致密油气藏水平井分段压裂技术现状和进展

致密油气的高效开发离不开水平井分段压裂技术.水平井压裂增产技术逐步向多级分段压裂、大规模分段多簇的“体积压裂”的趋势发展,工厂化作业技术成为致密油气低成本开发的模式.由于技术进步和压裂设备的不断更新,水平井钻井技术、大规模压裂技术和压裂微地震实时监测诊断技术是致密油气开采的三大关键技术.水平井分段压裂技术已经成为油田提高采收率和开发综合效益的重要手段.通过对国内外水平井分段压裂技术的调研和分析,对机械封隔器分段压裂技术、水力喷射分段压裂技术、裸眼封隔器分段改造技术、可钻桥塞分段压裂技术、液体胶塞分段压裂技术等工艺技术的应用现状和技术局限性给予论述,展望水平井分段压裂改造技术的发展趋势,为国内各油田水平井分段压裂工艺技术的选择提供参考.     

水平井水力喷射分段压裂工艺研究

近年来,随着煤层气开采的深入,低渗透煤层采气比例不断上升。水平井分段压裂工艺是一种有前途的生产技术,它在中国煤层气生产中的应用越来越广泛。水力喷射分段压裂工艺是一种集射孔、水力压裂和封隔于一体的新的增产技术,无需机械密封即可实现精确、多级裂缝平整,是水平井修复的关键技术。重点对水平井水力喷射分段压裂工艺进行了研究。     

川西中浅层水平井分段加砂压裂改造技术

针对川西低渗透气藏高温、高压、储层品质差、气井控制半径小、产量递减快、气藏整体采收率低等问题,在对水平井分段压裂适应性分析基础上,将常规水平喷射技术应用于水平井分段压裂,形成水平井不动管柱滑套水力喷射分段压裂及其配套技术。裂缝参数优化结果表明,在水平井段长为600m时,裂缝条数4~5条、裂缝半长120~140m,且中间裂缝较短,两端裂缝较长,两端裂缝间距小,中间裂缝间距大的裂缝组合,是实现分段压裂水平井产能最大化的保证。针对水平井压裂施工多裂缝易砂堵、长水平段支撑剂传输沉降等风险,通过工具改进,结合支撑剂段塞、防砂控砂,以及高效返排工艺技术,形成有效风险防控措施,保证顺利施工和安全生产。现场试验对比结果表明,新技术应用降低施工成本,提高气井单井产能,压裂水平井产能较邻井直井产能增大2倍以上。对比气井压后稳产情况可以看出,水平井稳产能力优于相邻压裂直井,在难动用储量的高效开发上表现出一定优势。     

稠油热采水平井分段完井技术研究

作为中国最大的稠油生产基地,截至2012年底,辽河油田水平井已超过1200口,形成了年产油250×104t以上的生产能力,为辽河油田千万吨稳产提供了强有力的支持。其中,热采稠油水平井有800余口,这部分水平井大多采用筛管完井,且没有管外封隔器,筛管与地层之间无法实现有效分隔,注汽时只能采用笼统注汽或筛管内分段注汽,由于油藏在平面及纵向上的非均质作用,使水平井段存在动用不均现象。经统计,水平井动用不均井数占全部热采水平井数的80%,水平井段动用较好的井段仅占水平段长度的1/2～1/3,严重影响了油井产能。为此,在管内分段注汽基础上,研发了稠油热采水平井分段完井、分段注汽工艺技术,通过水平井分段完井工艺研究,以及高温管外封隔器和套管热力扶正器等关键工具的研制,形成了稠油热采水平井分段完井、分段注汽技术。该技术已累计应用6井次,平均周期汽油比提高0.1以上,水平段均匀动用程度明显改善,油田开发效果显著提升。     

水平井机械隔离上提分段压裂工艺研究与应用

低渗透油田水平井开发是一项复杂而又有实际价值的工程技术。吉林油田4.6×108t探明未动用储量中,低渗透油藏超过90%,但产量普遍较低。为改变低渗透油藏"多井低产"的局面,开展低渗透油藏水平井开发试验。针对目前国内外低渗透油田水平井压裂改造工艺复杂、工艺可靠性差的现状,在环空分压和桥塞压裂工艺基础上,对工具和管柱结构进行改进,提出一种利用油管对水平井进行一趟管柱、双封单卡压裂施工多段的水平井上提分段压裂工艺及配套技术,同时,通过地面模拟试验,对研制的上提压裂管柱的水平状态冲砂性能和工具配件性能进行验证。经现场试验及应用,该管柱性能可靠,满足水平井分段压裂要求。水平井压裂工具,由其组成的工艺管柱入井工具少,性能稳定,全过程防卡控制,使施工更加安全可靠,是一种先进的水平井分段改造工艺技术。     

水平井双管注汽配合分段完井技术研究与应用

随着水平井技术开发超稠油油藏实施规模的不断扩大,水平井水平段动用不均的矛盾逐渐加剧。分析认为,水平井完井工艺和注汽管柱工艺不完善,是造成水平段注汽不均、从而导致动用不均的两个主要原因。根据水平井水平段储层沿程物性差异分布特点,在水平井完井时采用分段完井技术,在水平段中间物性差井段下入封隔器,将水平段筛管外与油层裸眼之间分隔成两段独立的井段腔室,并在紧挨封隔器位置下入扶正器,保证筛管在裸眼井段居中下入。注蒸汽时,依据井温监测资料判断水平段动用状况,实施双管注汽工艺技术,采用内、外管双注汽管柱注汽方式,分别对水平井水平段跟端和指端部位同时注汽,井口配套工具采用双四通、双悬挂器,同时应用等干度分配器,实现双管柱内的蒸汽流量灵活控制及等干度分配,实现水平段前后井段同时均匀注汽,调整水平段动用程度。     

瞬态多循环CFD航空发动机模型的耦合数值传热研究

往复式内燃机中的温度分布对其磨损和热效率有较大影响。由于不均匀的材料特性、不同的几何形状、不同的热负荷和流动条件使得使用涵盖热传递数学模型的简单分析变得不可行。基于CFD航空发动机数值稳态传热模型实现对外表面传热系数的计算,并开发了两个瞬态耦合模型——一个用于温度分布、一个用于发动机的瞬态缸内过程,其中包括燃烧和燃料运输子模型。该模型的研究旨在减少瞬态温度平衡计算时间的方法,并在不同区域中研究温度分布,为发动机壁开发提供了理论支撑。     

锂离子电池电-热耦合模型分析及其温度场仿真研究

锂离子电池由于放电过程产生大量的热,不可避免的使得电池温度升高。研究大倍率放电时的电池温升,忽略电化学反应热,进一步简化原有的生热模型。为了得到电池温度分布,从电池内部结构出发,根据电流密度在集流板上的分布以及极耳处的收缩/扩散效应,分析集流板上电流密度的分布规律,从而建立电池的电-热耦合模型。通过生热模型模拟电池放电过程的温升现象,并与实验结果对比,发现模拟结果与实验结果能够很好地吻合。文章给出了电池在不同放电倍率条件下放电终了时的温度分布图,并解释了造成这种分布现象的原因。     

福州市城市化与水环境耦合模型研究

通过建立城市化与水环境耦合协调模型,分析出福州市2006-2017年的耦合关系.耦合关系由整体上低耦合失调状态趋于高耦合良好状态,总体分为三个阶段:第一阶段2006-2007年处于低水平与颉颃.耦合阶段;第二阶段2008-2012年处于城市化与水环境交叉共振耦合阶段;第三阶段2013-2017年处于高水平耦合阶段.纵观...     

某PHEV汽车动力电池表面温度耦合优化研究

针对某PHEV汽车动力电池的热害问题,采用STAR-CCM+和TAITherm软件建立整车流场和温度场耦合仿真计算分析模型,获得动力电池表面温度场分布。研究了动力电池表面温度关于热源温度、热源间距和热对流的敏感性。结果表明：热对流是影响动力电池表面温度的关键因素,热源温度、热源间距对动力电池表面温度影响相对较小。基于此,提出了满足温度限值≯60℃要求的动力电池布置方案,为后续同类型PHEV汽车动力电池的布置及优化提供参考与借鉴。     

水平井压裂技术发展现状

水平井水力压裂增产技术对于薄储层、低渗透、稠油油藏以及小储最的边际油气藏改善开发效果、提高单井产量和最终采收率．都具有重要作用。就水平井压裂基础理论研究而言,国外在裂缝起裂、裂缝延伸、井筒和储层温度场、压后水平井产能预测等方而形成了较为成熟的认识,国内略显滞后,但在压后产能预测方而已建立了油藏和气藏压裂研究模型．开发了系列产能预测软件;在水平井压裂工艺的研究与应用方面,国外仍处于领先水平,国内亦进展迅速．如水力喷射分段压裂技术已在吉林、新疆、长庆等油田现场应用,辽河油田也完成了工具设计和模拟实验,但在多级压裂技术方面,国内研究与国外相比尚有差距,需要在封隔器和滑套性能方面进一步研究。由于多级压裂技术．特别是管外封分段压裂技术．属于完井－压裂－采油一体化技术,将成为水平井开发的重要手段。     

低渗油田水平井整体压裂技术实践与认识

A油田P油层属低温薄差储层,同位素测井、井下及地面微地震监测结果及瞬时停泵压力梯度分析均表明,人工裂缝形态为水平裂缝。针对P油层试验区的地质特征,优选双封单卡分段压裂技术,优选新型压裂液和支撑剂,确定射孔方式,选取含油饱和度高的井段进行射孔,在油藏评价和压后产量预测基础上,建立裂缝数目优化模型。参照模拟结果,结合井身结构、地质特点和水平井井组注采对应关系等因素,对试验水平井水平裂缝参数进行优化。确定分段压裂平均砂比为21%,末期砂比在35%以上,施工排量为2.5～3.5m3/min。现场施工效果表明,双封单卡分段压裂管柱在承压性能及过砂量要求上,能满足要求;所选用的低温压裂液体系交联性能良好,能达到设计施工参数(砂比和排量)要求,8口井37个压裂层段工艺成功率达100%。投产井初期平均单井日产油6.0t/d,是同区块直井的4.0倍;投产3个月后,平均单井日产油4.0t/d,仍然是同区块直井的3.6倍。     

页岩气水平井钻井液技术的难点及选用原则

我国页岩气资源勘探开发已全面铺开。针对页岩气的成藏特征,页岩气开发以浅层大位移井、丛式水平井布井为主。由于页岩地层裂缝发育、水敏性强,长水平段钻井中不仅易发生井漏、垮塌、缩径等问题,且由于水平段较长,还会带来摩阻、携岩及地层污染问题,从而增大了产生井下复杂情况的几率。解决井壁稳定、降阻减摩和岩屑床清除等问题是目前页岩气水平井钻井液选择和设计的关键。选择页岩气水平井钻井液的原则是确保井壁稳定、润滑、防卡和井眼清洗。油基钻井液可提高水润湿性页岩的毛细管压力,防止钻井液对页岩的侵入,从而有效保持井壁稳定,同时还具有良好的润滑、防卡和降阻作用,是国内外目前采用最多的钻井液体系。当采用水基钻井液的时,利用低活性高矿化度聚合物钻井液或CaCl2钻井液以降低页岩和钻井液相互作用的总压力;采用浓甲酸钾、Al3+盐,可以通过脱水、孔隙压力降低和影响近井壁区域化学变化的协同作用产生良好的井眼稳定作用;对于有裂隙、裂缝或层理发育的高渗透性页岩应使用有效的封堵剂进行封堵;但对于强水敏性页岩地层,水基钻井液在抑制性方面仍然存在局限性。从环境保护的角度出发,甲基葡糖苷钻井液在井壁稳定机理方面与油基钻井液相似,未来可望作为有效的钻井液体系之一。随着以页岩气为代表的非常规油气资源的不断开发,为了满足安全钻井和环境保护的需要,未来页岩气水平井钻井液技术的研究应围绕高效、低成本水基钻井液和低毒油基钻井液来展开。     

水平井实钻轨迹监控的算法研究及应用

在水平井的实际钻进的过程中,需要对实钻井眼轨迹进行实时监控,而实时监控的主要技术指标——实钻轨迹与设计轨迹的距离,即法面距离的计算过程比较复杂,形式也比较繁琐。为解决这一问题,利用空间圆弧模型的矢量描述技术,重新推导出了法面距离计算所需求解的方程,以及横向偏差和纵向偏差的新公式。以某水平井为实际算例进行了验证。采用新公式计算该水平井的法面距离,待钻井眼轨迹能够中靶,并且进入靶体之后一直保持在靶体轴线附近。结果表明,空间圆弧矢量描述技术在有关的数学公式推导中非常简洁,并且具有很直观的几何意义,能够简化理论公式推导过程,不易产生错误。新公式可用于钻井专用计算机软件的开发,不仅可以减少编程工作量,而且有利于代码维护,具有推广价值。     

超稠油水平井分段注汽配合调剖技术研究与应用

辽河油田超稠油水平井蒸汽吞吐进入中后期开采阶段,逐渐暴露出水平段动用不均、吞吐效果差等开发矛盾。分析认为,由于蒸汽超覆作用,水平段各井段区域储层非均质性差异大,吸汽强度不均,井间汽窜严重;近井地带地层存水增多,含油饱和度下降;油层亏空加大,地层压力下降,油层供液能力不足。依据水平井温度监测资料,合理判断水平段剖面动用状况,采用分段注汽工艺技术,独立分隔水平段注汽腔,灵活分配注汽量,实现对水平段不同区域分段均匀注汽。并通过注入高温复合调剖剂,辅助分段注汽进行蒸汽吞吐,有效封堵水平井段局部大孔道高渗透区域,补充地层能量,抑制汽窜发生,提高蒸汽波及半径,调整水平段动用剖面,实现水平段均匀吸汽,近而起到降黏、驱油助排和提高动用程度的作用,达到改善开采效果的目的,为油田开发持续稳产提供技术依据。     

底水油藏水平井中心管、ICD完井工艺技术

西江X-1油田是典型的底水油藏,具有厚底水、薄油层的特点,采用常规水平井开发时,由于流动摩阻和地层非均质性的影响,存在较严重的底水锥进问题,含水率上升过快,开发效果较差。中心管、ICD完井工艺是一种水平井控锥技术,由于其独特的内部结构,能使水平井的供液剖面趋于均衡,从而有效改善底水油藏的水驱效果。为了改善底水油藏的开发效果,对中心管、ICD完井工艺技术进行油藏模拟研究,结果表明,在底水油藏中,中心管、ICD技术的开发效果明显优于常规水平井,单井平均增油2×104~4×104m3。在西江X-1油田范围内进行推广应用,收到了理想的开发效果,实现了底水油藏的成功开发。西江X-1油田的开发实践表明,中心管、ICD完井工艺技术有明显的控锥作用,能有效改善底水油藏的开发效果,也为同类油藏的开发积累了宝贵经验。     

裂缝性储层水平井钻井井壁稳定模型研究

钻井井壁稳定是钻井过程中的复杂性问题。当水平井筒穿过储层天然裂缝时,天然裂缝可能在较小的井底流体压力下发生剪切破坏,造成井壁垮塌。为此,基于弹性力学和岩石力学理论,并考虑岩石孔隙弹性和热弹性效应影响,推导了井壁主应力计算式。视天然裂缝为地层中的结构弱面,基于主应力与天然裂缝法向的空间位置关系,得出了天然裂缝法向与井壁最大主应力夹角计算式,结合弱面结构剪切破坏准则,得到维持井壁稳定的最小井底流压数学求解模型,提出了模型求解和井壁稳定流压获取方法。通过公式推导及计算实例分析可知:天然裂缝倾角和走向、原地应力和水平井方位将影响钻井过程中防止井壁垮塌的最小井底流体压力的设计,也即影响安全钻井液密度的选择。