江汉油田长水平段水平井分段压裂优化研究

在低渗透油田开发中长水平井的优势日益凸显,如何挖掘长水平段的潜力日益重要。在水平井优化设计方面采用数模等方式优化水平段长度和段间距,结合压裂优化设计,提高设计的针对性和有效性。在工艺手段方面,结合各种工艺手段的优缺点,采用裸眼分段,桥塞射孔联做及水力喷射等多项工艺,实现压裂改造,并通过现场试验,优化措施工艺,达到提高水平井开发效果的目的。

八面河油田油井井筒腐蚀治理研究

八面河油田进入开发中后期,综合含水率94%,井身轨迹复杂、地层易出砂等加剧了杆、管、泵的偏磨和腐蚀,腐蚀失效井数和占比逐年增加。通过对八面河油田油井井筒腐蚀现状进行调查,确定了影响油井井筒腐蚀的因素为地层水本身的高矿化度、Cl-CO_(2)-H_(2)O的酸性腐蚀水体以及材料本身较差的耐腐蚀性,有针对性开展油井井筒防腐配套工作,可有效减少油井的维护性作业井次并降低作业费用,延长油井免修期。

页岩气长水平井重复压裂技术研究及应用

针对目前暂堵转向重复压裂工艺难以适用于水平段长度大于500 m的页岩气水平井重复压裂的问题,开展了页岩气长水平井重复压裂技术研究。明确了水平段上的剩余可采储量,优化低动用段施工规模为1100~1200 m^(3),主要剩余潜力段施工规模为1600 m^(3),趾端最大施工排量为10 m^(3)/min,跟端最大施工排量为12 m^(3)/min,创新形成了以“井筒重建+段簇间补孔+一体化变黏压裂液”为核心的页岩气长水平井重复压裂关键技术。在FL页岩气田累计完成了2口井现场试验,重压后测试产量分别为18.4万m^(3)/d和17.7万m^(3)/d,采收率分别提高了4.8%和4.2%。

同层补孔压裂技术在特低渗透油田的应用

坪北油田属于特低渗透油藏,砂体发育,油层厚度大,整体上储层采用笼统压裂以动用油层产能,但是笼统压裂对厚油层的改造并不充分,测井显示剩余油富集,为进一步有效挖掘剩余油,提高单井产量,提出了厚油层同层补孔压裂技术。通过分析厚油层同层补孔压裂技术的难点和主要影响因素,优化了射开程度和压裂施工参数,充分挖掘了剩余油,该技术在现场成功应用9井次,平均单井增油量提升1.5倍,增油效果显著,保证了特低渗透致密砂岩油藏高效开发。

中低渗透稠油油藏清洁酸酸化增注技术研究

八面河油田面14区沙四6砂组储层高孔-中低渗,黏土矿物含量高,水敏性强,注水过程中存在注水压力高、欠注井增多、水井利用率低、常规酸化效果差等问题。为了提高该区块注水合格率,研制了“清洁缓速酸+防膨增注液”体系,室内评价了该体系的缓速性、防二次沉淀和长效防膨等综合性能,试验结果表明,该体系具有深部酸化作用距离长,低伤害等特性。在八面河油田面14区沙四6砂组成功应用7井次,配注合格率为100%,应用效果显著。

页岩气井暂堵重复压裂技术研究进展

中国页岩气井重复压裂技术较外国有明显差距。近年来,中国页岩气田的部分压裂井出现了产量递减快、井口压力低于输压的情况,亟须采用重复压裂技术进行有效增产。在调研外国页岩气暂堵重复压裂选井标准、工艺设计方法、现场施工及重复压裂监测诊断与评估技术研究进展的基础上,系统总结了外国暂堵重复压裂的先进经验。外国已初步建成页岩气暂堵重复压裂技术体系,但改造工艺、效果及经济性等方面仍有较大提升空间。基于对页岩气井重复压裂面临技术挑战的分析,对中国重复压裂技术的研究提出了建议。

基于数字图像技术的致密砂岩纯剪裂缝断裂过程实验

纯剪应力状态下致密砂岩断裂过程是理解致密砂岩破坏失效机理的关键,然而在纯剪应力状态下,初始裂缝是发育扩展为I型裂缝或II型裂缝却一直有所争议。本文基于新型光学测量技术数字图像相关法和双切边压缩实验理论方法,开展了双切边压缩实验并通过数字图像相关法得到了位移和应变场。实验结果表明:双边开槽压缩实验能在槽尖(预制裂缝尖端)产生纯剪应力状态;致密砂岩试件起裂过程包含2个阶段的I型裂缝,第一阶段裂缝从槽尖起裂,第二阶段裂缝从试件中心两槽尖相连区域起裂。本文研究成果为数字图像技术应用在岩石断裂力学领域提供了新思路,对分析水力压裂中致密砂岩纯剪裂缝的演化规律有一定参考价值。

浅谈移动互联技术在油田开发中的应用

随着信息化脚步的逐渐加快,世界各地的信息化水平不断提高,互联网技术在人们的社会生活中发挥的作用越来越大,逐渐深入到多方领域。石油作为目前世界紧缺的资源,如何经济高效的开发是油田发展中需要研究的问题。而今,移动互联技术为解决这个问题提供了一种可能。通过将移动互联技术的强大应用能力与油田的开发进行有效的结合,降低油田开发的难度,促进原油产量的提高。

涪陵页岩气田水平井井筒积液诊断技术研究

在页岩气田开发中气井由于受压裂液入地量高的影响,水平井在后期开采过程出现了不同程度的压裂液返排,部分气井已出现井底积液严重,甚至水淹停产的现象。针对涪陵页岩气井的生产特征,对涪陵页岩气田气井临界携液流量模型系数进行优化,结合气井生产动态特征判断和流压探液面法综合判断建立了井筒积液预警系统,涪陵页岩气田两百多口水平井井底积液诊断显示实际符合率在75%以上。

适用于涪陵页岩气开发压裂工艺配套技术研究

涪陵页岩气二期产建区井随着埋深加大造成施工压力高,施工排量受限,难以形成复杂缝所需较高的净压力,给当前的压裂施工带来一定的难度,本文通过涪陵页岩气井开发对压裂设备需要耐高压、大排量、长时间的要求,提出了相对应配套技术及配套压裂工艺方案,可保障压裂施工在高压、大排量施工顺畅。

新沟嘴组深层油藏压裂优化技术研究与应用

江陵凹陷新沟嘴组深井埋深3300~4200m,历史累计共施工10口井14井次,总体反应施工压力高,加砂窗口小,难以完成大规模加砂量,小压测试反应深井天然裂缝发育,采用双翼缝压裂试油效果差,单井累产低;特殊储层特征影响深井改造方式与之匹配性,通过对储层裂缝形态研究,开展老井压裂降压优化,结合适用于深井高温储层的低伤害压裂液体系研究,形成新沟嘴组深层直井复杂缝压裂工艺技术系列,现场增油效果明显,为实现2311万吨储量升级动用提供技术支撑。

复兴地区侏罗系陆相页岩渗吸规律实验研究

复兴地区侏罗系陆相页岩渗吸规律不明确,为闷井试采带来较大挑战,针对陆相页岩的渗吸规律和影响因素研究仍然欠缺。为此,基于低场核磁共振技术开展了复兴地区侏罗系陆相页岩渗吸规律实验。首先,测试并分析了凉高山组和自流井组东岳庙段页岩物性差异;随后,以渗吸前后孔渗变化作为评价指标参数,开展了不同岩性、流体介质、流体压力和黏土矿物含量对陆相页岩渗吸规律的影响分析,并评价陆相页岩润湿性。实验结果表明:与东岳庙段相比,凉高山组页岩平均孔隙度较小,平均渗透率较大;平均脆性矿物含量较高,平均黏土矿物含量较低;复兴地区侏罗系陆相页岩渗吸过程中黏土水化诱导产生微裂缝,提供了额外的渗吸通道,灰岩渗吸能力弱于页岩,渗吸时无微裂缝产生,储层中的介壳灰岩夹层可能会阻碍页岩渗吸和微裂缝扩展;页岩在水相中诱导微裂缝后,油相可加剧微裂缝扩展,油水复杂相态渗吸可能对页岩储层渗透率的改善有利;与页岩常压渗吸相比,加压渗吸的诱导微裂缝和改善渗透率作用受限,虽然渗吸速率更大,但渗吸平衡时间更早,渗吸量更小,闷井期间须考虑上覆岩层压力对渗吸的影响;高黏土矿物含量页岩的水化诱导微裂缝更显著,改善渗透率的效果更明显;页岩在油相中渗吸速率和渗吸量小于水相,润湿性为亲水。实验揭示了复兴地区侏罗系陆相页岩渗吸规律和水化诱导微裂缝特征,为陆相页岩的闷井与返排试采提供了理论依据。

基于微地震监测下优化压裂工艺技术研究

针对页岩气开发过程中遇到的压裂施工压力高、改造体积受限等难题,本文通过引入微地震重构算法,建立三维离散压裂裂缝网络地质模型,分析了砂量、液量、排量等压裂工程参数对微地震响应特征的规律,构建了有效液量、砂量、排量等优化压裂设计参数的方法,为后期页岩气压裂提供有效的技术支撑。

基于EnKF的高温气井钻进中井筒传热模型研究

深层气井钻进过程中,受到施工扰动和深层复杂地质条件的影响,现有方法很难准确描述井筒内的温压场变化。鉴于随钻实时监测和异常工况预警对精确描述温度场的迫切需求,使用集合卡尔曼滤波(Ensemble Kalman Filter,EnKF)和全井段传热分析相结合的方法,将实钻数据与传热模型融合同化,建立了一种适用于川西盆地高温气井井筒实时温度场监测和自修正分析的模型,并加以实例验证。结果表明:基于EnKF同化后的输出值及各项热温参数会随着测点迭代,修正结果逐渐精确。自修正技术在钻井井筒传热实时监测作业中的应用,提高了井下温压监测的准确度,可以满足更多钻井工况。

复兴地区页岩气井油基钻井液井壁稳定和防漏堵漏技术

针对复兴地区凉高山组地层漏失严重,自流井组东岳庙段溢漏同存,地层垮塌掉块,频繁憋泵蹩顶驱的问题。采用XRD衍射法对兴页L2HF井、兴页1002HF井凉高山组和自流井组东岳庙段地层的岩石进行矿物组成分析,使用微观SEM扫描电镜对该地层岩石进行了微观形貌分析,再结合现场情况总结了复兴地区井壁失稳和地层漏失机理。通过提高钻井液的乳化稳定性、降摩减阻和多重封堵性能,形成复兴地区页岩气井油基钻井液井壁稳定技术,该钻井液体系满足封堵性PPA小于2 mL,填砂管侵入深度小于2 cm;基于压裂砂堵效应,通过优选和研制了复合堵漏剂、诱导剂、悬浮剂,形成复兴地区程序法“控滤失”模拟砂堵防漏堵漏技术,堵漏浆体系可承压能力高达7 MPa,更适合应用于多裂缝地层。油基钻井液井壁稳定和防漏堵漏技术在兴页某-1井进行现场应用,相对于使用高密度柴油基钻井液体系的兴页某-2井,优化后钻井液体系的黏度和切力更低,润滑减阻性能更强,漏失和地层失稳等复杂情况明显减少。

企业门户技术的发展及其应用研究

文章分析单位信息化发展现状以及企业信息系统建设应用情况,信息孤岛现状普遍存在,企业内信息无法共享和高效运用,严重制约企业信息化进一步发展。通过对企业门户的概念和功能特点研究,发现企业门户技术能较好解决这类难题,并对企业开展门户建设提出建议。

地质工程一体化在涪陵页岩气示范区立体勘探开发中的应用

四川盆地涪陵海相页岩气区具有不同于北美页岩气区的地质条件,很难直接采用北美大规模、高密度、连片化布井的开发模式。针对四川盆地涪陵页岩气田下部气层一次井网开发后剩余资源精细刻画难度大、剩余资源动用率低和提高老井最终技术可采储量(EUR)技术不完善等难题,提出了适用于涪陵海相页岩气立体开发特点的地质工程一体化思路。在页岩气立体开发方案实施过程中,对剩余气分布、钻完井、压裂和生产等多学科知识进行系统总结,建立地模数模一体化储量动用评价技术、立体开发调整井位一体化优化技术和钻井、完井配套工艺一体化实施技术,形成了一套地质工程一体化技术系列,有效指导了涪陵海相页岩气高效立体勘探开发。

涪陵页岩气水平井工程甜点评价与应用

针对涪陵页岩气水平井多段分簇射孔压裂时加砂量符合率低、产气量低的问题,提出了寻找水平段工程甜点、并结合地质甜点进行压裂优化设计的方法。首先利用声波时差和密度测井资料,拟合得到涪陵页岩气藏横波时差计算模型,再结合密度、自然伽马等测井资料,利用地应力剖面计算软件求取涪陵页岩气藏水平井水平段的岩石力学参数,然后通过分析已压裂井段产气剖面测试结果与岩石力学参数的相关性,得到涪陵页岩气藏工程甜点参数为：水平应力差小于8 MPa、脆性指数0.45~0.50。焦页30-1HF井采用了工程甜点与地质甜点相结合的压裂设计方法,其压裂施工压力平稳,总液量和总砂量符合率较好,压后无阻流量88.54×104 m3/d,取得了较好的增产效果。现场试验表明,工程甜点与地质甜点相结合的压裂设计方法,能够提高涪陵页岩气水平井压裂的加砂量符合率和产气量,有助于实现页岩气的高效开发。

重庆涪陵国家级页岩气示范区开发调整井压裂工艺关键技术

为提高页岩气田储量动用程度,重庆涪陵国家级页岩气示范区自2018年率先在国内部署页岩气开发调整井并实施压裂。由于一次井网开采后地层非均质性变强、地应力—压力场动态变化导致的压裂造缝预测和有效控制难度增加等问题,给气田采收率整体提升带来极大挑战。为此,以重庆涪陵国家级页岩气示范区焦石坝区块为例,基于井组整体有效动用,提出了以四维动态地质力学模拟分析为核心,以井间精准布缝优化设计、纵向分层促缝—控缝精细化设计和井间干扰识别与实时调控为关键措施的页岩气开发调整井立体缝网精准压裂工艺关键技术。研究结果表明:①老井裂缝低压亏空区产生诱导效应和水平两向应力差增加导致的人工裂缝复杂度降低,是调整井压裂效果受限的主要因素;②密切割增大储层接触面积、多场动态演化规律、多层储层特征差异化等是实现开发调整井压裂精细化设计和现场施工效果的核心方法;③基于地质工程一体化的压裂设计及可迭代式优化压裂施工解决了新老井协同受限、新井改造效率低等难题,下部气层加密井单井测试产量提高10.8%,上部气层单井测试产量提高1倍,新井压裂试气综合费用同比降低20%~30%,单井提产降本效果显著。结论认为,页岩气开发调整井压裂关键技术不仅对同类型页岩气藏开发调整井增产改造具有重要借鉴意义,而且还为示范区开发调整阶段持续稳产、上产提供了有力技术支撑,并有助于推进四川盆地千亿立方米天然气生产基地建设。

涪陵页岩气田加密井压裂技术的实践与认识

针对涪陵页岩气田焦石坝区块部分加密井生产效果不佳,且并未对相邻老井产生正向井间干扰的问题,结合产气剖面、微地震裂缝监测等资料,对已实施井分析评价,明确了地应力、地层压力等储层条件变化情况,以及原有的压裂工艺参数设计不合理是影响压裂效果的关键。鉴于此,文中创新提出了“多簇密切割+暂堵剂转向”的压裂改造思路,并应用数值模拟技术,对单段射孔簇数、射孔簇间距、压裂施工规模等关键压裂参数进行优化。现场应用结果表明,采用新工艺,加密井压裂改造体积和压裂后测试产量分别提高了7.30%,10.13%,相邻老井生产压力提升了236.28%。研究成果对后续加密井压裂设计具有指导意义。