酸压裂缝导流能力计算模型的研究现状

酸压常用于对碳酸盐岩储层的增产改造。酸压改造成功的关键是形成高导流能力的裂缝。为了优化酸压改造施工设计,需要利用酸压模型对酸压改造的各个施工步骤进行模拟、对酸蚀裂缝导流能力进行预测。在阐述国内外酸蚀裂缝导流能力预测模型的基础上,对现有酸蚀裂缝导流能力预测模型存在的不足,建议通过分析影响酸蚀裂缝导流能力的各个因素之间的交互作用,建立考察因素更全面的酸蚀裂缝导流能力计算模型。

不同构造地层水平井压裂起裂规律研究

水平井水力压裂时,由于井眼轨迹较长且钻遇地层复杂,使得井筒周围应力分布差异较大,从而无法准确预测起裂压力及起裂方位。利用Matlab软件三维可视化的优点,对储层构造为正断层、逆断层和平移断层3种情况下的压裂液侵入作用在井壁的应力分布状态进行模拟分析,并结合断裂力学理论对各种构造地层中压裂裂缝起裂压力和起裂方位进行研究。主要利用憋压时井眼周围三维应力分布直观地得到起裂方位规律,并对不同水平井方位角下的起裂压力规律进行了研究。结果表明:利用Matlab建立的水平井筒周围原地应力和压裂液作用下的综合应力三维图,能更好地阐述裂缝起裂方位和延伸趋势;不同构造水平井的起裂规律不同,水平井方位角为0～45°时,平移断层的起裂压力比正断层和逆断层的起裂压力要低一些;水平井方位角45～90°时,逆断层的起裂压力比正断层和平移断层低;正断层的裂缝延伸方位与逆断层和平移断层不同;水平井方位角为0°和180°时,起裂压力最大,90°时起裂压力最小;最小主应力是影响起裂压力最显著的因素。

裂缝性储层水平井压裂过程中起裂条件研究

常规储层的压裂施工遇到的裂缝较少,所以压裂设计中假设裂缝尺寸固定不变,所以误差不大;然而针对裂缝性储层压裂设计,必须考虑井筒压力增加引起井筒多条裂缝的尺寸变化,以及其对滤失量和井筒内压力的影响。将压裂过程中井筒压力引起的裂缝宽度变化引入到经典的基质、裂缝滤失理论中,同时借鉴现场施工常用的管柱摩阻计算方法,建立了由滤失和压缩引起的裂缝性储层井筒憋压模型。该模型主要对不同水平井长度下基质孔隙度、渗透率,天然裂缝缝宽、缝长、缝密,工作液密度、黏度,以及岩石破裂压力对施工压力的影响进行分析。研究表明储层的基质渗透率、裂缝发育情况是影响裂缝起裂的主要因素,地层的抗张强度对施工压力的影响最为明显;施工过程中工作液密度比其黏度对井口施工压力影响更显著。该研究对裂缝性水平井压裂工艺优化具有重要的指导意义。

闭合酸蚀裂缝导流能力模拟研究

酸蚀裂缝导流能力是影响酸压改造效果的关键所在。由于岩石性质、刻蚀形态及闭合压力等因素影响,很难对酸蚀裂缝导流能力进行准确的预测。目前,对于酸蚀裂缝几何形态和酸穿距离的计算模型较多,而就酸蚀裂缝导流能力的计算模型研究较少。为此,基于自仿射分形理论建立裂缝酸压模型,进行酸压模拟,利用局部立方规律(LCL)对闭合酸蚀裂缝导流能力进行预测,对影响闭合酸蚀裂缝导流能力的主要因素进行了正交模拟计算。结果表明,影响闭合酸蚀裂缝导流能力主要因素的影响程度从大到小依次为:闭合压力>分形维数>注酸时间>地层基质渗透率>注酸排量>标准偏差>地层基质孔隙度。

PRD无固相修井液酸性破胶技术

为解除PRD无固相修井液对储层造成的固相侵入伤害,构建了新型酸性破胶剂HJD-W。HJD-W在90℃×5h条件下,腐蚀率仅为0.9919g/(m^2·h),对PRD原液的破胶率高达78.4%。PRD污染后的岩芯渗透率损失率为47.6%,污染后的岩芯经HJD-W处理后岩芯渗透率恢复率高达107%。HJD-W在涠洲油田W15井进行现场应用,油井产油量提高2.21倍。

螯合解堵液体系在涠洲低渗储层的研究与应用

涠洲油田L1Ⅳ油组储层为中孔、低渗储层,存在中等偏强的水敏、酸敏,地层水矿化度高(15998 mg/L)、成垢离子含量高,在油井生产和修井作业过程中易受到水锁、水敏、结垢伤害。为解除油井污染、提高油井产能,通过大量的室内实验,构建了一套针对涠洲油田L1Ⅳ油组低渗储层解堵的螯合解堵液体系。该体系能有效解除修井液对低渗储层造成的伤害,改善储层渗透率。实验结果表明:低渗透率岩心经螯合解堵液体系处理后,渗透率增大至原始渗透率的150%,水锁伤害岩芯的渗透率恢复率达124.3%,体系阻垢率大于93%。体系在矿场应用后,取得了日增油24 m3/d、产能提高1.6倍的良好效果,在同类储层具有较大推广价值。

一种聚合物驱油受效井螯合解堵体系研究与应用——以渤海S油田为例

针对常规解堵工艺体系无法有效解除聚合物驱受效井复合堵塞物的问题,运用宏观和微观实验分析得出复合堵塞主要由聚合物、原油等有机物与含铁固相、黏土矿物等无机物层层包裹、相互掺杂而形成。实验表明,螯合解堵剂能很好溶蚀复合堵塞物中的各个无机物组成成分,对聚合物降解效果优于酸液和除过氧化氢之外的氧化剂。通过在渤海S油田20井筒内复合堵塞物溶蚀与降解实验说明,该解堵体系能有效解除这种复合堵塞物。现场应用表明,螯合解堵剂解堵效果优于传统解堵体系。

高温低渗储层新型润湿反转剂评价

针对南海西部油田某高温低渗储层,评价含氟润湿反转剂FZ-01。通过表面张力测定、润湿反转能力测定及岩心流动实验测定来观察反转剂的润湿反转性能和解水锁能力。实验研究表明,添加FZ-01可使水溶液表面张力降低至19.89 mN/m;FZ-01可将油水界面张力降低至10^(-2)m N/m数量级;FZ-01能使岩心由水润湿或油润湿变为中性润湿;受水锁伤害的岩心经FZ-01处理后,渗透率恢复率达111.4%。

封隔体新型疏水轻质微球控水效果的实验室评价

封隔体轻质微球的表面疏水性能显著提高连续封隔体控水防砂技术的控水效果,以应对油井高含水和易出砂等严峻问题。在定流量水驱油和定含水率油水混合液驱替两方面建立了多指标评价体系,评价了封隔体新型疏水轻质微球(XK-A)的控水效果,并进一步研究了控水效果受含水率和温度影响的敏感性。结果表明:XK-A的表面强疏水能力和长期疏水稳定性使其能够降低采出液含水率(实验中可达25%~35%)、提高注采压差、增加原油采出程度;高含水情形XK-A的控水过油能力更为显著;XK-A一步法自生的疏水层的牢固、抗剥离、抗高温熔融或分解的能力使其在高温井仍保持控水增油潜力。

注水井结垢趋势灰色关联分析

注水开发油田注水井的结垢会严重影响油田开发效果,甚至带来安全隐患。为了预防垢的形成,应制定合理的防/除垢措施,需要对注入水结垢趋势进行敏感性分析。以碳酸钙结垢敏感性分析为例,采用均匀设计方案,使用Davis–Stiff饱和指数法、Oddo–Tomson饱和指数法和Ryznar稳定指数法对各方案的结垢趋势进行预测,并用灰色关联分析法分析各因素对碳酸钙结垢趋势的敏感程度。由SI值和IS值计算得到的结果趋势相同,各因素对碳酸钙结垢趋势的影响程度从大到小依次为:pH值、钙离子含量、温度、碳酸氢根含量、含盐量。SAI值的计算结果表明,钙离子含量的影响程度更大,其他排序相同。综合考虑,认为pH值和钙离子含量在碳酸钙结垢中占主导地位。

持久疏水超低密控水微球的制备和性能

具有持久疏水能力的控水型超低密度支撑剂是应对石油开采中高含水井或压裂施工中后期产出液高含水问题的关键材料。首先制备了结构致密和尺寸可控的轻质高强交联聚苯乙烯(CPS)微球,再通过氟树脂在CPS表面进行疏水覆膜改性,获得了疏水能力强且持久的、兼具高强度和超低密度的智能控水(LWC)微球。通过接触角测量仪监测LWC微球的疏水性和疏水稳定性,通过压力试验机和裂缝导流能力测试仪分别评价LWC微球的抗压强度和其对水、油的导流能力。结果表明:LWC微球的表观密度约1.047 g·cm^(-3),60 MPa闭合压力下的破碎率低至2.25%,表面静态水相接触角约135.9°;LWC在有机清洗剂和煤油中热处理48 h,乃至在土酸和10%的盐酸中热处理30 d后,该接触角仍保持在80%以上,疏水能力稳定;纯水在100 cm的LWC填砂管中的渗透率较常规陶粒填砂管降低了86.1%,在50 MPa以下的闭合压力下,油测裂缝导流能力显著高于水测导流能力。LWC表现出符合设计的优异的导油阻水能力,具备作为智能控水支撑剂或封隔体填充颗粒的极大潜力,有利于油气增产提质。

HWR新型化学防砂材料在南海西部油田的应用

南海西部W油田储层埋深浅、岩石胶结差,油田生产中后期由于地层压力下降、含水上升、生产压差增大等因素导致出砂问题日益突出,常规机械防砂方法无法满足细粉砂挡砂要求。针对W油田储层特点开展了化学防砂工艺研究与室内性能评价实验,研发了HWR新型化学防砂固砂材料。HWR新型化学防砂固砂材料已在W油田X1井取得成功应用,施工后产液能力恢复至出砂前水平,井口产液未见出砂,具有较好地推广应用价值。

高温、大井斜海上油田机械液控智能注水技术研究与应用

南海西部注水油田温度高、井斜大,不利于智能分层注水工具的应用,为提高分层调配效率和作业安全性,开展了高温、大井斜海上油田智能注水技术研究。通过设备设计、研发和优化,形成非插入式机械液控注水技术,突破了温度高、井眼轨迹复杂、井深大的应用难题,大幅度提高了测调效率和精度。并在南海西部涠洲6-9油田A井首次成功完成了先导性实验,实现了4个注水层位需要精细分层注水,对于南海西部油田智能化精细注水具有重要意义。

南海西部疏松砂岩储层的增产技术探索

本文针对低渗低效井所存在的问题,重点介绍水力喷射压裂技术在疏松砂岩储层水平井中的适用性研究,为此类油气田在寻找有效的增产技术方面作出贡献。

X井复合解堵液体系性能研究及应用

针对修井后产液量迅速下降的情况,考察了有机解堵液和无机解堵液对弱凝胶的破胶效果,现场通过酸化作业解除弱凝胶修井液封堵。实施酸化作业后,增油效果显著。

乳化柴油分流液的酸化性能实验研究

针对文昌油田群高含水油井笼统酸化后含水率突升的问题,通过室内实验研究确定乳化柴油的配方。考察不同油水比下乳化柴油的黏度、粒径分布、流变性,根据实验结果优选乳化柴油的油水比。通过单/并联岩芯实验,观察乳化柴油对高渗岩心的封堵性,封堵后渗透率下降83%以上。将乳化柴油作为酸化分流液并应用于现场酸化作业中,效果显著,日增油量有所提升,含水率保持不变。

海上高温油田电缆永置智能分注工艺研究与应用

针对南海西部油田注水井井斜大、高温、储层非均质性强等特点,对电缆永置测调一体技术进行了适用性优化研究,设计了基于数字信号处理(DSP)的耐高温(150℃)的一体化智能配水器,可实现井下注水状态各参数的实时监控和测调。通过对智能分层注水控制方案优化,保证高精度的压力采集和精准的流量读取,实现了稳定的双通道计量和双向数据通信传输。该技术在涠洲油田X井取得了成功应用,实现了一趟作业同时监控和测调流量、压力和温度等数据,大幅度节约了测调时间,且可多挡位无极调节,满足油藏配注需求。

甲基丙烯酸短链酯吸油树脂合成与评价

本文以甲基丙烯酸丁酯(BMA)和甲基丙烯酸甲酯(MMA)为单体,二乙烯基苯(DVB)为交联剂,过氧化苯甲酰(BPO)为引发剂,通过悬浮聚合法合成高吸油性树脂。

涠洲XX油田储层低效原因及解堵液体系研究

涠洲XX油田储层物性差、温度高,在钻完井、修井、生产过程中极易造成储层伤害。室内利用模拟实验与软件计算的方法,找到了储层伤害的主控因素;并针对性地构建了一套复合解堵液体系。评价实验表明,该体系具有防止二次沉淀能力强、高温缓蚀性能好、解除钻完井液修井液伤害能力强等特点。现场应用中取得了单井60 m3/d的日增油量。

南海西部油田出砂预测分析软件研发

为确定开采过程中油层是否会出砂,以便在油气开采前采取合理的防砂措施,开发了南海西部油田储层出砂预测分析软件。软件利用测井数据,并结合地层岩心强度试验数据,进行岩石强度分析,计算临界生产压差,对油田开采前期的出砂可能性进行预测与评价,为后续防砂方案提供参考。软件可以在图上自动将有效油组数据用特定颜色进行充填,有利于技术人员分析决策。