致密砂岩气藏暂堵压裂裂缝起裂扩展实验模拟

针对鄂尔多斯盆地SD区块盒8段储层低孔低渗、非均质性强、常规压裂裂缝形态单一等问题,基于断裂力学理论,考虑缝内流体压降,结合盒8段储层岩石力学参数,开展暂堵压裂裂缝与初次压裂裂缝在整个接触过程中的相互作用力学研究。计算分析了不同裂缝走向、井斜角、方位角等参数对压裂裂缝参数的影响规律,起裂压力随井斜角和方位角的增加而减小;起裂角随井斜角增加而减小直至为0°,随方位角先增加而后减小。通过制备人工水泥试样,利用大尺寸真三轴物模实验系统模拟了暂堵压裂中新缝起裂及其转向行为,评价了不同井斜角、方位角下新缝起裂、转向及延伸行为和起裂压力及裂缝改造面积等参数。实验结果表明:井斜角增大,初次及二次起裂压力呈减小的趋势,裂缝更易转向且改造面积越大。井斜角相同时,裂缝起裂压力随井筒方位角增加而逐渐减小,裂缝改造面积随方位角增加而增大。方位角90°螺旋射孔相比方位角0°螺旋射孔形成的裂缝更为复杂,定面射孔可调控水平井破裂压力及初始破裂位置,初始破裂产生于射孔井筒界面、孔道中部等不同位置,控制射孔射角介于75°~90°。研究结果为低渗透致密砂岩气藏暂堵压裂设计提供了依据。

非常规油气开采压裂用减阻剂的研究现状及展望

为降低压裂施工摩阻,提高非常规储层的压裂改造效果,在系统调研国内外关于压裂用减阻剂文献的基础上,综述了减阻剂的类型和减阻机理,分析了减阻性能的影响因素,介绍了减阻剂的现场应用情况和减阻剂主要存在的问题,并提出了减阻剂未来的发展方向。结果表明:目前常用的减阻剂主要存在成本高、性能不稳定、减阻机理不明确的问题;低成本、对储层伤害低、减阻性能高效的多功能型纳米复合减阻剂将是未来减阻剂研究的重点和热点。通过对减阻剂的全面研究,可为目前减阻剂性能的提升、新型减阻剂的研发和非常规油气的开采提供可行性的帮助。

非常规油气压裂支撑剂圆度球度快速测定新方法

压裂支撑剂性能对储层水力压裂设计至关重要,其中圆度球度是性能参数的重要指标。对于同一种支撑剂而言,其圆度值和球度值越高,抗破碎能力也越强,支撑剂裂缝导流能力就越大。传统的圆度球度测定主要通过人工目测的传统经验方法实现,主观性较强且效率相对较低。基于光学显微镜成像结合计算机图像技术,提出了一种压裂支撑剂圆度球度的快速测定的新方法,即角点曲率半径均值拟合的圆度算法和多元线性回归拟合的球度算法。检测结果表明,测定方法在Krumbein-Sloss图版上的检测结果与标准模板结果接近,最大误差仅为3.1%;与传统人工目测法的结果进行对比分析,检测结果最大误差仅6%,满足标准要求,同时可以实现大批量的压裂支撑剂圆度球度的快速自动检测,大大降低了实验成本,为现场压裂设计支撑剂性能优选以及降本增效提供技术参考。

碳点缓蚀剂在油气田领域的研究进展

在油气开采过程中,金属的缓蚀与防护是一项重要工作。碳量子点作为一种新型的绿色材料,具有环境友好、成本低廉、可生物降解、含有活性官能团等特性,在油气田的金属缓蚀方面展现出良好的应用前景。本文综述了碳量子点在油气腐蚀防护领域的研究进展,并对未来的发展方向进行了展望。碳量子点的研究有望为油气行业提供一种高效、环保的腐蚀防护解决方案。

注CO_(2)对原油体系黏度影响实验及其预测模型

为了探究不同温度、压力和CO_(2)含量对原油黏度的影响,采用轻质原油和CO_(2)体系室内实验的方法进行测试。结果显示:在一定温度或CO_(2)含量条件下,原油黏度随着压力的变化呈现出先降低、后升高的趋势,其中饱和压力起到关键的转折作用。此外,在保持压力恒定时,原油黏度随着温度的升高呈现出下降趋势。温度对黏度的影响相对于压力更为敏感,且随着CO_(2)含量的增加,温度对黏度的影响逐渐减弱。通过对贝格斯-罗宾逊模型进行修正,提出了一种含饱和压力的新预测模型,绝对平均百分比误差从52.83%降为8.96%。该模型在轻质原油条件下表现出更好的预测准度,为实际生产提供了一定的理论指导。

非均质鲕粒灰岩储层酸化增产酸液优选实验研究

江汉油田潜江组鲕粒灰岩储层具有埋藏浅、层薄、上下水层发育、非均质强的特点,其现场改造难度较大。为了优选适用于该储层的改造工艺和最佳工艺参数,开展了常规酸、缓速酸2种不同酸液体系的静态溶蚀实验与酸化驱替实验,并结合CT扫描结果分析,明确了鲕粒灰岩与不同酸液体系的作用规律以及在不同注入速度下渗透率变化的定量表征和酸蚀蚓孔的三维成像。同时根据酸岩反应动力学实验与酸蚀导流能力实验结果,理论预测不同酸液体系酸岩反应有效作用距离,优选出最佳酸液体系和注入参数。研究结果表明:常规酸与缓速酸的最佳质量分数分别为20%、10%;驱替速率对岩心酸化后渗透率增加倍数并无明显影响,但对酸蚀形成的蚓孔结构影响较大,驱替速率增加使得蚓孔的连通性更佳,且对岩石骨架破坏较小;通过酸液有效作用距离预测计算得到,在相同大排量酸液注入的情况下,缓速酸较常规酸的有效作用距离预测值增加11.87 m。最后针对该储层特点优选出大排量注入“10%缓速酸+0.3%缓蚀剂”酸液体系可以有效增加酸液作用距离,增强改造效果。

在致密油藏中纳米乳液静态吸附及渗吸驱油性能实验研究

致密油藏孔隙度小、渗透率低,常规表面活性剂无法进入孔喉中有效驱替原油,采用微乳液法将表面活性剂、油相和水相等合成的纳米乳液,具有纳米级粒径且吸附量低,可通过渗吸吸附的方式进入致密储层深部提高致密油藏采收率。为明确纳米乳液的吸附与渗吸驱油特性,通过紫外分光光度计,研究了不同粒径的天然砂岩与页岩岩粉对纳米乳液的静态吸附性能;并通过渗吸驱油实验研究各种因素影响下纳米乳液渗吸驱油规律,最终确定影响纳米乳液渗吸驱油效果的主控因素,为提高致密油藏开采效果提供理论依据。研究结果表明,不同目数的岩粉对纳米乳液的吸附性能存在一定差异,目数越大,岩粉比表面越大,对应吸附量越多,纳米乳液在页岩表面吸附量高于砂岩;相比于其他因素,纳米乳液种类、浓度及储层岩性对纳米乳液渗吸驱油效果影响最大,其次为岩心长度和实验温度。动态驱替实验结果表明,阴非离子型纳米乳液C具有较好的提高采收率效果,增幅达9.45%,其次为阴离子型纳米乳液A,增幅为8.98%,而阳离子纳米乳液B的效果最差,增幅为4.24%。

依据物质凝聚态分类油气井用转向压裂暂堵剂

暂堵剂阻止压裂液进入不希望进入的通道而成为油气井转向压裂的关键手段之一。目前零星报道的分类,不利于现场准确选择暂堵剂提高转向压裂成功率。200多篇文献调研的暂堵剂中,有的暂堵剂改变裂缝内压力分布,有的暂堵剂改变岩石力学参数,2种机制均能降低裂缝尖端的能量释放率,进而提高裂缝承压能力实现转向。这些暂堵机制皆因物质凝聚态不同所致。遂按凝聚态将暂堵剂分为固态、液-固态、液态等3大类23种,涵盖所有的暂堵剂,提高涵盖率17%,实现了全面覆盖;暂堵剂的密度、粒径、适用温度、解封时间、封堵压力和渗透率恢复值,关联压裂液的密度和排量、封堵孔径或缝宽、储层温度、焖井返排时间、储层应力状态及物性,提高了现场选择暂堵剂的针对性。依据物质凝聚态分类油气井用转向压裂暂堵剂,解决了目前分类方法无法涵盖全部产品、不利于现场准确选择的难题。

超高温纳米材料稳定泡沫实验研究

针对泡沫始于热力学不稳定体系、在地层条件下驱油效果不佳的问题,将片层纳米材料作为稳泡剂,应用于泡沫提高采收率中。首先通过测定气泡体积、析液半衰期确定纳米材料与实验室自制表面活性剂Y的最佳质量分数,并对表面活性剂Y的耐温性和耐盐性进行评价,再用电子显微镜观察泡沫液的微观形态,最后用岩心驱替实验评价驱替效果。结果表明,自制表面活性剂Y在350℃条件下老化2 h后仍具有优异的泡沫性能,且纳米材料可大幅度提高表面活性剂的稳泡性,复配体系较单一表面活性剂体系具有更强的稳定性,在350℃下驱替实验中表现出良好的封堵性能。片层纳米材料稳定泡沫的优异性能对提高采收率有重要意义。

尺寸效应对岩石单轴压缩试验影响研究

为探究尺寸效应对小尺寸岩样单轴压缩试验的影响规律,通过在室内伺服试验机上对直径25 mm,不同长度的花岗岩岩样进行单轴压缩试验,研究尺寸效应对小尺寸花岗岩岩石力学参数以及破坏形式的影响规律。试验结果表明,随着长径比增加,岩样表现出抗压强度和泊松比逐渐减小,弹性模量增加的趋势。其中,多项式模型较为适合小尺寸岩样尺寸效应强度模型;不同长径比岩样的单轴压缩试验应力应变曲线加载趋势不同,其峰值应变随着长径比的增加而减小;随着长径比的增加,岩石破坏形式从脆性剪切破坏转变为剪切破坏,最后逐步变为脆性破坏,岩样破坏面数量与角度出现规律性变化。当长径比在1.1~2.2时,岩样破坏形式遵循相同的破坏准则,通过拟合公式推导不同长径比岩样的力学参数存在可行性;岩石单轴试验破坏过程中的能量与长径比呈负相关,且当长径比在1.9~2.2时,各能量变化幅度趋于平缓,岩样破坏形式较为统一,其强度在数值上表现的差异性较小,可作为小尺寸岩样单轴试验的最佳长径比。

稠油热采无机硅酸凝胶封窜剂的研究与应用

在稠油油藏热采过程中容易发生蒸汽地下窜流和地表汽窜,严重影响矿区产能,同时造成地面污染。以水玻璃与尿素为交联剂主体,通过与表面活性剂甘油三乙酸酯进行复配,研制了一种新型耐高温封窜剂。通过正交试验确定了最优封窜剂配方:60%水玻璃+4%尿素+0.2%甘油三乙酸酯+水;红外光谱(FTIR)及扫描电镜(SEM)分析发现,该体系中水玻璃通过一段时间的交联,形成单硅酸,后缩聚形成线性多聚硅酸,硅酸分子间相互作用发生缠结,形成的网状结构使得其稳定性较高,结构更稳定,有更好的耐温能力;实验室内填砂管性能评价结果表明,封窜剂段塞注入量为0.2 PV及候凝时间为5 d时,封堵率98.8%、突破压力梯度1.4 MPa/m、残余阻力系数83.32,经过21 PV 260℃的高温蒸汽冲刷后封堵率稳定在94%以上;现场试验结果表明,井F-109日产油从0.9 t增至5.5 t,含水率由89%降至50%,施工244 d,累计增油1122.4 t,F井区地面不再发生蒸汽窜漏,受地面窜漏影响的14口井恢复了正常注汽吞吐生产,累计增油15713.6 t,平均单井日注汽量100 m 3,注汽压力5.5 MPa。综合表明,该封窜剂体系具有良好的高温选择封堵性,对稠油热采高温蒸汽窜流的有效治理提供了理论指导和技术支撑。

稠油油藏体相流体非线性渗流理论模型

根据稠油油藏体相流体渗流特点,建立基于稠油吸附边界层和屈服特性影响下的稠油体相流体非线性渗流理论模型及启动压力梯度理论公式,并利用岩心渗流与启动压力梯度试验结果对理论模型计算结果进行验证。结果表明:理论计算结果与试验结果拟合较好,启动压力梯度理论公式计算结果平均偏差为7.77%,稠油油藏体相流体非线性渗流理论模型计算结果平均偏差为7.50%,均在可接受偏差范围内,并且该模型针对不同流变类型的流体渗流都具有较好的普适性。

基于GA的RBF神经网络气液两相流持液率预测模型优化

为了提高气液两相流持液率预测精度,针对传统径向基函数(RBF)神经网络预测气液两相流持液率网络拓扑结构困难和收敛速度慢等问题,提出一种基于遗传算法(GA)优化径向基函数神经网络的气液两相流持液率预测模型。通过系统聚类算法和灰色关联度分析(GRA)对收集的实验数据进行处理,优选出最优模型特征,同时结合遗传算法确定了RBF神经网络结构参数。基于室内实验数据进行训练,并与常用于持液率预测的反向传播(BP)神经网络、GA-BP神经网络及RBF神经网络进行对比,评估了模型的准确性及可行性。结果表明:GA-RBF神经网络模型均方误差为0.0017,均方根误差为0.0416,平均绝对误差为0.0281,拟合度为0.9483。相较于其他神经网络模型,该预测模型表现出更高的计算精度和更强的泛化能力。

基于坐封受力模型的暂堵球封堵效果影响因素与参数优化

暂堵球在射孔孔眼及压裂裂缝中的坐封状态影响其封堵稳定性,暂堵球封堵效果决定暂堵转向压裂技术的成败。通过建立暂堵球坐封受力计算模型,研究了压裂液排量、密度、暂堵球及孔眼参数对暂堵球坐封受力状态及其封堵效率的影响,实验模拟了不同射孔参数、压裂排量及暂堵球/压裂液性能对封堵效果的影响。结果表明:暂堵球受拖拽力、脱离力及持球力随压裂液排量的增加而增大,暂堵球更易坐封;压裂液及暂堵球密度对暂堵球坐封封堵效率影响不大;暂堵球粒径大于孔眼直径时,暂堵球坐封封堵效率随粒径增加而增大,当暂堵球直径小于孔眼直径时,暂堵球不容易坐封;射孔孔眼数增加影响暂堵球坐封封堵效率。实验评价暂堵球最佳直径为9.0 mm,最佳泵送排量大于4.0 m^(3)/min时,有助于提高暂堵球坐封成功率,增强暂堵压裂设计的可靠性。

基于梯度提升回归树的气井油管积液高度预测

气井油管积液高度预测是气藏开发的重要环节,更是排水采气不可或缺的一部分。气井开采后期,气井底部会出现积液聚集现象,积液过多会造成气井停产,为了避免停产问题,必须对气井油管积液高度进行预测,但传统石油工程模型预测气井油管积液高度,存在着具体计算需要大量经验参数等问题。提出一个基于梯度提升回归树模型预测气井油管积液高度的方法,以气井的套压、油压、油管下深、油层中深、日产气、日产水、井口温度7种生产数据为特征,采用集成学习方法,结合多个决策树的预测结果,以迭代逐步改进的方式来提高模型的整体性能,从而精确预测气井油管积液高度。通过与32口井仪器探测实测值、回归决策树和随机森林对比分析,梯度提升回归树模型预测值与实测值相符,预测效果也最好,平均相对误差仅3.87%,调整后的相关系数R2为0.85。梯度提升回归树模型与现有的油管内积液量和环空积液量预测模型相比较,平均相对误差降低了1.9%。

一种新的水平气井临界携液气流速预测模型

气井中积液现象为井筒中液体的回流和聚集,是气井中严重的生产问题之一,会导致产量降低,甚至造成停产。气井积液预测能力对于保证气井正产生产和优化相关生产工艺具有重要意义。为了及时采取适当的对策防止积液现象的发生,准确预测和识别积液点至关重要。使用空气-水混合物在管径为60 mm的管道中进行了压力为0.2 MPa和0.5 MPa时0~90°倾角的室内实验,分析了在不同角度、压力和液体流量下临界气体流量的变化,随着角度的增大,临界气量先增大后减小,倾斜段是最难携液的井段,且55°倾角是最难携液的角度。在液膜受力分析的基础上,考虑到倾斜气井井壁的液膜分布不均匀,采用SHEKHAR的最大液膜厚度分布关系式进行计算,考虑到气芯中液滴载荷和液膜夹带的平衡,建立了一种新的水平气井临界携液气流速预测模型。利用实验数据和现场数据将新模型与LUO模型、BARNEA模型和LIU模型进行比较,新模型计算结果与现场数据吻合最好,准确率为91%,表明该模型比其他积液预测模型具有更好的性能,可用于对水平气井积液的判断。

水合物动力学抑制剂合成及其作用机理的分子动力学模拟

针对现有动力学抑制剂耐受过冷度较低、对水合物生成的诱导时间短的问题,采用N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、N-乙烯基己内酰胺(NVCL)、甲基丙烯酸二甲氨乙酯(DMAEMA)3种单体,制备了水合物动力学抑制剂P(NVP-g-NVCL-g-DMAEMA);以模拟天然气水合物抑制过程中的过冷度和诱导时间为指标,优化了合成条件;用红外光谱仪表征了产物结构,利用分子动力学模拟软件模拟抑制过程,揭示水合物动力学抑制剂的作用机理。结果表明,NVP、NVCL、DMAEMA单体质量比为8∶20∶1,引发剂(过硫酸铵、亚硫酸氢钠质量比为1∶1)为单体总质量的0.5%,反应温度65℃,反应时间6 h为最佳反应条件且产物为目标产物。当该条件下合成的抑制剂加量为1.0%时,常压条件下可将水合物形成的过冷度从2.6℃提高到9.6℃,诱导时间从20 min延长至945 min。该抑制剂的作用机理主要是通过分子链上五元环及七元环上的双键氧和酯基上的双键氧与水分子形成氢键吸附从而抑制水合物的生成,其次分子链上的氮原子也可以形成氢键而吸附;另外,抑制剂的空间位阻也会阻碍水合物分子的聚集进而抑制水合物的结晶。该抑制剂不仅带有可形成氢键的活性基团,增强抑制剂对水合物笼的吸附性,还存在能影响甲烷分子运动及分布状态的烷基链,进一步提高过冷度并延长诱导时间。

小分子胺对蒙脱石水化抑制作用的分子动力学模拟

蒙脱石水化是导致钻井过程中井壁失稳的重要原因,小分子胺常被用做钻井液抑制剂来抑制蒙脱石的水化,但小分子胺的抑制剂作用机理基本是通过对抑制性能的评价来间接验证和分析的。为了深入揭示小分子胺的抑制剂作用机理,本文利用分子动力学的方法建立小分子胺-蒙脱石的分子动力学模型,通过模拟动态抑制过程,计算水分子的均方位移、抑制剂的径向分布函数、体系的能量和蒙脱石力学参数来研究小分子胺的抑制剂作用机理。结果表明:可视化的动态抑制过程显示小分子胺占据水分子原本吸附位点,分子中部的疏水基团阻止水分子在一定范围内接近蒙脱石表面;均方位移表明小分子胺的加入抑制的水分子的扩散,并且在水化后期小分子胺抑制效果更好;径向分布函数图显示,羟甲基比胺基更易与蒙脱石表面裸露的氧原子吸附,而小分子胺中的胺基降低了蒙脱石表面的负电荷密度;体系能量变化显示,在水化后期小分子胺与蒙脱石表面的相互作用更强;力学参数变化显示,在小分子胺加入后,蒙脱石的弹性模量、剪切模量、杨氏模量变大,提高了蒙脱石晶体的结构稳定性。

考虑超临界CO_(2)损伤的椭球形三维裂缝计算新模型

目前超临界CO_(2)压裂研究成果多集中于室内岩石损伤机理和劣化力学参数测试,对压裂形成的三维裂缝形态研究较少。为刻画超临界CO_(2)压裂过程的裂缝形态展布,基于Griffith断裂力学理论,建立了平面应变条件下椭球形裂缝扩展的三维计算新模型;结合前人室内测试结果,回归了岩石弹性力学参数与超临界CO_(2)多浸泡因素关联式,讨论了超临界CO_(2)压力、温度、施工排量、初始弹性模量、初始泊松比、缝内净压力、储层厚度等参数对裂缝扩展形态的影响。结果表明:针对上下存在水层的目的层采用超临界CO_(2)压裂时更应采取控缝高的措施;针对低渗储层,可优先考虑超临界CO_(2)压裂;超临界CO_(2)压裂工艺更适用于最小水平主应力大的储层;超临界CO_(2)压裂时,有助于低排量下获得相同的平均缝宽。研究成果对非常规油气水平井超临界CO_(2)压裂裂缝参数优化具有重要意义。

核磁共振技术在致密岩心孔隙量化表征中的应用

为了实现致密岩心的孔隙量化表征,采用核磁共振(nuclear magnetic resonance,NMR)技术,利用T2弛豫时间和孔隙半径(r)的正比关系可测致密岩心的孔隙度、渗透率和孔径分布,利用核磁共振T2截止值可区分孔隙中的自由流体和束缚流体。从核磁共振表征岩心孔隙的原理出发,分析了核磁共振T2谱与岩心孔隙度、渗透率、孔径分布、孔隙内可动流体的关系。根据上述原理,通过实例验证了核磁共振技术在致密岩心孔隙度和渗透率量化表征中的准确性和适用性。实验岩心的T2截止值和孔径分布测试表明:1号岩心T2截止值为21.85 ms,2号岩心的T2截止值为40.11 ms;1号岩心小孔隙分量大,2号岩心孔隙分布较均匀。截止值的计算结果表明地区经验法得出的T2截止值不完全适用于该区域的致密岩心,有必要建立区域性的截止值变化范围图版。