钻井液冷却对裂缝楔形封堵效应的影响研究

根据提高承压能力封堵理论,分析了有效封堵天然裂缝和诱导裂缝产生楔形效应的过程,针对楔形封堵,建立了考虑温度变化的井周应力数学模型。通过某井的实例计算,分析钻井液冷却对楔形封堵效应的结果表明：裂缝壁面受到钻井液的冷却作用时,井周应力降低,同时可能产生微裂缝,导致封堵效果变差。建议使用非渗透处理剂或膨胀性、固化堵漏材料,使之形成不渗透封堵层,降低钻井液或滤液的冷却作用,提高堵漏成功率。     

小井眼定向仪器首次在塔里木先导性试验

为降本增效,充分利用地面设施及已有井筒,塔里木油田部署了很多老井侧钻井。但由于尺寸、温度、压力、水力参数等难点制约,缺乏深部地层与4 1/8″及4 1/2″等尺寸小井眼配套的定向井仪器。该类侧钻井的小井眼均为盲打,无法实现有效的轨迹控制,是否中靶难以判断。为解决4 1/8″及4 1/2″小井眼的定向问题,在充分调研的基础上,在X井深部地层的4 1/2″小井眼中首次试验小尺寸的定向工具、仪器,以期解决塔里木深部地层小井眼轨迹控制问题。     

温度和气体对稠油物性的影响

为明确多元热流体增产机理、优化多元流体组成,以便为科学编制多元热流体热采的工程方案提供技术支持,通过室内实验研究了温度和气体对渤海南堡油田稠油物性的影响。结果表明,在56数120℃范围内,含天然气稠油和脱气稠油黏度均随温度升高而迅速降低,温度升高到120℃时的原油降黏率约为92%,继续升高温度对稠油黏度的影响较小。在同等条件下,CO_2比N_2更易溶解到原油中,尤其是在温度较低的条件下。注入N_2对改善稠油黏度的作用较小,只在100℃以下时略有降黏效果,温度超过120℃时稠油黏度增加。温度低于160℃时,注入CO_2可以显著降低稠油黏度。将稠油加热至80℃并注入天然气和CO_2体积比约为2∶1的混合气体至16.86MPa可使稠油黏度降低90%。通过升高温度和注入气体两种途径均可使稠油黏度大幅降低。考虑到注汽设备、热损失和注汽成本等因素,"适度加热,辅以注气"的开采技术可以达到较好的降黏效果,可用于海上稠油开采。图2表3参10     

高温深井非交联无残渣加重压裂液性能研究

加重压裂液是解决施工压力过高的有效手段之一,但普通胍胶加重压裂液存在残渣含量高、管路摩阻大、不抗剪切等缺点,而一般VES类压裂液使用温度受限。针对以上问题,本文研究了密度达到1.3g/cm~3,耐温达到140℃的新型加重压裂液体系,压裂液配方为:0.6%GRF-1H+0.3%稠化辅剂GRF-2+37.05%加重剂JZ12,并评价了该体系的动态携砂性能、耐温耐剪切性、滤失性及对裂缝导流能力的伤害。实验表明:新型加重压裂液黏度达到22mPa·s以上时就具有良好的携砂性能,该体系具有良好的抗温、抗剪切性能,而且随着密度的上升,体系具有显著的盐增稠效应。使用真实岩心评价了该体系的静态滤失性能,该体系没有滤饼但却具有良好的控制滤失能力。该体系对裂缝导流能力的伤害率仅为8.94%,远小于硼交联HPG压裂液。图4表4参6     

缝洞型碳酸盐岩储层储集类型判别方法

针对静态手段判别储集类型的局限性,以试井、酸压、试采等动态响应资料为主,结合地震、测井、钻录井等静态资料,建立了孔洞型储层、裂缝孔洞型储层和洞穴型储层的动静态判别标准,形成了从静态特征、试井特征、酸压曲线、试采特征四个方面判别缝洞型碳酸盐岩储层类型的方法。C井为塔里木盆地奥陶系鹰山组碳酸盐岩油藏上一口评价井,该井钻井过程中有放空、漏失,地震解释为串珠反射,测井解释为裂缝孔洞型、孔洞型;酸压停泵压降曲线呈管流特征,停泵井底压力接近地层压力,酸压判断为洞穴型储层;酸压后压力恢复试井双对数曲线为多缝洞特征;累计产油量与累积压降曲线为多直线段,判断为沟通多个洞穴的洞穴型储层。采用本文方法综合判断,该井为洞穴型储层,与静态认识基本一致,验证了该方法的可靠性,为开发技术政策的制定提供可靠依据。     

HLHT－1缓蚀剂对20G钢在模拟哈拉哈塘介质中的缓蚀效果研究

为了测定HLHT－1咪唑啉缓蚀剂的缓蚀性能,采用失重法和电化学测试方法测试了HLHT－1缓蚀剂在哈拉哈塘区块模拟介质中对20G钢的缓蚀效果。结果表明,当加入量为100×10－6 mg/L时,20G钢的腐蚀速率为0.047 6 mm/a,缓蚀率可达88.32%,且无明显点蚀。说明该缓蚀剂具有良好的缓蚀效果。极化曲线测试结果表明该缓蚀剂是以抑制阳极反应为主的阳极型缓蚀剂。电化学阻抗结果表明,缓蚀剂具有较好的持续缓蚀效果,模拟介质中浸泡96 h仍具有较高的缓蚀性能。     

哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩油藏储集层泥砂产出机理

为厘清哈拉哈塘油田奥陶系油藏井壁失稳机理,重点分析了冲捞砂样的岩块和砂粒粒径及其矿物组分。研究区奥陶系碳酸盐岩储集层井壁失稳有2种形式：上部未封堵非生产层吐木休克组的井壁坍塌,即宏观失稳,形成井筒坍塌岩块;主力生产层流体携带的砂粒产出,即微观失稳,造成井筒泥砂复合堵塞,堵塞物主要包括裂缝充填物破碎和微凸体剥落产出的泥砂。灰色关联法井壁失稳主控因素分析结果表明,储集层埋深、井径、含水率、井眼方位等是影响井壁失稳的主要因素,通过优化井径、井眼方位以及工作制度,可以防控泥砂微粒产出。     

超深双台阶水平井桥式同心分注工艺

哈得油田常用的偏心分层注水工艺中配水器在斜井内的投捞成功率低,当井斜角超过50°时,钢丝投捞成功率低于50%,严重影响测试效率,难以满足超深井和水平井分层注水要求。为此,以哈得油田超深双台阶水平井为对象,提出了新型桥式同心分层注水工艺。该工艺采用同心测调,注水芯子与井下配水器采用同心方式对接,具有在超深井中测调易对接和效率高等优势;配水器采用桥式过流通道,可有效消除各注水层之间的干扰,提高测调成功率。桥式同心分注工艺在超深双台阶水平井试验3井次,各项工具性能均满足分注需求,各层配注量达到设计要求,成功率100%。研究结果为同心分注工艺在现场的顺利实施提供了理论支撑。     

裂缝性碳酸盐岩酸蚀蚓孔数字化分析

在裂缝性碳酸盐岩储层酸压过程中容易形成酸蚀蚓孔,有效沟通渗流通道,而酸液滤失前/后裂缝表面形态的研究,存在着描述的量化问题。利用三维激光扫描仪对滤失前后裂缝壁面形态进行扫描及数字化处理,量化地描述酸蚀蚓孔。数字化分析研究表明,从数字化得出的裂缝壁面形态等值线图与三维图可清楚看到裂缝壁面酸蚀蚓孔形态;从裂缝间距等值线图和三维图可直接得到酸蚀蚓孔在不同位置处的大小;从裂缝壁面吻合度柱状图和裂缝间距分布柱状图,可得到酸蚀蚓孔不同间距的点云数量及其所占比例,计算酸蚀蚓孔体积,为酸压设计提供指导作用。      

变应力条件下气体吸附对煤岩渗流特性的影响

煤层气钻采及注气过程中,在外力扰动下煤岩所受到的轴向或环向载荷出现较大幅度的变化,在应力的变化过程中,煤岩内部的孔隙与裂隙处于动态变化过程,导致煤层的渗透率也发生动态变化,且不同气体的渗透率变化规律存在差异。以宁武盆地9号煤层为研究对象,运用自行研制的三轴渗流实验装置,分别利用非吸附性气体氦、吸附性气体甲烷和二氧化碳研究在增加围压过程中渗透率随有效应力的变化,以及增加轴压至煤岩破坏过程中渗透率—应变曲线与应力—应变曲线之间的关系。结果表明,在增加围压的过程中,初始阶段煤样对氦的渗透率最大,其次是甲烷,最后为二氧化碳;随着围压的增加,有效应力增加,渗透率降低;在煤岩轴向加载至破坏过程中,渗透率—应变曲线与应力—应变曲线的变化规律基本一致,但渗透率的变化滞后于应力的变化,且气体的吸附性越强,滞后效应越明显。