基于返排数据计算页岩气井 压裂有效体积的方法及应用

页岩气多段压裂水平井的缝网参数通常利用产气数据解释获得。虽然对产气数据进行解释能得到裂缝参数,但很难获得压裂有效体积。为快捷地获取页岩气井压裂有效体积,该研究建立了页岩气多段压裂水平井压裂液返排数学模型,并结合水相物质平衡方程和渗流方程,推导获得了页岩气井多段压裂水平井压裂有效体积表达式。通过分析模型解发现,在边界控制流阶段产量规整化压力与物质平衡时间双对数曲线为单位斜率直线,利用该阶段产量规整化压力及物质平衡时间数据,可以计算页岩气井压裂有效体积,从而形成了一套基于压裂液返排数据计算页岩气井压裂有效体积的方法。实例应用表明:(1)构建的页岩气多段压裂水平井压裂液返排模型能快速地计算页岩气井压裂有效体积,且计算结果可靠;(2)计算页岩气井压裂有效体积不能忽略试气期间的压裂液返排数据,否则计算结果偏小;(3)形成的页岩气井压裂有效体积计算方法还能识别邻井压裂干扰,并定量化表征邻井压裂干扰对页岩气井压裂有效体积的影响。该研究成果为油田现场估算页岩气井压裂有效体积提供了一种新的方法,同时也为油田现场识别邻井压裂干扰提供了新的思路和方法。

页岩气压裂返排液真空多效膜蒸馏脱盐处理与现场试验

开展了使用真空多效膜蒸馏处理页岩气压裂返排液的现场试验研究,考察了处理前后原水、浓缩液、淡水产水的TDS、COD、氯化物等11项指标的变化情况及进水含盐量变化对膜蒸馏处理的影响,运行过程中对装置进行30 d的热端及冷端压力监测。结果表明,膜蒸馏具有较好的离子及有机物截留效果,运行较为稳定,随着试验进程推进,膜与物料接触侧发生结垢现象,由于其耐酸碱的特性,经过化学清洗,热端及冷端压力差得以有效恢复。优化运行参数,收水率最高达87.8%,浓缩液最高含盐量可达到29%。装置处理后的淡水水质较好,出水COD、氯化物浓度分别为5、102 mg/L,满足外排标准中对应指标的要求。

致密储层不同驱替方式下超临界CO2蓄能返排效果实验研究

目前超临界CO2辅助压裂技术已成为致密油开发的有效方式之一,在压裂过程中,压裂液的蓄能返排效果成为近年来关注的热点之一。为了对超临界CO2驱替过程中储层蓄能效果和流体的返排效果进行定量评价,自主设计实验装置对不同驱替方式下超临界CO2蓄能返排效果进行研究。在油藏温度和压力下,对比单独注气、单独注水及水气交替注入方式下岩心系统的平均压力变化以及控压返排效果,并对水气交替注入方式的注气段塞进行优化。实验结果表明:以超临界CO2作为前置液的压裂可以大幅度提高后续注入滑溜水的蓄能效果;注入的超临界CO2使原油及束缚水体积发生膨胀,其膨胀程度受超临界CO2的溶解量影响较大,而受岩心系统压力影响较小;先注超临界CO2再注滑溜水的驱替方式蓄能效果最佳,且能实现超临界CO2封存,滑溜水的返排效率及出油效率最高;从蓄能返排效果来看,0.5 PV的超临界CO2段塞注入量最优。

页岩气开采压裂返排水对污泥活性的影响

页岩气开发压裂返排水潜在环境风险,针对返排水经济环境友好的生物处理技术开发,以实际返排水和污水处理厂活性污泥为受试对象,通过呼吸测量实验,调查了返排水对活性污泥硝化活性和有机物氧化活性的影响,进一步识别了戊二醛,苯扎氯铵(ADBAC)和盐度对活性污泥的抑制作用.结果表明,返排水对活性污泥有机物氧化活性抑制极弱,对硝化活性抑制极强,半抑制浓度(IC50)分别为75.5%,10.09%;戊二醛,苯扎氯铵(ADBAC)和盐度对硝化活性的IC50分别为0.0589,0.0194,3.63g/L.活性污泥系统去除返排水中有机物具有可行性,若需同时脱氮则具有较大约束;戊二醛,苯扎氯铵(ADBAC)和盐度3种抑制因子对硝化活性抑制较强,杀菌剂与盐度的IC50呈数量级差异,返排水生物处理尤其需要关注杀菌剂的影响.

大庆油田不返排压裂液技术研究及应用

大庆油田低渗透储层水力压裂已经成为增产改造的主体技术,但应用过程中存在压裂废液处理环保压力大、成本高,压裂后不及时返排会对储层造成伤害,影响增注效果等问题。为此,通过技术攻关成功研制了不返排清洁环保压裂液,该压裂液具有低成本、低伤害、油井零外排、水井不返排的技术优势。该技术在大庆油田低渗透储层累计应用154口井,施工成功率100%,其中,88口油井累计增油3.8×10^4t,66口水井累计增注51.2×10^4m^3,减少外排压裂液3.2×10^4m^3,达到了“零污染、零排放”的要求。

JD-2000降解聚合物凝胶的效果评价及应用

随着聚合物累积注入量的增加,由注聚井堵塞造成的注聚压力升高、吸水剖面不均匀、欠注等一系列矛盾对聚驱效果影响及为严重。以注聚井真35-6井为例,通过对真35-6井注聚返吐物成分进行分析及储层堵塞位置的确定,有针对性的研究JD-2000对真35-6井注聚堵塞的改善效果。通过室内研究JD-2000对凝胶的降解效率及降解凝胶堵塞岩心实验评价,为现场解堵施工提供依据。现场应用结果表明,采用JD-2000对真35-6井进行解堵后,注入井的最高日注入量由3 m^3/d提高到21 m^3/d,日注入量范围均保持在10~20 m^3/d之间,较解堵前有了很明显的改善。

瓜胶压裂返排液重复利用的室内研究

瓜胶压裂液的返排液已成为油田水体的主要污染源之一。将压裂后的返排液处理后重新配制压裂液,不仅可以保护环境,还可以节约水资源,降低成本。为了简化处理流程,提高返排液处理量,引入定位除硼及金属离子的方法,最终实现返排液的重复利用。以官西-5井的压裂返排液为实验对象,分析了压裂返排液中无机离子、固体颗粒和残余硼对压裂液重复利用的影响。研究结果表明,11种无机离子对压裂液重复利用有不同程度的影响,并且总结得出了不同离子对压裂液配制影响的浓度限值;返排液经过高效破胶、絮凝、定位除硼及金属离子反应之后,石油类去除率达91.71%,浊度去除率达94.6%,色度去除率达95.8%,Ca^(2+)、Mg^(2+)、Fe^(2+)和B浓度分别降至36.07、19.44、44.3和3.35 mg/L。研究了各种离子对返排液重复利用的影响,采用了定位除硼及金属离子的方法,根据返排液中残余硼及金属离子含量加入适量除硼剂和金属离子去除剂,将其浓度控制在影响范围内,该实验方法具有操作简便、处理量大,处理成本低等优点,便于现场推广应用。用处理后的返排液重新配制的瓜胶压裂液,在100℃剪切1h后黏度仍保持在100mPa·s以上,满足《压裂液通用技术条件》要求,实现了压裂返排液的重复利用。

清洁压裂液返排液驱油体系性能评价及矿场应用

为实现清洁压裂液返排液体系的重复利用,针对一类新型纳米复合清洁压裂液体系展开室内研究,评价了返排液作为驱油体系的界面活性、润湿性、乳化性能以及吸附性能。在此基础上,对驱油体系提高低渗透油藏岩心水驱后的采收率进行了研究。结果表明:在驱油体系质量分数为0.08%,温度为60℃的条件下,与脱气原油之间的界面张力即可达到10-3m N/m数量级,可以使稠油黏度降低率达到95%以上,并具有良好的乳化性能;驱油体系能够使亲水岩石表面转变为中性润湿;驱油体系中的表面活性剂在岩心中的最终滞留量为2.8 mg/g,而纳米颗粒的滞留量为8.8mg/g。岩心模拟驱油实验结果说明,驱油体系可以使饱和脱气原油低渗岩心水驱后的采收率平均提高17.26%,取得了良好的驱油效果。矿场试验结果表明,增油效果显著。

川西水平井分段破胶及液氮增能工艺的优化

目前川西水平井分段压裂后普遍存在返排效果不理想的问题,许多井的液体返排率不到50%,这是直接影响压后产量的重要因素。因此,如何减少压裂液对地层的二次污染,提高压后返排效果成为亟待解决的问题。通过跟踪2012年川西地区水平井分段压裂的实际情况,结合水平井分段压裂的特点,立足于室内实验,通过分析分段破胶工艺的实验及计算不同加入方法的液氮增能结果,对川西水平井分段破胶及液氮增能工艺进行优化,并提出相关建议。

二氧化碳助排在新沟嘴组油藏中的应用

针对江汉油区特低渗油藏地层能量下降大,地层亏空严重,在实施酸化、压裂等大型措施后残液难以返排的难题,进行了二氧化碳前置助排技术研究。在酸化或压裂前注入液态的二氧化碳,利用混相与溶解气作用,达到补充地层能量和提高措施后返排效果的目的。通过理论研究,选择一批油井进行现场试验,优化二氧化碳前置助排的施工方案和选井条件,为该技术的进一步应用提供参考。

深水浅层呼吸效应机理及影响因素分析

对地层呼吸效应误判为井涌而采取压井措施容易造成恶性漏失,会提高深水作业的风险与成本,对深水钻井的安全高效造成了严重的危害。因此,对深水浅层呼吸效应机理开展研究,并利用COMSOL软件,模拟深水浅层钻井过程中呼吸效应的全过程,研究地层特性、钻井液性质和压差对呼吸效应的影响。模拟结果表明,深水浅层呼吸效应属于渗透性机理;低弹性模量、低泊松比、高孔高渗地层极易发生渗透性呼吸效应,而使用高黏度、高动切力钻井液,采用小压差(低密度钻井液、低排量等)形式钻进,有利于抑制呼吸效应的程度。因此,在低弹性模量、低泊松比、高孔高渗地层钻进时,需提前做好措施,如加入降滤失剂、降低泵速等,以减少地层呼吸效应带来的影响。研究成果能为深水浅层呼吸效应判别及预防和控制方案提供一定参考。

基于早期返排历史数据的水平井分段压裂效果评价方法

压裂液早期返排历史数据可用于评价水平井分段压裂效果,而有效裂缝孔隙体积是反映压裂效果的重要参数,但目前基于压裂液返排历史数据的有效裂缝孔隙体积计算方法存在准确性不高的问题。为此,基于北美最新的基于返排历史数据计算初始有效裂缝孔隙体积的研究成果,应用产量不稳定试井中的流动物质平衡方法,结合传统的产量递减方法,提出了一种利用返排历史数据定量求取有效裂缝孔隙体积的方法,并以国内某口分段压裂的致密油水平井为例,详细介绍了该方法的计算分析过程,计算发现,仅有21%的注入压裂液对裂缝导流能力有贡献。研究结果表明,该方法能有效提高有效裂缝孔隙体积计算结果的准确性,可以对水平井分段压裂效果进行正确评价。

苏里格气田完善压裂助排技术试验效果分析

苏里格气田上古生界储层具有低孔、低渗、低压、非均质强、低产等特点，迫切需要进行储层改造技术攻关．以期提高单井产量和实现经济有效开发。2001年在大量的室内实验研究基础上．开展了CO2增能压裂、大规模压裂等试验，取得了一定的效果，同时也发现大规模压后排液困难、排液周期长、返排率较低的问题。针对此问题，为使苏里格气田整体排液状况进一步得到改善．自2002年起深入开展了一系列的技术攻关．首次对起泡剂的抗吸附性及耐盐性进行了评价分析，其次对液氮最佳拌注比例及拌注工艺进行了优化，形成了苏里格气田特色的液氮工艺技术。本文从排液现状、原因分析、措施原理论证、操作方法、实施效果分析等方面入手，对2001—2003年苏里格气田的排液工艺的发展进行了论述．

低渗透油藏水锁机理与助排表面活性剂的优选原则

低渗透油藏水力压裂之后,压裂液进入岩石基质会造成水锁伤害,从而降低基质渗透率。由于低渗透岩石具有孔喉小、毛细管力大、原油动用深度浅等特征,毛细管末端效应会加剧毛细管力滞留侵入压裂液所产生的水锁伤害。明确这种水锁形式的伤害程度与作用时长,有利于正确评估水平井单井产能在返排过程中的恢复程度,并依此合理地优化现场"焖井"处理时机与压裂液中助排剂的使用。利用CT扫描实时监测下的岩心流动实验,明确了低渗透岩石中毛细管末端效应造成的附加水锁伤害,及其伤害程度与作用时长随岩石渗透率与水侵深度的变化规律。该附加伤害从程度和时长上,都大于原油生产对应毛细管数下残余水饱和度对基质渗透率的水锁伤害,其作用时长随岩心物性参数■的减小而线性增加,随水侵深度的增加而呈幂函数增加趋势。实验结果表明,利用渗吸作用解除水锁伤害对致密储层的效果甚微,需要依靠在压裂液中添加表面活性剂(助排剂)辅助压裂液返排而进行提产。通过对比3种能够实现跨越5个数量级油水界面张力(10-4~23 mN/m)的表面活性剂体系,揭示了水湿低渗透油藏中助排剂的显著效果,以及油湿低渗透储层中润湿性反转优于降低油水界面张力的提产效果。