大庆油田长垣地区萨零组横波速度预测方法研究

萨零组是大庆油田萨尔图油层组顶部发育的一个沉积单元,含油面积广,油气资源丰富。萨零组储层致密、物性差、一直未动用,为了对大庆油田长垣地区萨零组进行高质量勘探开发,急需开展萨零组储层横波速度预测方法的研究。根据萨零组在平面上的分布特征,将长垣地区由南到北分5个区块,以67口井Xmac测井曲线和全波声波测井资料为基础,采用最小二乘法,分别进行线性关系和二次多项式关系拟合,得到长垣地区不同区块的纵横波速度经验公式。线性关系拟合的相关指数比二次多项式关系拟合的相关指数小,二次多项式关系预测值更接近实测值,应用不同区块的经验公式可以预测出横波速度,弥补了萨零组横波速度资料少的问题,对于提高垂向应力解释精度、判断压后裂缝形态等方面具有参考价值。

大庆油田CO_(2)驱油技术研究试验进展与展望

CO_(2)驱油技术具有驱油经济效益与减排社会效益兼得的显著优势,随着国家双碳战略目标的提出,该项技术得到了越来越多的关注。大庆油田开展CO_(2)驱油技术的研究较早,CO_(2)非混相驱应用规模长期保持国内领先水平。论文系统总结了大庆油田CO_(2)非混相驱开发设计、跟踪调整及分层注入等理论技术成果,介绍了特低渗透榆树林油田CO_(2)非混相驱工业化试验、中低渗敖南油田CO_(2)驱先导试验及古龙页岩油藏CO_(2)驱试注试验,展望了大庆油田CO_(2)驱油与埋存技术的应用前景及不同类型油藏技术攻关方向。研究成果可为国内同类型油藏CO_(2)驱油与埋存技术的研究与应用提供借鉴。

大庆油田致密油水平井压裂关键技术及建议

针对大庆油田致密油储层横向发育不连续、非均质性强、天然裂缝不发育、纵向发育多薄层等特点,以“提产量、降成本、提效率”为目标,采用室内实验、数值模拟及现场试验相结合的方式,攻关形成了以“平面密切割与纵向穿层立体改造提产技术、变黏度滑溜水携砂降本技术、段内暂堵与可溶桥塞及连续油管水力喷射等配套提效工艺”为主的致密油水平井体积压裂关键技术。全面剖析了致密油储层改造技术在Ⅱ类储层效益建产、老井提效、生产制度完善3个方面面临的挑战,提出了3个致密油压裂关键技术攻关建议:①持续攻关Ⅱ类储层水平井压裂提产技术;②攻关完善压裂增能技术;③完善合理返排及生产制度。围绕这些关键技术进行攻关研究,对于大庆致密油经济高效开发具有重要意义。

提高缆控分层采油工艺对接稳定性的措施研究

目前有缆分层采油工艺主要采用泵抽管柱与配产管柱对接的丢手式管柱,实现了检泵不动井下分层配产管柱的生产需求,但目前对接成功率较低,制约了工艺的大规模推广。通过优化改进对接器结构,增加排异机构,改进锁止机构与触点形式等手段,经过室内及现场验证,改进后的对接成功率为100%,防蠕动性能稳定,多次对接后绝缘性能良好。

大庆泥页岩储层支撑剂嵌入导流能力实验研究

大庆纳米级孔隙泥页岩储层中,支撑剂易发生嵌入,使人工裂缝导流能力变差,为此,开展不同闭合压力、不同粒径及组合、不同铺砂浓度的支撑剂对导流能力的影响实验,分析泥页岩储层支撑剂嵌入影响导流能力的变化规律。实验结果表明:嵌入情况和导流能力随闭合压力的增大均有不同程度的降低,在0~10 h内导流值降低快,超过30 h后,导流能力基本达到稳态,颗粒间形态稳固,流动通道变化较小;在闭合压力较低时,支撑剂导流能力随粒径变大而升高;当闭合压力升高时,大粒径支撑剂更易发生破碎,粒径对支撑剂导流能力的影响也逐渐缩小,同时,增大铺砂浓度能够显著地降低支撑剂的嵌入程度。通过量化支撑剂嵌入对压裂裂缝导流能力的影响程度,可为页岩储层压裂方案优化及参数设计提供一定依据。

喇嘛甸油田含腐蚀缺陷套管剩余强度模拟预测模型研究

喇嘛甸油田老井套管不特定点蚀现象频发,导致基于均匀腐蚀和圆形点蚀的安全评价方法准确度不足。为提高老井安全评价准确性,通过带有不同尺寸模拟腐蚀缺陷试样的特殊拉伸试验,结合有限元数值模拟仿真分析手段以及SY/T 5724给出的套管强度计算公式,建立了含腐蚀缺陷套管剩余强度预测模型。该模型可针对任意尺寸的腐蚀缺陷开展套管剩余强度预测计算,为后期老井剩余寿命评价构建数据基础,指导现场老井套管剩余强度预测。

基于PDCA循环的海外油田采油工程方案质量创新管理与实践

海外油田开发方案是石油公司发展战略的重要组成部分,是油田开发工作的纲领和指南。海外油田采油工程方案在开发方案中起着承上启下的重要作用,是实现海外油田高产稳产的关键所在,也是实现油田有效开发管理和科学化的前提所在。海外油气开发项目合同模式、合作方式、开发时效性、项目经济性等独有的特点,决定了海外油气田勘探开发不能照搬国内已有的模式,必须开拓创新,形成一套适合海外油气特点、具有中国石油公司特色的方案设计方法。基于PDCA循环,通过全过程控制对海外油田采油工程方案编制模式进行创新管理,有效提高方案编制水平,科学指导海外油田建设,增强国际竞争能力。

非均匀载荷条件下射孔套管抗挤强度的影响规律研究

油气井套管抗挤毁性能与材料屈服强度关系紧密,聚能射流穿孔过程中孔眼处存在的射孔裂纹将对射孔套管的抗挤强度产生显著影响。首先针对不同型号钢级的套管进行射孔侵彻实验;然后对无孔眼、机加孔眼和射孔孔眼试件进行静力外挤试验,对比射孔裂纹影响下试件抗外挤性能的变化;最后通过有限元仿真分析了射孔裂纹的存在对套管抗挤性能的影响。结果表明:射孔初始裂纹会加剧孔眼处套管的应力集中现象,并使得射孔套管的抗外挤强度显著下降。此外,相较于孔密与相位,孔径对射孔套管抗外挤强度的降低效果最为显著。

高含水老油田深度开发面临挑战及发展方向

高含水老油田是我国石油储量和产量的主体,对于保障国家能源安全、支撑国民经济社会高质量发展意义重大。在全面肯定中国高含水老油田重要战略地位的基础上,深入剖析高含水分类油藏开发现状,指出了实现高质量发展所面临的提高采收率、低成本高效开发及全生命周期绿色开发3大方面的挑战,明确了高含水老油田总体发展方向及核心关键技术,一是发展以“大幅度提高采收率”为目标的精准开发技术,二是发展以“智能高效”为目标的采油工程技术,三是发展以“高效、绿色、智能”为目标的地面工程技术。研究成果为中国高含水老油田今后较长时期的高质量发展指明了方向。

松辽盆地致密气藏暂堵转向压裂裂缝扩展规律研究

松辽盆地致密气藏是深层天然气勘探开发的重要领域,由于气藏埋藏深(3000~5500 m)、低孔、低渗,天然裂缝欠发育,压力差值大(8~12 MPa),常规压裂裂缝形态单一,储层改造体积小,产量低,因此实现深部致密气藏人工裂缝复杂化,是提高改造效果的主攻方向。通过真三轴压裂模拟系统开展松辽盆地致密气藏井下全直径岩心暂堵转向压裂模拟实验,论证暂堵转向压裂形成复杂裂缝的可行性,评价致密气藏储层在不同粒径砾石情况下,水力压裂裂缝起裂扩展与暂堵转向特征。结果表明,致密气藏在两向应力差值高的情况下,压裂后形成双侧对称单一裂缝,采用暂堵转向压裂后,裂缝复杂程度大幅度提高,裂缝形态复杂化。粒径大的砾石致使水力裂缝局部迂曲,围绕砾石形成大量剪切微裂缝,裂缝形态更为复杂,不含砾石岩样整体裂缝形态复杂性低于含砾石岩样。

高强度马氏体不锈钢的小能量冲击疲劳行为研究

随着钻具失效的不断发生,越来越多的研究者进行服役工况下钻具失效-断裂行为的机理研究。在服役过程中钻具受到复杂载荷的作用,既有静载荷也有大能量单次冲击载荷和小能量多次冲击载荷,小能量多次冲击载荷会造成材料冲击疲劳。研究了新型高强度马氏体不锈钢在不同冲击能量下的材料的冲击疲劳失效行为。结果表明,材料的冲击疲劳寿命的影响因素主要是加载的冲击能量,即冲击能量越高材料的冲击疲劳寿命越低,但冲击能量的变化不会改变材料的断裂形式。在疲劳裂纹萌生阶段,冲击能量的提高可使裂纹快速萌生。在疲劳裂纹扩展阶段,冲击载荷作用于裂纹尖端并使裂纹逐渐扩展。最后,建立了裂纹长度a与循环周次N的函数关系,计算了裂纹的扩展速率。

致密油水平井多簇裂缝扩展数值模拟研究

大庆油田致密油水平井近年来主要采用密切割布缝进行压裂改造,多簇裂缝扩展将产生诱导应力,从而导致各簇裂缝延伸均匀程度不一致。为此,采用有限元软件ABAQUS建立了大庆油田致密油水平井多簇裂缝扩展数值模型,采用扩展有限元(XFEM)模拟方法,研究了2个布缝参数(簇距、段内簇数)、3个压裂施工参数(压裂工艺、施工排量及液体黏度)对裂缝扩展的影响。同时对比分析模拟结果与矿场实际光纤测试的各簇产能贡献结果,发现模拟的各簇裂缝长度与各簇的产油贡献具有很好的一致性,证实了模拟结果的正确性。模拟结果表明:当簇距缩小至5m时,各簇应力干扰明显,不利于裂缝扩展,当簇距达到10m及以上时,平均单簇裂缝半长变化不明显,合理簇距约为10m。平均单簇裂缝半长随段内簇数的增加呈增大趋势,但非均匀延伸程度也随之增大;与桥塞段内多簇同时改造相比,连续油管单簇依次改造模式更有利于裂缝延伸;平均单簇裂缝半长随施工排量的升高呈增大趋势,提高施工排量还能促进裂缝均匀延伸。平均单簇裂缝半长随液体黏度的升高呈增大趋势,可适当提高高黏液体比例。

大庆油田套管头选用分析研究

套管头密封各层套管的环形空间,承受套管的重量及套管环空的压力,是重要的井口装置。套管头种类多,各部件参数繁杂,其选用需要考虑井的用途、现场实际工况、后期增产措施、材质级别、耐压强度、耐腐蚀性能和密封性能等,是一项综合性强的技术。随着大庆油田勘探开发不断深入,以及致密油井、页岩油井、储气库等的推广应用,套管头选用方法及安装需要规范。因此从环境因素和施工因素两个方面,开展对套管头性能参数选用的分析,对套管头安装和养护做了要求,并实例分析了现场4种井况下所选用的套管头。通过以上的研究,规范了套管头使用类型,丰富和完善了套管头性能要求,为大庆油田套管头选择提供了指导作用。

页岩油气井复杂压裂工况下套管载荷研究

页岩油气井多级压裂过程中井筒温度变化剧烈及井筒内压频繁交替升降,导致其水平段套管处于复杂的力学环境中,该部位的套管容易出现变形。建立了包括温度效应的套管应力分布有限元模型,计算分析了油气井多级压裂过程中井筒温度变化趋势及对井筒受力的影响,确定了多级压裂过程中套管承受的应力变化规律。对SY1井多级压裂过程中井筒温度变化趋势及套管承受的应力等进行了计算分析。结果表明,一次压裂过程中井筒内温度由147℃下降至77℃,在120 min的压裂过程中,在500 s内温度由77℃快速上升至140℃,然后缓慢上升至145℃。温度效应模型中套管承受的Mises应力随多级压裂级数的增加呈现增大的趋势(压裂压力+热效应),在43.18 h后达到最大值,套管内壁和外壁承受的Mises应力分别为457.7 MPa和417.79 MPa,该内壁应力比无温度效应条件下套管内壁承受的应力增加了24.72%。因此,对复杂压裂工况下的套管强度进行设计时,应分析井筒内温度效应对套管承受的应力的影响。

不同下套管工艺套管受力及摩阻扭矩预测模型

针对深层油气田开采中水平井位移大、摩阻扭矩大,井眼轨迹及套管柱受力情况复杂的问题,建立理论模型对长水平井下套管摩阻、屈曲进行分析是非常有必要的。利用样条插值函数对测斜数据进行拟合,对套管柱的受力情况进行分析,优选了常规、旋转和漂浮下套管方式下的三维摩阻扭矩模型,并且分析了钻井液浮力的影响及管柱屈曲对套管柱摩阻计算的影响。大钩载荷、摩阻、最大侧向力模型与软件计算结果准确率达到90%以上,验证了模型的准确性。

A油田致密油储层驱替介质优选

致密油藏目前主要利用水平井压裂进行开发,初期产量较高,地层能量衰减后产量迅速递减,未能实现致密油的长期经济有效动用。针对此问题涌现出了同井缝间注采、拉链式分布驱替等新的技术手段,为了验证此类技术在A油田应用的可行性,在A油田致密油A区块选取天然岩心,进行表面活性剂驱、二氧化碳驱、天然气驱及氮气驱室内岩心驱替实验,明确了不同介质的增油潜力与驱替难度。根据实验结果分析,水驱后使用上述介质能进一步提高驱油效率,提高幅度为9.79%~31.06%,其中二氧化碳驱增幅最大。数据表明,以目前的注入能力及水平井裂缝分布情况来看,要实现致密油驱替,动用储层内的剩余油,只有通过注入气态介质才具备实施的可行性,液压介质受过高的驱替压差制约,暂不具备实施的可行性。

古龙页岩油开发试验钻井设计优化与实践

古龙页岩油与国内外陆相页岩油相比,陆相淡水沉积环境的青山口组黏土矿物体积分数较高,且多孔多缝,呈纹层状结构,易发生层间散裂、性脆,易吸水膨胀垮塌,独特的地质特性给古龙页岩油钻井带来了巨大挑战。针对钻井过程中容易出现井壁失稳、井漏、摩擦阻力大、钻井周期长等钻井技术难题,从平台井部署、井身结构、井眼轨道、提速技术、钻井液、固井等方面开展优化技术研究,创新采用了“双二维”轨道模型、“一趟钻”技术、油基钻井液、多级固井顶替等一系列新技术。结果表明:与GYP1井相比,试验区的平均钻井速度从11.44 m/h提高至27.75 m/h、水平段固井质量优质率从71.51%提升至86.27%,平均钻井周期从108.17 d缩短至26.82 d。研究成果为古龙页岩油实现储量动用最大化、施工效率最优化提供了强有力的技术支撑,也为古龙页岩油立体化、规模化、效益化开发奠定了基础,对推进中国陆相页岩油技术革命具有重要指导意义。

适于徐深气田的耐寒耐高温泡排剂

针对徐深气田深度≥3000 m、井温≤150℃、冬季时间长、气温低的特点,以马来酸酐、十六胺、无水亚硫酸钠为原料,通过酰胺化反应和磺化反应两步合成了阴离子表面活性剂棕榈酰胺磺基丁酸二钠(ASB-16A)。将ASB-16A与优选的起泡剂月桂基葡糖苷(APG1214)、防冻剂乙醇、去离子水混合制得耐寒耐高温泡排剂(CYY-1)。评价了CYY-1的泡沫性能、耐高温性能、低温稳定性、与地层水的配伍性,并在徐深气田进行了现场应用。结果表明,CYY-1的最优配方为:10%ASB-16A、10%APG1214、44%乙醇,其余为去离子水。CYY-1的起泡性和稳泡性较好。在80℃下,1.25%CYY-1溶液的初始泡沫高度为150 mm,静置3、5 min的泡沫高度分别为150、75 mm,携液量为1100 mL。在150℃、pH=8.5的弱碱条件下老化24 h,对CYY-1的泡沫性能影响较小。CYY-1的低温稳定性好于常用的低温泡排剂。在-35℃冷冻7 d,CYY-1变浑浊,但仍可在管线中流动,满足装置自动加注要求。CYY-1与地层水的配伍性良好,0.5%~10.0%的溶液在常温下静置48 h后仍澄清透明,可以实施自动化泡排加注。在现场试验2口井,某井日产气量由2.46×10^(4)m^(3)增至3.07×10^(4)m^(3),日产水量由5.77 m^(3)降至3.70 m^(3),实现稳定带水生产。CYY-1适用于井温≤150℃、矿化度≤16 g/L、pH值为8.5的气井的泡沫排水采气。

CO_(2)驱抽油机井高气液比防气举升技术

针对CO_(2)驱替过程中,采出井气液比升高、产液量下降快,抽油泵气影响严重,无法正常生产的问题,形成了CO_(2)驱抽油机井高气液比防气举升技术。首先,通过在柱塞上增设导压孔,平衡泵筒内部压力,形成导压式防气抽油泵,防止气锁现象发生,维持油井生产;其次,应用基于重力沉降的串联型气液分离装置,减少进入抽油泵泵筒内的气体体积,降低气的影响,提升举升效率;最后,利用室内实验、现场试验相结合的方式,证明了高气液比防气举升技术的可行性,措施后平均单井日增油0.2 t,经济效益显著。CO_(2)驱抽油机井高气液比防气举升技术在气驱油井的应用过程中,单井产液量提升明显,能有效举升CO_(2)驱替出的原油,是碳利用的重要组成场景,可进行工业化推广。

低产抽油机井变速优化运行实践与认识

为解决大庆外围油田常规抽油机运行过程中系统效率较低、常规间抽执行率低等问题,在大庆油田开展了低产抽油机井变速优化运行技术研究和实践应用。建立了电参数、曲柄轴扭矩、减速箱振动和悬点示功图四节点测试评价方法,为抽油机变速优化运行提供节能评价依据。现场测试结果表明,与曲柄整周运行相比,摇摆模式下功率峰值下降77.6%,曲柄轴扭矩峰值降低67.3%,振动峰值和振动均值分别降低36.1%、80%,应用后示功图面积增加35.3%,供液不足得到明显改善,动液面波动范围仅为8.5 m;现场14口井测试结果表明,平均节电率为13.6%,系统效率平均提高3.6个百分点,现场累计节电量16.3×10^(4)kWh,累计节电费用10.4万元,显示了良好的应用前景。