无线射频压裂滑套系统模拟试验研究

将无线射频识别(RFID)技术应用到油水井压裂中,能够很好地解决现有压裂滑套存在的压裂级数受限、操作非智能等诸多问题。因井下工况复杂,理论分析与实际应用差别较大,为进一步系统地探究井下无线射频系统的开发应用,使用三维软件设计无线射频滑套模拟试验台,对标签的运动状态进行理论分析,并建立室内模拟试验平台,系统地进行井下相关试验。试验结果表明:标签选择有铁氧体磁芯,且天线绕制形式选用单层螺线管线圈,可以提高整个系统的性能;在系统电感值相同的情况下,单层螺线管天线轴向长度对阅读器模块能识别的标签最大通过速度有积极的影响;标签天线线圈与阅读器天线线圈平面之间的角度也会影响标签的识别率。研究结果对井下无线射频系统的开发应用具有一定的指导作用。

井水位气压效率计算方法的对比研究——以云南高大井为例

为了研究不同井水位气压效率计算方法的原理及差异性,基于2019年2月1日至2020年7月28日云南高大井的气压与水位数据,使用Clark方法、Rahi方法、回归反卷积法和Acworth方法计算了该井的气压效率BE值,分别为:0.4395、0.4968、0.6174和0.6654,平均值为0.5548。对比分析结果表明:Clark方法和Rahi方法的优点是计算简单方便,但是没有考虑时间滞后的影响;回归反卷积法可以获得BE值随滞后时间的变化情况,但是极易受到降水、蒸散发等信号的影响;Acworth方法考虑了固体潮信号并且避免了降水、蒸散发等信号的干扰,但是该方法仅适用于承压和半承压含水层中。最后,根据4种方法的特点和适用性,对不同目的下的井水位气压效应分析给出了相应的建议。

伊宁1井和伊宁2井井水温梯度测量及结果分析

通过对喀什河断裂带上、下盘的伊宁2井和伊宁1井进行水温梯度测量和水样水化学分析,结合区域地质资料和井孔柱状图,分析两口观测井的水温梯度变化特征及影响因素。结果表明,伊宁1井水温变化以地温控制为主,伊宁2井水温受补给水源水温和地温的综合影响;伊宁1井地下水的水岩反应程度和循环深度均高于伊宁2井,不同水岩反应程度和循环深度的补给水源会在一定程度上影响观测井的水温梯度变化。地层裂隙发育程度和含水层分布情况是导致水温梯度表现出复杂变化特征的主要因素,伊宁2井所处区域岩体相对破碎,裂隙发育,水温梯度波动大;伊宁1井所处区域岩体相对完整,水温梯度相对稳定。

基于效益复产的控水采气技术——以磨溪气田嘉陵江组二段气藏为例

高产水气井因低效或无效益关停后,井口压力恢复较高,井控安全风险大。按照原有常规开发模式复产将面临地层水处理成本高、无人值守生产管理难度大等问题。为实现磨溪气田下三叠统嘉陵江组二段气藏安全效益复产,综合考虑气藏生产管理、安全环保和经济效益等因素,提出新型控水采气技术作为高压、高产水、低负效气井复产的工艺措施。通过开展控水采气生产现场试验,分析不同产水量、产气量、生产时长和间开周期条件下油压、产量等动态数据之间的关系,确定合理生产压差、产水规模和间开周期;同时结合气藏生产组织、生产管理等综合因素确定开关井制度,通过安装智能间开系统等配套工艺,进一步提升控水采气技术措施效果。研究结果表明:(1)该技术确保气藏关停井整体成功复产,有效降低了井控风险;(2)通过现场试验和推广应用,验证了选井标准和工艺参数计算方法的科学性;(3)“智能间开系统”等配套工艺进一步提升了现场运用效果。该技术为关停井复产、高压井管控、精细生产管理及提高气藏采收率提供了有力的技术支撑,在同类气藏中具有较强的推广应用价值。

高含水油井关停后剩余油再富集速度研究

高含水断块油藏开发末期构造高部位油井在关井一段时间后,会产生剩余油再富集现象。目前关于剩余油再富集速度的研究中,对剩余油运移过程的影响因素考虑不够全面,影响计算精度。针对该问题,在对运移中剩余油再富集受力分析的基础上建立小油滴状和柱状剩余油再富集速度模型,通过正交试验确立2种剩余油再富集速度的主要敏感因素,并建立了2种剩余油再富集速度及再富集时间图版。研究结果表明:存在驱替压差时,储层渗透率为影响2种剩余油再富集速度的主控因素;当储层渗透率一定,驱替压差的增大和原油黏度的减小有利于2种剩余油再富集速度的增大;同一注采井距位置处的小油滴距离孔隙中滞留柱状剩余油越近,聚集过程中剩余油再富集时间越长,但数值上增加不多。该研究对高含水油藏剩余油再富集潜力区评价具有借鉴意义。

注水开发多段压裂水平井井周裂缝成像监测技术

水平井采油作为油田实现效益开发的一项重要技术,在低渗透油气田得到广泛应用。但随着生产时间延长,受井身结构及注水开发方式影响,水平井见水、水淹造成产能损失问题凸显,严重影响油田经济效益开发。对于这类水平井,缺乏成熟可靠的水平井产层生产状况测试手段,很难准确掌握水平井段主要产水原因及状况。针对这一问题,提出了井周裂缝成像监测技术,利用爬行器输送三维远场声波成像测井仪,实现对注水开发多段压裂见水水平井井周裂缝发育情况的识别,定性判识水平井段主要出水位置、来水方向及出水原因,实现快速精准找堵水,有效恢复油井产能。在长庆油田G平1井的现场应用表明,井周裂缝成像监测技术探测到该井压裂段第5、 6段井筒近端裂缝沟通明显,远场裂缝非常发育,为见水优势通道,该结果与流体扫描成像产剖测试解释结果吻合,验证了该技术的适应性。井周裂缝成像监测技术实现了精准判识出水层段及剩余油挖潜的主力层段,解决了管外窜流、层内窜流不清及后期堵水、剩余油挖潜方向不明确的难题。

适合延长油田低渗透储层分层注水井的有机酸解堵体系

为了解决延长油田低渗透储层分层注水井注入压力升高以及注水量下降的问题,以复合有机酸FH-S为主体酸液,结合黏土稳定剂、缓蚀剂和助排剂等主要处理剂,研制了一套适合延长油田低渗透储层分层注水井的有机酸解堵体系,室内对其基本性能和岩心驱替解堵性能进行了评价。结果表明:有机酸解堵体系具有良好的溶蚀性能、缓蚀性能和较强的铁离子稳定能力,降低表面张力和界面张力的效果也较好,体系与地层水的配伍性较好,不会出现浑浊和沉淀;另外,在天然岩心被注入水污染后挤入2 PV有机酸解堵体系,能够有效解除堵塞污染,岩心驱替压力明显降低,岩心渗透率恢复值可以达到100%以上,解堵效果较好。现场应用结果表明:目标注水区块5口注水井采取有机酸解堵体系施工措施后,注入压力显著降低,日注水量明显增大,并且措施的有效期较长,取得了良好的现场施工效果。

井渠双灌模式下黄河下游灌区水资源优化配置

【目的】探究井渠双灌模式下黄河下游灌区水平衡特征,分析渠水和地下水补灌的利用量和利用时机对作物水分消耗和产量的影响,为黄河下游灌区多水源综合利用和优化配置提供科学依据。【方法】基于散耗型水文模型对井渠双灌模式下的黄河下游灌区水平衡特征进行模拟,结合作物水分生产函数Jensen模型分析不同水源优化配置下冬小麦和夏玉米产量变化。【结果】在现状井渠双灌模式下,4月上旬、5月中下旬、6月上旬、7月下旬和8月上旬存在显著的水分亏缺,现状模式下10月中旬抽取地下水补灌的利用效果不佳,现有灌溉模式与纯渠水灌溉模式对作物产量的影响差别不大。冬小麦拔节期的相对产量对地下水补灌的响应最为敏感,夏玉米在抽穗期的相对产量对地下水补灌的响应最为敏感。对于冬小麦,在拔节期抽取70 mm地下水进行1次补灌即可实现显著增产,地表水与地下水适宜的利用比例为5.25∶1;对于夏玉米,在抽穗期抽取70mm地下水进行1次补灌即可实现显著增产,地表水和地下水适宜的利用比例约为4.4∶1。【结论】黄河下游灌区适宜的地下水补灌时机和利用量会对作物产量产生影响,建议在冬小麦拔节期抽取70 mm地下水进行1次补灌,在夏玉米抽穗期抽取70 mm地下水进行1次补灌,最适宜提升作物产量。

窄河道砂高含水井侧钻地质设计优化与应用——以大庆外围葡萄花油层为例

针对窄河道砂高含水井超短半径水平侧钻后含水上升快的问题,通过优化入层距、侧钻方向、水平段长度、完井方式等影响因素,形成窄河道砂高含水井侧钻优化设计技术;并在此基础上,综合考虑地质参数、生产动态、数模预测结果,建立了窄河道砂高含水井侧钻选井、选层标准。现场实施结果表明,窄河道砂高含水井侧钻后含水上升速度明显减缓,可实现较好的降水增油效果。该研究结果可为高含水长关低效井治理提供重要的技术支撑。

用于稠油热采井的耐温凝胶堵剂研制与评价——以春光油田为例

针对河南春光油田稠油热采水平井水窜严重的问题,通过耐高温凝胶堵剂配方研究及性能评价,配套双封定位封堵工艺,实现了水平井不同水窜位置的有效封堵。所研制的耐高温凝胶堵剂,具有耐温耐盐性能好和封堵强度高的特点,耐盐1.00×10^(5)mg/L,耐温达到350℃,高温60 h后突破真空度仍保持在0.065 MPa以上,现场实施后有效延缓了稠油水平井水窜速度,改善了稠油热采水平井开发效果。

2023年2月6日土耳其两次7.8级地震引起的井水位同震响应对比分析

2023年2月6日,土耳其发生的两次7.8级地震引起了新疆乌鲁木齐地区新04井、新10井和新11井的同震响应,但同震变化形态各有不同。本文对比分析了这三口观测井水位的同震响应特征,探讨了地震引起的井水位同震响应机理。结果显示,本研究中的三口观测井水位的同震响应类型有振荡、同震下降和同震上升三种。其中,新10井表现为振荡,而新04井和新11井则分别表现为同震下降和上升,表明井水位同震变化机理的复杂性。两次地震在同一观测井的同震响应形态一致,不同观测井水位同震变化与井孔所在位置的渗透性结构改变有关。

介休井水位异常变化特征分析

根据山西介休井水位2007年数字化观测以来的数据变化,梳理归纳该井水位观测曲线的正常变化形态、同震变化以及影响介休井水位变化的人为干扰和自然环境干扰因素;同时对2023年7月27日介休井水位出现的突降异常,从井区构造环境、周边地震活动、地球物理观测异常变化等方面,与典型震例前的异常变化进行对比分析,认为该异常与山西中南部中等地震前的异常在时、空、强特征方面具有较高的相似性,表明山西南部区域的构造活动、应力水平在逐步增强。

气井化学控水研究进展与挑战及对策探析

目前,中国已开发气田80%以上产水,严重影响气井产能。化学控水是提高产水气藏采收率的重要手段。综述了国内外常用气井化学控水材料,讨论了控水机理及适应性。结果表明,聚合物及聚合物凝胶通过阻力效应、惯性效应、润滑效应等实现不成比例气水渗透率降低(Disproportionate Permeability Reduction,DPR),其中,聚合物类堵剂适用于中高孔渗储层,通过“预处理液+改性聚合物”提高其环境适应性;聚合物凝胶适用于高温高矿化度、裂缝性产水气藏;相渗调节剂通过润湿性改变实现DPR,适用于低渗、致密、高产水气藏,不适用于裂缝性气藏;功能流体(纳米流体、微乳液体系等)多针对特定储层(如凝析气藏)条件设计,通过润湿性改变实现DPR;泡沫凝胶通过贾敏效应、分流作用实现DPR,适用于强非均质性和裂缝性气藏。同时,分析了气井控水面临的挑战,并进一步提出了根据水来源制定不同控水策略、研制分离膜控水新材料、预处理液改造储层环境和适度产水与控水一体化等6个气井控水策略及研究方向。研究成果可为气井控水实践提供指导。

苏北盆地页岩油注水吞吐增产实践与认识

苏北盆地金湖凹陷BG区块页岩油压裂后产量递减快、开发效果差,衰竭开发后期如何有效提高单井评估的最终可采储量是能够效益开发的关键。国内外通常采用CO_(2)吞吐的方法进行后期增产,但由于成本较高,效果差异较大,并未广泛使用。在结合BG区块地质特征的基础上,通过岩心核磁、扫描电镜、试井分析等方法开展页岩油注水吞吐增产机理研究,明确了注水吞吐具有大幅提高渗吸动用孔隙(1~100nm)中页岩油、改善页岩油储层孔渗条件的作用,结合苏北盆地页岩油较好的亲水性、含油性、储层裂缝较为发育三大特点,提出页岩油注水吞吐技术手段,并开展矿场试验。截至目前,2口试验井累计增油量超过7600t,具有较好的应用前景和经济效益,对苏北盆地页岩油衰竭开采后期低成本效益增产具有指导意义。

压裂水平缝水平井邻井注水补充地层能量机理研究

文章针对浅层低渗透油藏压裂水平缝水平井开发过程种出现的产量递减快,能量补充技术缺乏,水窜治理技术欠缺的问题,开展实施邻井注水补充能量的可行性分析与设计优化研究。首先对目标油藏目前实施的水平井邻井注水补充能量实例的实施情况与效果及存在问题进行剖析,然后综合油藏工程与数值模拟技术对邻井注水补能过程中的关键因素及其作用规律进行了研究;最后确定了该技术实施的原则与技术政策。

对FETKOVICH(费特科维奇)典型曲线的质疑与评论

FETKOVICH(费特科维奇,以下简称为费氏)于1971年和1980年,分别提出的有限水域水侵量方程和定压典型曲线,受到国内外专家的重视和引用。由于费氏典型曲线可以通过实际数据的拟合,确定井的驱动半径和驱动面积,因此,受到业内专家的青睐。通过推导表明,费氏有限水域水侵量方程,是一个指数递减方程。费氏将该方程直接应用于定容封闭边界油井的产量递减分析,并基于初始递减率的关系式,得到了费氏典型曲线的无因次时间。费氏利用无因次压力的倒数作为无因次产量,得到了典型曲线的无因次产量。然而,由于费氏典型曲线的无因次时间和无因次产量之间没有直接的函数关系,无法建立费氏的无因次典型曲线,因此,对费氏的有限水域水侵量方程和典型曲线的无因次时间和无因次产量进行了推导,并对存在的问题提出了质疑和评论。

东胜气田致密高含水气藏合采气井效果评价及产出影响因素分析

为了确定鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井开发效果,指导同类型气藏合采气井高效开发。以东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了单采井与合采井不同开发阶段、不同井区及纵向上的产出效果,以及合采井层间含气性差异对合采井产出的影响,明确了东胜气田致密高含水气藏合采井的开发效果及层间产出的影响因素。研究结果表明:①东胜气田致密高含水气藏合采井具有初期压力高、产量高的特征,但整体开发效果与气藏含气性或产水情况有相关性;②通过参数对比分析,合采井生产层产出效果与产层物性、含气性具有明显的正相关性,产层之间的含气性差异也会影响合采开发效果;③合采井稳定生产临界携液(携泡)流量与气井水气比也具有一定的相关性。结论认为:①东胜气田致密高含水气藏合采井初期压力、产量较高,但在低含气饱和度(高水气比)区域合采井整体开发效果较差,同时气田合采井随着开发时间的推移纵向上层间的产出状况也不断发生变化;②合采气井生产层物性、含气性越好,生产层的产出效果越好,且以物性条件为主导,但在较大的层间含气性差异下,合采井层间易发生严重的气液倒灌使得整体开发效果变差;③合采气井水气比越高,稳定生产临界携液(携泡)流量越大。

塔里木盆地塔河北部“过溶蚀残留型”断溶体发育特征及其成因

为了研究塔里木盆地塔河北部强剥蚀区海西早期古岩溶洞穴发育特征,用古地貌恢复、岩溶水系统分析、测井-岩心洞穴识别和地震属性刻画等方法进行了YQ5井区的洞穴类型样式识别、缝洞结构刻画和洞穴成因演化研究。研究结果表明:YQ5井区在塔河油田Ⅱ号和Ⅲ号古岩溶台地北部的地势平缓区,总体为多期次岩溶叠加改造后的残留地貌,主要发育幅差较小的溶峰洼地、溶丘洼地和溶丘平原,南部发育NE向展布的峰丛垄脊沟谷。与塔河油田主体区及斜坡区不同,YQ5井区地下和地表水系的流向与地貌趋势不一致,岩溶水系统遭受构造作用破坏,导致补给、径流和排泄的岩溶水循环过程不完整。YQ5井区主要发育暗河型洞穴和“过溶蚀残留型”断溶体。暗河型洞穴充填较为严重,洞穴的有效储集空间受到破坏,影响油气开发效果。岩溶台地的构造抬升造成区域侵蚀基准面的下降,顺走滑断裂的垂向侵蚀作用有利于“过溶蚀残留型”断溶体的持续发育和保存,油气开发效果好。“过溶蚀残留型”断溶体的发育主控因素为走滑断裂、地层剥蚀强度和负向地貌。与塔河古岩溶台地演化过程一致,YQ5井区的岩溶演化经历深切曲流期、岩溶改造期和下渗断溶期3个阶段。暗河型洞穴被持续改造破坏,断溶体则持续建造。

缓交联高强度封堵剂研究进展

综述了目前油田主要应用的封堵剂的发展情况,介绍了含水率较高的油田实施窜流封堵技术,分析了不同类型的深部封堵剂优劣特性及适用情况,总结和展望了未来缓慢交联的封堵剂技术的发展趋势。

大庆油田调整井固井技术研究

大庆油田经过多年的调整开发,受地层非均质性、井网加密、动态注采开发等影响,已改变了原始井下环境。针对大庆油田异常高压层油水侵、高渗低压层界面胶结质量差两方面难题,以“地质先行,一井一策”为指导思想,开展了钻井地质、水泥浆体系、固井工具等技术攻关,形成注水开采油田调整井固井配套技术。现场应用取得了良好效果,为大庆油田原油产能建设提供井筒保障。