查井取心观察和微地震频度与震级分析等方法,明确了裂缝系统以人工主裂缝为主、支/微裂缝为辅;根据细分切割裂缝思路,采用桥塞/球座分段多簇射孔联作工艺为主体技术;从地质工程甜点综合特征出发,优化布缝策略、段簇组合和簇间距;基于限流压裂原理,采用暂堵控制多簇裂缝扩展,以大量现场压裂资料为样本集,优化压裂关键参数;根据压裂对缝网导流能力的需求,优化压裂液和支撑剂的粒径组合。通过上述研究,形成了庆城夹层型页岩油地质工程一体化压裂技术。庆城页岩油区块的180口水平井应用页岩油地质工程一体化压裂技术完成4590段压裂,压裂后单井初期产量达到了14.5 t/d,第1年产量递减率降低10百分点以上。研究和现场应用表明,页岩油地质工程一体化压裂技术可以实现油藏与裂缝的匹配,有效支撑了庆城页岩油百万吨级产能建设,为陆相页岩油资源高效动用和效益开发提供了技术支持。

超低渗透油藏水平井重复压裂新老缝合理配比研究

超低渗透油藏初次压裂投产后,由于地层能量亏空严重、裂缝失效等原因,油井产量递减迅速,无法满足生产需求,需要进行重复压裂,重复压裂设计的关键是确定合理的布缝位置和重复压裂的新缝数量。基于长庆油田元284井区储层地质特征,结合初次压裂生产情况,建立了水平井重复压裂裂缝延伸数值模拟模型;对比了不同新老缝配比条件下重复压裂储层改造体积与最终开采效果,明确了重复压裂前注水补能提高重复压裂改造效果的机理;通过分析经济收益,获得了合理的新老缝配比关系。模拟结果表明:重复压裂新缝为2条、缝间距为20 m时,更有利于形成复杂缝网,提高采收率;随着2条老缝间重复压裂新缝数量增加,更有利于裂缝间相互沟通形成复杂缝网,提高储层改造效果;老缝间重复压裂的新缝数量较多时,由于裂缝之间的相互干扰,会导致开发生产前期产量增幅递减,但随着不断生产,由于储层改造更为充分,对后期稳产较为有利。研究结果为超低渗透油藏水平井重复压裂方案设计提供了理论依据。

长庆油田水平井套中套井筒再造体积重复压裂技术

长庆油田超低渗透油藏部分水平井初次改造程度低,前期先导试验攻关形成了水平井双封单卡体积压裂技术,然而双封单卡工艺存在起下钻次数多、放喷时间长、管外窜等问题,严重制约现场施工效率。通过压前补能、凝胶降漏、下入Ø114.3 mm套管、热固树脂环空封固等技术重造新井筒,评价储层增产潜力,优化新老裂缝布缝与裂缝参数,配套研发小直径可溶桥塞,形成了水平井套中套井筒再造重复压裂技术。在CP50-15井进行了现场试验,成功下入1500 mØ114.3 mm套管并进行了环空封固,固井质量良好,采用桥射联作压裂工艺完成了26段压裂,施工效率达到了3段/d,投产后控制放喷生产,日产油由1.9 t升至15.4 t。该技术对提高超低渗透油藏采收率提供了新思路。

鄂尔多斯盆地页岩油水平井细切割体积压裂技术

鄂尔多斯盆地页岩油资源丰富,而受储层物性致密、原始油藏压力系数低和湖相沉积非均质性强等因素影响,常规直井开发单井产量极低。2011年以来针对页岩油Ⅰ与Ⅱ类储层,水平井+分段体积压裂技术攻关试验成功,单井产量突破10 t/d,但仍面临规模开发单井产量递减大、低油价下效益差的问题,资源向储量、储量向产量和产量向效益转化速度极慢。为进一步提高单井产量和采出程度,从水力裂缝扩展规律及裂缝形态综合认识评价入手,瞄准优质储量裂缝最大化控制,综合岩性、物性、含油性和可压性评价,建立了水平段储层品质和工程品质一体化分级评价标准;创新了基于水平段分类的非均匀细切割多簇裂缝设计和缝控体积压裂参数优化方法;利用限流和架桥原理,集成配套了极限分簇射孔、动态暂堵转向等裂缝控制技术提高多簇有效性;采用可溶桥塞压裂工具、低成本滑溜水压裂液和组合粒径石英砂支撑剂,实现细切割体积压裂成本控降。通过研究与实践,形成了页岩油Ⅰ与Ⅱ类储层规模效益开发的长水平井细切割体积压裂技术模式,2017～2018年共实施85口水平井,初期日产油达到16 t以上,12个月累产油达到4 850 t,较前期提高1 120 t,第一年递减率下降15%,预测单井产量可提高近1×104t,盈亏平衡点由63美元/桶下降至42美元/桶。矿场实践证实,采用长水平井+细切割压裂+高强度改造是实现页岩油效益开发的有效技术途径,该技术为其它页岩油资源高效动用和效益开发提供了借鉴。

基于缝网扩展模拟的致密储层体积压裂水平井产能贡献分析

针对致密储层体积压裂缝网扩展预测和多重孔隙介质耦合流动模拟难度大的问题,开展了基于体积压裂裂缝扩展机理的致密储层流体流动规律研究,建立了多重介质不稳定渗流数学模型和多裂缝互相干扰条件下的压裂裂缝网络扩展模型,并采用有限单元法求解。以鄂尔多斯盆地致密油为例进行生产模拟,分析致密油藏体积压裂水平井不同孔隙介质产量贡献程度。研究表明:体积压裂水平井簇间距减小,则水力裂缝延伸长度变短,平均带长减小,改造面积先减小后趋于平缓,平均带宽和裂缝宽度先增大后趋于平缓;体积压裂水平井产能贡献以天然裂缝和水力裂缝为主,基质对产能贡献较小。研究结果为致密储层压裂水平井裂缝扩展模拟和产能预测提供了一定的理论基础。

苏里格气田致密砂岩气藏储层体积改造关键问题及展望

2012年,中国石油天然气股份有限公司提出了"体积改造"的技术理念,促使压裂理论从经典走向现代。随着鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏勘探开发工作的持续推进,储层条件更加复杂,压裂改造技术在理念、材料和工艺等多方面都面临着新的难题和挑战。为了将体积改造技术原理的普遍性和苏里格气田致密砂岩气藏储层的特殊性相结合,建立有效的体积改造技术模式,借鉴近年来美国非常规天然气成功开发的经验,从地质特征入手,探讨了苏里格气田致密砂岩气藏储层体积改造面临的关键问题,并提出了技术发展的方向。研究结果表明:(1)控制裂缝纵向延伸,适度提高排量、大幅增加液量的滑溜水压裂设计是提高单层产量的关键;(2)通过直井多层、水平井多段压裂,实现致密砂岩气多层系立体式开发,是提高单井产量和采收率的基础;(3)小井眼、小油管完井实现高排量压裂设计、长期生产,是实现提产降本的前提。

气液双相流条件下HCO_3^-对J55钢腐蚀行为的影响

HCO3-在油气田地下水中含量丰富,其电化学特性活跃,它对J55钢的电化学行为有着极大的影响。国内外大量学者对这一问题进行了研究,但他们的研究结论都是在静态条件下得出的,而对气液双相流条件下HCO3-对J55钢电化学性能影响的研究则较少,且没有具体的结论。为此,利用电化学阻抗谱技术(EIS)研究了NaHCO3溶液浓度为0.1mol/L时的气液双相流对J55钢腐蚀行为的影响。结果发现:阻抗谱由高频和低频两个容抗弧组成,腐蚀时间越长,钝化膜对基体的保护作用越好,容抗弧半径越大,试样的抗均匀腐蚀能力越大,试样表面腐蚀速度越慢。

低产液量水平井找堵水管柱的设计与应用

针对长庆油田致密油藏低产液量水平井利用现有测试方法无法准确找到出水层的情况,设计了适用于不同地层压力的低产液量水平井找水测试管柱,同时针对不同出水位置设计了桥塞卡堵水管柱和封隔器卡堵水管柱。低产液量水平井找水测试管柱在长庆油田应用21井次,找水有效率96.7%;两种卡堵水管柱堵水在长庆油田应用22井次,堵水成功率达到81.8%。这表明,利用所设计的低产液量水平井找水测试管柱,能准确找出低产液量水平井的出水层段,所设计的卡堵水管柱能对不同位置的出水层段进行机械封堵。

J55钢在NaHCO_3溶液中的腐蚀行为

利用电化学阻抗谱(EIS)技术研究了J55钢在不同浓度NaHCO_3溶液中的腐蚀行为。结果表明:在HCO_3^-质量浓度为1 g·L^(-1)和5 g·L^(-1)时,J55钢的EIS谱为单容抗弧,其末端收缩程度不同;当HCO_3^-质量浓度增大到10 g·L^(-1)时,J55钢的EIS谱的高频区是一个容抗弧,低频区为感抗弧;当HCO_3^-质量浓度增大到30 g·L^(-1)时,阻抗谱由高频区的容抗弧和低频区的Warburg阻抗组成;当HCO_3^-质量浓度从1 g·L^(-1)增大到5 g·L^(-1)时,弥散指数增大,而从5 g·L^(-1)增大到30 g·L^(-1)时,弥散指数减小;HCO_3^-质量浓度从1 g·L^(-1)增大到5 g·L^(-1)时,腐蚀速率增大,而从5 g·L^(-1)增大到30 g·L^(-1)时,腐蚀速率减小。

温度、氯离子和铬元素对J55油套管钢钝化膜半导体性能的影响

利用电容测量法及电化学阻抗谱技术研究了温度、氯离子浓度和铬元素对目前广泛使用的J55油套管钢在模拟土壤环境中所成钝化膜半导体性能的影响.结果表明:钝化膜呈现n型半导体特性,随着成膜温度的升高、铬元素的加入和氯离子浓度的增加,Mott-Schottky曲线直线部分的斜率减小,表明膜内杂质密度增加.阻抗谱结果表明:在同一温度下,离子在膜内的传递电阻R1随着氯离子浓度增加而减小,膜内的扩散系数YW增加;同一氯离子浓度下,随着成膜温度的升高,扩散系数YW减小.表明温度升高、溶液中氯离子浓度的增加以及铬元素的加入会使钝化膜对J55油套管钢基体的保护作用减弱.

均匀腐蚀下油气井套管的强度及其寿命

通过公式推导研究了J55套管在均匀腐蚀下的抗拉、抗外挤以及抗内压强度,得出了天钢套管和西姆莱斯套管的抗拉、抗外挤以及抗内压强度变化规律。提出了力学和化学共同作用下套管寿命的计算方法,并计算了天钢套管和西姆莱斯套管的服役寿命。

套返水平井单封拖动管柱快速找水方法研究与应用

水平井某层段与注水井沟通，压力远高于未见水层段的产油层段，使产油层段被抑制，甚至水倒灌向地层驱油，导致水平井全井筒为水，使井口返水。采用皮碗封隔器拖动卡封找水方法，各层段逐一组合不同喷点的油管／套管同时生产，通过录取井口油管及套管的返液量及含水资料，准确快速地判断出水层段。配套形成了2套工艺管柱，单井找水周期1～2d，大幅缩短找水周期，为套返水平井的快速找水提供技术手段。

五里湾长6油藏“可动凝胶+表面活性剂”技术研究及应用

针对靖安油田试验区块非均质性强、微裂缝发育、水驱效率低，地层水矿化度在5×10^4mg／L左右，提出“可动凝胶＋表面活性剂”二元复合驱配方，从4个方面对表面活性剂性能进行评价，成功实现可动凝胶与表面活性剂段塞组合在现场应用。试验表明，可动凝胶体系为：2000～3500mg／L两性离子聚合物＋2000--3500mg／L交联剂A＋2000～3500mg／L促进剂B，可以进入地层的深部，起到充分调剖的目的。表面活性剂质量浓度在2000～5000mg／L范围内界‘面张力均能达到10～mN／m，在油藏温度54．7℃，矿化度5×10^44mg／L条件下，具有很好的抗温、抗盐和抗吸附性能。通过在五里湾一区现场试验柳x井组，达到了增油降水目的。研究证明“可动凝胶＋表面活性剂”调驱可较大提高原油采收率，在低渗透油藏中的注水开发部分具有很好的应用前景。

腐蚀的电化学研究现状

基于电化学原理发展起来的电化学测试技术,如极化曲线分析法,交流阻抗分析法,电化学噪声分析法和Kelvin探针技术等,是研究腐蚀的重要手段,近些年有了很大的进展。掌握这些技术的原理及应用领域的进步,将有助于对腐蚀与防护技术的深入研究和开发。

基于RIA的交互式信息实时共享系统研究

RIA技术是集快速、低成本部署、实时多媒体通信为一体的新一代互联网应用技术。本文设计并实现的交互式信息实时共享系统基于RIA架构,结合了多种流行的多媒体开发技术,为客户提供了统一完整可扩展的网络会议信息处理平台,满足了工作中对同步信息交互式咨询及资料实时共享等方面需求,加快了传统企业信息化建设。

油气生产企业节能对标管理

对标管理可应用于企业各种领域的管理,例如经营、质量、生产等管理。由于节能工作中有较多共性问题,节能对标管理指企业为提高能效水平,与国际国内同行业先进企业能效指标进行对比分析,确定标杆,通过管理和技术措施,

高地饱压差非均质油藏周期注水油水交渗机理研究

高地饱压差非均质油藏经过长期注水开发后，油层易形成相对固定的注采连通对应关系，导致水驱动用程度很低。阐述了周期注水油水交渗流动的机理，并建立了周期注水的数学模型，通过数值模拟计算得到了注水周期、渗透率变异系数、高低渗透层含水饱和度差与产量的关系。计算结果表明注水周期在140天、渗透率变异系数在0．7左右时可获得较高产量，随着两渗透层含水饱和度差的增加周期注水的产量增加。

恒流量自动配水器在安塞油田的应用

安塞油田地形复杂、区块分散,注水井的水量调配为人工调节每2小时1次,但由于压力波动造成注水量不平稳,注水量忽高忽低,很难满足恒流量注水的地质要求,而且工人劳动强度大。安塞油田尝试应用恒流量自动配水器,该仪器能够按照设定的注水量实现恒流量自动配水,满足了精细化注水的要求,且大大降低工人的劳动强度,取得了较好的效果。

井下微地震裂缝监测设计及压裂效果评价

井下微地震监测技术作为监测压裂效果的有效手段之一,首次在长庆油田的庄19井区得到了应用。本文在简要介绍井下微地震压裂监测技术的基础上,论述了选井选层设计、测震传感器的布置优化、井筒体液设计和压裂设计,并利用微地震压裂监测结果分析了压裂井的裂缝展布特征,验证了压裂施工效果。该方法对于验证传统方法的准确性、提高裂缝测试水平及油田开发效果具有重要意义。