深层油气藏暂堵转向高效改造增产技术及应用

针对深层油气藏埋藏深、高温高压、低孔低渗、非均质性强等特点,提出采用暂堵分层分段与转向的改造工艺提高储集层动用程度,实现高效改造。研发了耐高温、高强度、可降解纳米酯类系列暂堵材料,开展模拟实验验证改造方法的可行性并对暂堵材料进行性能评价,最终形成了基于化学方法的暂堵转向高效改造增产技术,解决了高温高压深层油气藏机械工具分层分段改造风险大、施工成本高的问题。该技术已在中国10个深层油气田规模应用211井次,平均单井增产是常规技术的3.5倍。该技术的应用提高了储集层动用程度与改造效果,同时降低了施工难度和改造风险,大幅削减了分层分段改造施工成本。

长庆气田下古生界气层改造增产配套技术

通过对长庆气田下古生界储层地质特征的综合研究，从改造增产的角度出发，对下古生界马家沟组储层进行了严格的分类。在此基础上提出并系统归纳了适合长庆气田马家沟组低渗碳酸盐岩气层的一系列增产配套技术，在实际应用中取得了显著效果，对今后气层的改造增产具有重要的指导意义。

新疆油田深层致密砂岩气藏增产改造工艺技术研究

新疆油田深层非常规致密砂岩储层具有埋藏深、异常高压、储层破裂压力高、地温高、低孔低渗、非均质性强、横向储层厚度变化大、纵向分布多等特点,储层压开成功率低、加砂困难,增产改造工艺技术面临极大挑战。针对该区块致密砂岩储层改造难点,优化形成了不同储层类型的针对性改造工艺技术:Ⅰ类储层采用“重晶石解除+酸化”工艺,解除重晶石污染堵塞、溶解裂缝内钙质,疏通天然裂缝系统;天然裂缝不同程度发育的Ⅱ、Ⅲ类储层采用缝网压裂工艺,前置液降低储层温度并激活天然裂缝系统、主体压裂液携砂形成高导流能力的主裂缝网络系统。对于储层厚度大、笼统改造无法实现巨厚储层的纵向均匀改造,则采用分层改造工艺。针对层间应力差为2~5 MPa的井,优选暂堵软分层工艺,缝网压裂采用“粉末+陶粒”不同粒径组合的暂堵软分层工艺;针对层间应力差大于5 MPa,采用机械分层改造工艺,若2个封隔器之间的跨度大于60 m,采用机械分层+软分层复合分层工艺。配套完善了以超级瓜尔胶稠化剂为主的基础压裂液体系,支撑剂选取40~70目粒径的陶粒,配套暂堵转向材料主要有可降解纤维、纤维粉末及颗粒暂堵剂等。形成的深层致密砂岩气藏的针对性储层改造工艺技术对探索非常规致密砂岩气藏储层改造技术具有重要借鉴意义。

非常规天然气增产改造技术研究进展及其发展方向

非常规天然气是中国天然气的后备资源,提高非常规天然气的勘探开发效果具有重要的战略意义。增产改造技术是非常规天然气开采的关键技术,由于地质条件的复杂性和特殊性,增产改造技术相对落后,严重制约了中国非常规天然气开发的步伐。通过分析中外非常规天然气的勘探开发现状和增产改造技术研究进展,重点探讨了中国非常规天然气增产改造技术的发展历程:在页岩气增产改造技术方面,目前尚处于现场试验阶段,技术还不完善;煤层气增产改造已进行了一系列的研究与现场试验;致密砂岩气增产改造已经形成了较为完善的技术体系。通过分析中外非常规天然气增产改造技术研究现状与存在问题,提出了非常规天然气室内实验、低伤害压裂液技术、水平井分段压裂技术、深层致密气藏改造技术、煤层区块整体压裂改造排采技术和裂缝监测技术是今后攻关的主要方向。

松辽盆地北部非均质致密油水平井增产改造设计优化技术

松辽盆地北部致密油储层为半深湖—深湖相夹三角洲前缘亚相和河流相沉积,具有纵向不集中、横向不稳定、甜点单体规模小、连片程度差、物性变化大、含油性差异大等非均质特征;非均质性强导致的力学差异易导致裂缝延伸不均衡、压裂段数多、规模大,对支撑剂、原材料及施工设施都要求高,等裂缝间距压裂设计不适应该地区。为此展开攻关,形成了增产改造设计优化技术,其中裂缝间距优化、压裂井段划分、射孔优化、裂缝长度与高度优化、裂缝导流能力优化等方法,解决了非均质储层体积压裂改造裂缝系统优化问题;同时压裂液、支撑剂、地面设施的优化与配置,满足了松辽盆地北部致密油大规模体积改造的需求。现场试验10口井97段,单井压后产量平均达40m3/d,是周围同物性条件直井的17倍,实现了陆相非均质致密油的有效改造,对大庆油田致密油增储上产具有重要意义。

页岩气水平井增产改造体积评价模型及其应用

目前,已有的水力压裂储层增产改造体积(SRV)评价方法主要包括微地震监测法、倾斜仪测量法以及数学模型计算法,其中,直接测量方法都存在着成本高、可复制性差的不足,而理论模型计算SRV可以降低成本,提高计算的速度和结果的准确性、可靠性。为此,在分析目前SRV评价模型局限性的前提下,基于水平井分段分簇压裂裂缝扩展理论、岩石力学理论和渗流力学理论,考虑页岩气水平井分段分簇压裂裂缝扩展过程中流体扩散渗流场和裂缝诱导应力场同时改变对页岩体天然裂缝的触发破坏机制,针对页岩气储层水平井分段分簇缝网压裂建立了一套SRV数值评价模型(以下简称新模型),并据此对分簇裂缝延伸行为、水力裂缝诱导应力场变化、水力压裂储层压力场抬升以及天然裂缝破坏区域的扩展进行数值模拟与表征,计算储层改造总体积,并在涪陵国家级页岩气示范区X1-HF井对新模型进行了矿场应用验证。结果表明:(1)新模型的计算方法与页岩压裂过程储层SRV实际物理演化机制相一致,可实现对SRV更准确地计算和定量表征;(2)新模型模拟所得SRV与现场微地震监测结果较为吻合;(3)示范区内水平井分段压裂形成的SRV能够满足页岩气高效开发的要求,压裂增产效果明显。结论认为,新模型具有较高的准确性和可靠性,对于涪陵页岩气示范区后期页岩气缝网压裂优化设计、井间距调整和加密井部署设计等都具有重要的指导作用,值得大规模推广应用。

涤纶短纤维装置增产改造

从设备与工艺两方面讨论了涤纶短纤维装置的增产改造.将喷丝孔排列从原3600孔改为4000孔,4个角和4个端点喷丝孔排列的倾角比3600孔加大.选择侧吹风速度3.0～3.4 m/s,风温23℃,提高一道拉伸倍数,降低二道拉伸倍数,紧张热定型温度提高5～10℃,松弛热定型温度提高10℃,并优化了其他工艺条件,实现单线增产10%,产品质量提高.

丙烯腈装置吸收塔增产改造方案研究

研究了吸收塔理论板数、压力、塔底冷循环和急冷塔后冷器凝液加入位置对吸收效果及 0℃冷量消耗的影响 ;提出了既可提高丙烯腈吸收效果 。

煤层气低产井区增产改造地质靶区优选方法与应用

盘活煤层气低产低效井是解决我国煤层气单井产量偏低问题的关键任务之一,在分析地质因素对煤层气井开发效果影响的基础上,提出基于“储层参数再认识-产气地质潜力评价-储集层结构特征分区-增产改造地质靶区”的煤层气低产井区增产改造靶区优选方法(增产改造靶区“四步”优选法)。利用煤层气开发老区的压裂和排采资料,结合钻井、测井、实验室测试等数据,建立煤层气地质参数再认识的计算模型,分析影响煤层气开发效果的煤储层关键参数;应用多层次模糊综合评价法,提出低产井产气潜力评价指标体系;基于构造和煤体结构垂向组合特征,建立储层煤体结构特征分区方法;最后制定一套煤层气低产井区增产改造地质靶区的优选方法。采用“四步”优选法,在沁水盆地南部柿庄南煤层气区块选出42口低产井,增产改造后单井平均产气量由310 m^(3)/d增至960 m^(3)/d,增长3倍多,且保持产气上升或稳产趋势,相比在靶区外实施的试验井的单井产气增量和总体成功率有较大提升。该方法为煤层气低产井的治理选区指明方向且提供地质支撑。

300m^2烧结机增产改造工艺研讨

根据烧结的基本原理,用voice公式对烧结机增产改造进行详细计算,提出工艺方案。

热平衡计算在系统设备选型及增产改造中的应用案例

水泥企业生产中,热平衡计算对设备选型的确定至关重要。同时,生产中,也可以根据实际运行参数进行热平衡计算,反向分析问题的症结所在,有针对性地确定并解决相关问题。本文以山西某水泥厂煤粉制备系统的实际问.题为案例,通过系统热平衡计算,确定了系统问题节点及调整措施,达到了增产降耗的目的。

延长定边油田低产低效井增产措施研究——评《延长油田增产改造特色工艺技术》

《延长油田增产改造特色工艺技术》通过剖析提高油田低产低效井产能的技术措施,分析延长油田低产低效井产生的原因,并提出相应解决方案,为相关工作的开展提供参考。油田开采到后期,低产低效井问题非常普遍。要解决油田低产低效井问题,首先要分析低产低效井形成的原因,通过科学的技术勘测和数据分析,针对性提出解决方案,从而有效提升低产低效井的产能,为行业长期可持续发展提供保障。

烟气循环技术在沙钢烧结系统增产改造中的应用

阐述沙钢烧结增产改造思路,并指出面临的主要问题是对外排烟气的处理。应用烟气循环技术,既可提高烧结系统设备利用率,增加烧结矿产量,又不会给环保设施增加负担。介绍沙钢烧结烟气循环工艺具体内容,并沙钢3号烧结机为例对烟气循环技术的应用情况进行分析,为国内烧结系统改造提供了崭新的思路。

煤层气低产井高压氮气闷井增产改造技术与应用

我国煤层气储层地质条件复杂,低产煤层气井普遍存在。低产井增产改造是中国煤层气行业迫切需要破解的重大理论和瓶颈技术难题。本文所研究的低产井是指投产后经过一个时期排采生产,储层水和煤层气已经大量产出,气产量较低的生产井。这类低产井的一个重要储层属性是双低压特征,即低水压和低气压。针对这类双低压低产井,研究开发了高压氮气闷井储层保护型增产改造技术,并在潞安矿区余吾井田进行了工程试验,获得了预期增产效果。余吾井田山西组3号煤层区域上为低压低渗储层,煤层气井的产量普遍偏低。两口试验井LA-011和LA-016于2008年投产,经过4 a的排采生产,平均日产量只有31 m 3 /d和20 m 3 /d;两井各进行过一次水力压裂二次改造,增产效果仍不明显。两口井试验前的储层压力梯度只有1.0 kPa/m左右,具有典型的低压低产特征。高压氮气闷井增产改造试验于2012年10月进行,分别泵注高压氮气34 800 m 3 和 44 960 m 3 ,泵注结束后关井闷压92 h和112 h,在井口压力降低到1.0 MPa以下时开井排采。在高压氮气闷井期间,实时监测了试验井周边邻井的套压变化,分析高压氮气在煤层中的运移方向,试验结束后进行了1~3 a的排采生产。结果表明:①在高压氮气泵注阶段,位于不同方向邻井的套压不同程度升高,这一方面表明高压氮气具有区域性面状穿透扩展和造缝现象,并清晰指示了高压氮气在煤层中的造缝穿透运移方向,而且高压氮气新生裂缝扩展方向不再受控于原始的区域地应力场方向,主要与排采后均化的局部地应力场有关。②试验前后同一时间段的产量对比表明,氮气闷井改造具有“单井改造,多井增产”的区域性增产效果:即2井(LA-011和LA-016)改造,受到影响的5口井(LA-011,LA-016,LA-013,LA-014和LA-015)同时增产。③增产效果显著,两口试验井日产气增加1.2~8.9倍,3口邻井日产气增加1.4~3.7倍。高压氮气闷井技术是低压低产井改造增产的有效技术,对煤层气低压低产井增产改造具有推广应用价值。

致密油储层增产改造技术及应用

松辽盆地北部致密油资源丰富,但存在储层致密、单井产量低、开发效益差等问题,常规压裂技术难以对其进行有效动用。为加快致密油有效开发,结合不同优选区块致密油特点,开展了一系列的致密油储层增产改造试验。经生产实践验证,已投产22口水平井压裂后日产油量7.1～40.8t/d,是周围直井的17倍以上,累计产油4.96×10^4t,为致密油储层有效开发提供了技术支撑。

晋城矿区郑庄深部煤层L型水平井增产改造技术

晋城矿区郑庄区块常规直井煤层气产量低,开发效果差。为有效改善该区块煤层气的开发现状,提高煤层气井产量,采用理论分析与现场试验相结合的方法,在充分利用老井压裂影响范围的基础上,提出了L型水平井串联压裂增透改造技术,并形成了集井位布设、射孔压裂段优选、连续油管分段压裂改造于一体的L型水平井高效开发方法与技术。经现场试验,L型水平井串联压裂增透改造技术取得了良好的增产改造效果,L型水平井产气量是本区块常规直井平均产量的近30倍。研究结果为晋城矿区深部区块的煤层气高效开发与老井改造提供了依据和指导。

页岩压裂水平井增产改造体积的动态演化模型

页岩气藏开发实践表明,水平井分段压裂是实现页岩气藏经济有效开发的关键技术,其中增产改造体积(SRV)是控制页岩压后效果的核心参数,对SRV的准确计算和表征已成为页岩压裂研究领域的重点难点问题.基于目前SRV评价方法的局限性,考虑动态扩展裂缝与储层应力场和压力场的耦合作用,以及它们实时变化触发储层天然裂缝的破裂机制,建立了一种SRV动态演化计算模型,采用该模型可以计算和表征裂缝动态扩展形态、储层渗透率演化分布以及SRV的空间展布.由于模型与页岩压裂过程中储层SRV实际动态扩展物理机制较一致,采用该模型对SRV的评价计算更符合矿场实际.基于文中提出的计算方法,以威远页岩气开发示范区某压裂井段为例,验证了模型的可靠性,并计算分析了SRV随时间的动态演化过程及变化规律.该文研究对于提升页岩水平井分段分簇压裂SRV计算准确性,提高压裂优化设计以及压后效果评估具有重要的理论指导意义和矿场应用价值.

非常规气藏增产改造与监测技术实践

非常规油气藏必须经过增产改造方能投入有效开发,但目前却存在增产改造范围有限、封隔难度大、改造针对性不强等技术瓶颈。为此,针对这些技术难题,四川油气田通过持续技术攻关和对引进技术的消化吸收,初步形成了适应不同类型非常规油气藏储层的增产技术系列,即:①非常规储层机械分层(分段)改造技术系列;②水平井分段改造技术系列;③页岩气藏体积压裂技术;④非常规储层增产改造裂缝监测技术。这些新技术有效地解决了制约非常规油气藏增产改造的技术难题,取得了良好的应用效果,为国内非常规油气藏增产改造提供了强有力的技术支撑。

油田压裂增产改造工艺技术研究

随着国家各项经济事业的快速发展和社会环境的不断改变,当下社会对于石油能源的需求量也得到了显著的增加。石油能源作为重要动力之一,为很多企业的生产发展提供了坚实的保障。在石油储存量不断减少,开采难度不断增加的当下,深入研究油田开采工艺并提高油田开采效率是相关企业必须高度重视起来的。基于这一背景,研究人员结合相关技术和理论创造出了全新的油田压裂增产改造工艺技术,这一技术的实践应用极大地提高了油田开采的质量和效率。本文以该技术为话题展开了深入性的研究分析。

探讨煤层气低产井低产原因及增产改造技术

我国许多地区煤层气开采都形成了一定规模,从实际开发情况来看,部分区域煤气层开发井受各项因素影响产量较低,这会影响煤层气开发。对于这一现象,要查明原因,采取合理措施处理,提高产量,为煤层气低产井后期改造提供支持。基于此,该文对煤层气低产井低产原因及增产改造技术进行了探讨,提高单井产量与经济效益意义重大,必须加强对相关内容的分析。