A completely open cavity realized with photonic crystal wedges

A completely open cavity, which is formed by three 60-degree wedges of a photonic crystal with negative effective index, is introduced. Such a realizable design for a completely open cavity (i.e., without any reflective wall in the radial direction) is the first of its kind ever been reported. Due to the negative effective refraction index of the photonic crystal and the high transmission at the photonic crystal/air interfaces, a closed path with zero optical path is formed for the resonance. The present open cavity is very suitable for use as a biosensor as it has large air wedges into which a liquid measurand can flow easily.

西北油田裸眼井完井测试优化技术

目前西北油田碳酸盐储层开发的主流技术包括分段改造、定点卡封酸压、衬管完井等工艺。完井测试管理中心对西北油田目前所用完井测试技术的优化,主要在以下三个方面:井眼条件、泥浆质量和完井管柱优化。中心经统计分析近几年完井失败案例,建立了五维度分析法,从井眼扩大率、井眼曲率、裸眼段长度、模拟通井情况等维度对井眼进行综合评价,中心编制并执行《完井作业期间钻、完井液质量控制管理办法》,开展了前置泥浆性能摸底、一井一策制定优化方案、落实优质封闭性能等措施。

超深碳酸盐岩裸眼分段完井可溶球研究与应用

针对顺北油田5号条带超深碳酸盐岩储层裸眼分段完井工艺特点,研究设计了一种可控溶解的压裂球,主要用以解决“高耐酸腐蚀性、高速溶解特性、耐高压性能”等3个问题。可溶球采用“基体+涂层”结构,基体材料采用镁铝合金,涂层优选改性聚四氟乙烯+酚醛树脂纳米材料,并使用有机涂层对镁铝合金进行表面处理。对新研制的可溶球分别进行了承压数值仿真分析、耐酸承压测试和高温溶解测试,最后在顺北4-13H井进行了现场应用。研究结果表明:新研制的可溶球能够承受高温160℃、高压70 MPa、耐酸且能高速溶解,平均溶解速率为7.19 g/h,完全溶解只需12 h左右,实现了压裂时承压、生产时快速溶解不堵塞通道的双重要求,能有效提高可溶球在顺北区块裸眼分段完井工艺中的适用性和有效性,满足现场使用需求。研究结果可为油田现场水平井分段完井工艺提供参考。

海上水平裸眼井分舱防砂与智能分采完井技术

渤海油田水平井高效开发面临防砂难度大和高含水突出等问题,且无人平台的推广增加了生产井远程监控的需求。针对当前的生产需求,研发了一种水平裸眼井分舱防砂与智能分采完井技术。引入旁通隔离封隔器设计了一趟多舱砾石充填管柱,旁通隔离封隔器双重封隔可有效防止层间窜流,为智能分采提供良好的井筒环境;重新设计智能分采管柱产液流动通道,将液控智能滑套优化到顶部封隔器以上位置,以降低现场作业难度,减少作业成本;采用节点分析法分析智能分采管柱的作用机理。该技术在渤海油田S井进行现场试验,试验结果表明:该井分舱砾石充填效率100%,智能滑套顺利实现中心平台远程控制;投产至今未出砂,日产油108 m^(3),超配产10%,实现了增储上产的目的。所得结果可为海上油田水平祼眼井分层开发提供新思路,为祼眼井控水技术提供新途径,为智能油田规模化建设提供新方式。

顺北油气田超深井分段完井技术

顺北油气田储层发育多条断裂,每个断裂内有一条或多条栅状储集体,储集体间分隔性强,需要通过分段改造动用多个断面储集体,提高油气井产能。为此,通过优化橡胶材料的配方、硫化工艺和完井工具的机械结构,研发了耐高温高压的大扩张比裸眼封隔器、投球分级滑套、压差滑套、完井封隔器等分段完井用关键工具。基于两性离子酸用稠化剂和有机–无机抗高温双重交联剂,研制了抗高温交联缓速酸;利用压裂液和酸液的黏度及密度差异,形成了远距离沟通深部酸压工艺。在研发关键完井工具、高温酸液、酸压工艺的基础上,基于地质工程一体化理念,研究形成了顺北油气田超深井分段改造完井技术。顺北油气田12口井应用了该技术,应用结果表明:裸眼封隔器、投球分级滑套和压差滑套耐温180℃、耐压90 MPa,分段级数可达5级;交联缓速酸耐温180℃,黏度提高2倍以上,酸岩反应速率降低20%以上,酸液穿透距离由100 m提高至120 m;现场应用分段级数最高达到4级,封隔器下深达8833 m,应用温度最高达182℃;压后折算产量同比邻井平均提高20%,SHB4-5H井等3口井达到日产油量超过千吨,实现了少井高产。

疏松砂岩储层裸眼完井可行性评价——以胜坨油田二区沙二段储层为例

完井方式的选择对油气田开发至关重要,裸眼完井具有简单、方便、成本低和产量高等优势,但也容易发生井壁失稳,特别是对于疏松砂岩储层而言,因此在确定采用裸眼完井之前,必须先对其在目标储层的可行性进行评价。以胜坨油田二区沙二段储层为例进行研究,该层段为一套疏松砂岩储层,胶结程度不高,为确定其裸眼完井是否可行,在“C”公式法的基础上,考虑油气渗流所引起的附加应力,建立了井壁岩石周向应力的计算方法,提出了改进后的井壁稳定性评价模型。根据目标储层现有地质、测井、测试及室内实验方法获得的资料,应用上述模型,进行了目标储层井壁稳定性评价,并进一步分析了井斜角度、压力衰减和储层产水三个因素对井壁失稳的影响,与现有完井方式进行了对比分析,得出胜坨油田二区沙二段储层裸眼完井是不可行的认识,应采用套管完井并辅以防砂固井等措施。该结论对于其他疏松砂岩储层同样适用。

高温高压长周期裸眼完井储层保护技术研究

针对海上某油田高温高压长周期裸眼完井过程中存在的高固相颗粒堵塞储层孔喉的问题,在室内模拟采用降低固相含量和替入无固相完井液两种方式分别做储层保护效果评价与分析。结果表明:传统高固相钻井液作为完井液静置15d后的直接返排渗透率恢复值不足25%,对储层损害较为严重。通过一价有机盐加重替代部分重晶石可达到降低固相含量,提高储层保护效果的目的。复合加重体系常规污染后,直接返排渗透率恢复值超过85%;而污染15d后的直接返排渗透率恢复值也提高至50%以上,损害程度有所减轻,具有一定提高储层保护效果的作用。而采用高固相体系或复合加重体系钻井,然后替入无固相体系完井的方式进一步提高了储层保护效果,静置15d后的直接返排渗透率恢复值高达75%~89%,保护储层效果显著,满足裸眼段长周期完井作业要求。实验发现,可通过一价有机盐加重替代部分重晶石来达到降低固相含量,提高储层保护效果的目的。复合加重体系常规污染后,直接返排渗透率恢复值超过85%;而污染15d后的直接返排渗透率恢复值也提高至50%以上,损害程度有所减轻。

苏里格气田苏平36-6-23井裸眼完井分段压裂技术

为苏里格气田探索低渗透气藏提高单井产量和采收率的新途径,通过对国内外目前应用的水平井压裂技术进行调研,提出在苏里格气田应用裸眼完井多级分段压裂技术,并在苏平36-6-23井进行了探索性试验。施工后该井实现了水平井裸眼分段压裂合层排液,测试无阻流量101.4764×10^4m^3/d,成为历年来苏里格气田第1口无阻流量逾越百万方的水平井,为苏里格气田水平井开发提供一种可靠的完井工艺和增产措施。

苏里格致密气水平井完井压裂技术对比研究

长庆苏里格气田是典型的致密砂岩气田,水平井开发技术从2008年以来通过技术攻关得到了一定规模的应用。早期受工艺技术限制的影响,现场主要应用的是裸眼完井不动管柱水力喷射分段压裂技术,后期为了提高致密气水平井单井产量,优化完井方式形成了固井完井桥射联作多簇射孔分段压裂技术,压裂增产效果提升显著。通过对2种完井方式的特点、应用情况进行对比分析,对近10年来的开发效果进行了定量评价,总结了苏里格致密气田水平井开发的经验,为气田后期开发及国内类似气藏开发提供依据。

冀东油田古潜山油藏特征及完井工艺探索与实践

通过对南堡油田奥陶系古潜山及南堡凹陷周边古潜山储层特征的研究,结合试油效果分析,初步形成了1套古潜山勘探完井方式的选择原则。研究认为,南堡油田奥陶系古潜山南堡1、2、5号构造适合采用裸眼方法完井,南堡凹陷周边古潜山油藏应采用筛管+盲管或射孔方法完井。根据油气藏不同特点,选择不同的完井方式,以缩短钻井周期、减少储层污染,且要满足后续试油施工的各种要求;工艺技术的进步和地质认识的提高是古潜山获得突破的前提和基础。

苏里格气田裸眼水平井分段压裂工艺技术及其应用

水平井分段改造是扭转低渗透油气田多井低产、转变发展方式、实现少井高产的重要手段,2010年苏里格气田开始实施大规模的水平井开发,制订了100口水平井的开发部署。但是,裸眼水平井压裂裂缝起裂和延伸的复杂性,以及裂缝条数的不确定性给裸眼水平井的有效压裂带来了巨大挑战。在介绍分段压裂工具及工序的基础上,重点研究裸眼水平井压裂裂缝的起裂机理,对比直井地层破裂和裂缝延伸的特点,分析了裸眼水平井压裂裂缝的延伸特征,结合实例水平井分段压裂得到裸眼水平井压裂会产生次生裂缝的结论,以增加主裂缝缝长和控制次生裂缝数量为目标,通过净压力拟合和预测的方法建立了裸眼水平井分段压裂参数的力学设计方法。该结论和方法在苏里格气田苏5、桃7区块水平井的分段压裂中取得了成功,压后效果证明了其结论的正确性和方法的有效性。

全油基钻井液完井液体系研究及应用

胜利油田王732区块储层具有非速敏、极强水敏、强酸敏、弱碱敏的特征,为了更好地保护油气层,满足勘探开发的要求,提出在该区块使用全油基钻井液。通过对全油基钻井液配方的优选和全油基完井液的研究,得出了一套完整的钻井液完井液体系方案,并在王73-平4井进行了首次应用。应用结果表明,全油基钻井液配方能够适应王732区块储层特征,满足现场施工的要求,能够有效地保护油气层和提高油气产量。全油基完井液能够对全油基钻井液泥饼进行有效清除,使王73-平4井精密滤砂管裸眼完井,实现了免酸洗作业,为胜利油田的油层保护技术提出了新的理念。

普光气田大湾区块高含硫水平井完井管柱优化设计

为实现高含硫气藏"少井高产、安全高效"的开发目的,对四川盆地普光气田大湾区块碳酸盐岩储层采用了以水平井为主的开发模式。根据大湾区块气藏及流体特点,综合考虑国内外高含硫水平井完井工艺技术现状,选择一次管柱多级卡封,逐级投球打开各层滑套改造储层作为本区块水平井完井工艺,进而开展了管柱参数和结构设计,优化设计出高含硫水平井完井管柱:套管完井分段酸压管柱、裸眼完井分段酸压管柱、套管监测水平井分段完井管柱。该管柱通过8口井现场应用,首次实现了国内高含硫水平井分段储层改造,增产效果明显,为气田的安全高效开发提供了有力的技术支撑,也为类似气田的开发提供了借鉴。

煤层气裸眼洞穴完井工艺技术与实践

裸眼洞穴完井是煤层气井所特有的完井方式，在一些区块采用裸眼洞穴完井的产气量是套管压裂完井产气量的数倍。探眼洞穴完井的机理是在作业过程中产生了数条各向延伸的自支撑裂缝，实现井筒与储层有效地连通。本文根据中原油田钻井队的实际完井经验，对裸眼洞穴完井工艺进行实践总结，并指出了适应于裸眼洞穴完井的煤储层特征。

煤层气裸眼洞穴完井注气增压数值试验

煤层气裸眼洞穴完井在我国的应用效果尚不理想,分析认为,这与我国对该完井技术的增产机理研究不够深入有一定关系。考虑煤岩特有的垂直裂缝系统,基于UDEC软件建立了模拟煤层气裸眼洞穴完井注气增压过程的离散元数值试验模型,模拟了不同地应力条件下,气体注入增压过程中井筒周围煤岩有效应力、孔隙压力和节点位移矢量的分布情况。研究表明:各向异性储层比各向同性储层更容易产生破裂和坍塌,从而更利于洞穴的形成;在垂直裂缝系统中,流体运移速率不同引起的有效应力差异梯度有利于剪切破裂;节点位移矢量分布图能够反映注气增压过程中张性裂缝的形成和发展趋势。所建模型在山西寿阳区块煤层气空气造穴试验井———FCC-HZ04-V井进行了应用,初步预测得到该井在空气造穴后注气增压引起井筒周围张性裂缝延伸25m,井筒周围25m范围内煤层平均渗透率较初始渗透率增大7倍,验证了煤层气裸眼洞穴完井注气增压可产生自支撑张性裂缝、消除储层伤害、实现增产的机理。

深层脆性页岩水平井裸眼完井井壁稳定性研究

常规页岩气储层改造工艺为套管射孔与多级压裂改造相结合,施工成本高、周期长,若实施水平井段裸眼完井可一定程度降低成本、缩短周期,但水平裸眼井段井壁稳定是实施裸眼完井的前提条件。通过对威荣地区龙马溪组页岩水理化及力学性能进行实验研究,结合建立的裸眼完井理论模型评价威荣地区页岩水平段裸眼完井井壁稳定性。结果表明,龙马溪组页岩为脆性层理页岩,岩体较为致密,力学强度高,力学各向异性明显;现场油基、水基钻井液对岩石膨胀性能及力学性能的改变不明显,现场所用钻井液与该地层配伍程度高;井眼轨迹、层理缝走向、力学各向异性等可对裸眼井段稳定性产生影响,致使不同方向井筒内应力差异明显,沿最小水平主应力方向钻水平井井壁稳定性最好,完井工况下井壁坍塌压力当量密度在1.26 g/cm^3,完井投产初期井壁存在轻微崩落掉块,但崩落范围小于30°,判断认为威荣区块龙马溪组页岩地层可考虑采用水平井裸眼完井方式。

水平井裸眼完井条件下的油基钻井液滤饼解除技术

针对裸眼+筛管完井的水平井,为有效解除油基钻井液滤饼对储层和筛管的堵塞,开发出乳液型滤饼解除液。研制的油基钻井液滤饼解除液HCF是一种相对稳定的水包油乳液体系,其中水相由混合酸、清洗渗透剂、粘土稳定剂、缓蚀剂、乳化剂及防垢剂等组成,密度调节用KCl,该乳液体系在井底温度条件下,稳定性受到破坏,水相和有机相各自发挥其作用。油基钻井液滤饼解除液已在渤海湾稠油油田如绥中36-1油田、秦皇岛32-6油田、埕北油田和渤中25-1南油田的水平井或水平分支井进行了应用。室内评价和现场应用表明,该滤饼解除液使用方便、安全、解除滤饼效果明显,目前已在渤海湾稠油油田水平井中广泛应用。

裸眼完井下的大位移井裂缝起裂研究

随着大位移井数量的增加 ,大位移井压裂逐渐成为油气藏的一种重要增产技术手段。大位移井水力压裂裂缝起裂与直井、普通定向井有显著差别 ,其起裂模式不仅与井眼轨迹 (井斜角、方位角等 )有关 ,而且还与地应力方位密切相关。以往的斜井裂缝起裂模式已经不能满足大位移井压裂设计的需要。考虑作业条件、压裂液渗滤效应和孔隙压力的影响 ,建立了大位移井井筒周围应力场分布模型 ,提出了裂缝起裂压力和起裂方位预测模型 ,并分析了不同构造应力范围对大位移井压裂裂缝起裂的影响。计算结果表明 ,建立的模型完全适用于大位移井压裂设计的需要。

裸眼完井出砂预测模型研究

油田开采到中后期,疏松砂岩油藏的出砂问题已成为影响油井产能和损害设备的严重问题。为了研究裸眼完井的出砂机理,根据岩石力学及弹塑性力学理论,对直井井壁围岩应力分布进行了分析计算,采用Mohr Coulom准则及复变函数方法建立了非均匀地应力作用下油井出砂的解析模型。利用该模型和已知的出砂判别准则即可确定油井的出砂现状。在中原油田现场的应用实例表明,该模型预测结果与现场工程实践中已有的油井出砂经验预测模型相吻合。

裸眼完井螺旋钻孔-射孔套管的有限元分析

针对裸眼完井中一种新型的螺旋钻孔-射孔套管,结合室内材料试验及有限元法,对不同深度的直井和水平井中套管承受非均匀载荷的力学性能进行分析。结果表明:随井深增加,套管所受应力和最大变形增加;同井深情况下,随着套管孔眼数量和孔眼面积增加,套管最大变形增加,最小应力减小、最大应力增加。应力集中是降低套管承载力的主要因素,选用套管时要考虑到载荷不均匀系数引起的应力破坏和变形引起的失稳破坏。研究结论可为合理选择、设计套管,确定套管钻孔和射孔的孔径、密度、相位,分析钻孔后套管的剩余强度,保证套管使用的安全性提供一定的理论依据。