R语言在特低渗透孔隙结构与可动流体关系研究中的应用

R语言是一种用于统计分析、绘图的编程语言和平台,主要用于实现复杂数据的可视化。多孔介质的微观孔隙结构对可动流体影响复杂,因此把R语言数据分析方法引入到多因素影响关系的研究中。对长庆油田长8储层岩心进行了恒速压汞、核磁共振实验,分别测定了特低渗砂岩储层孔隙结构及可动流体等参数。恒速压汞实验表明,储层孔隙半径主要为60～120μm,喉道半径集中在1～3μm,孔喉比均值为344.78;核磁共振测定结果表明,可动流体比例为39.69%～55.15%,平均值为46.16%。将R语言用于孔隙半径、喉道半径等与可动流体比例关系研究中的结果显示:单因素分析未考虑多变量间的相互影响,孔隙结构与可动流体关系不理想;通过R语言建立了多元线性模型,拟合优度较高(R~2=0.98),其中,渗透率对可动流体比例的影响相对权重最高(32.92%),余下依次为主流喉道半径(16.36%)、孔隙度(13.99%)、孔喉比(13.30%)、平均喉道半径(12.29%)和孔喉分选系数(11.14%)。研究表明,用R语言能够从新的层面对孔隙结构与可动流体关系进行分析,对可动流体赋存特征研究具有重要的指导意义。     

榆树林油田扶余油层重复压裂裂缝转向研究

确定裂缝是否转向及其主要影响因素是目前榆树林油田重复压裂问题之一。通过Fracpro PT软件拟合分析了现场压裂数据,施工过程净压力7.8~17.0 MPa,目前最大最小主应力差为9.6~20.6 MPa,平均14.4MPa;采用重复压裂应力分析软件计算了油水井在不同生产压差和裂缝缝长与缝宽条件下生产时不同位置处的最大最小应力差的演变,5 mm缝宽比1.6 mm缝宽最大最小应力差小1.0 MPa;120 m缝长比60 m缝长最大与最小应力差小0.5 MPa;22 MPa比17 MPa的油水井生产压差的最大最小应力差小2.0 MPa。初始最大最小主应力差16MPa对该油田部分井重复压裂实现裂缝转向具有较大难度,不易形成新缝;目前最大最小应力差小、初次压裂形成宽和长的裂缝、压后油水井生产压差较大及重复压裂过程中净压力较高的井层有利于重复压裂时发生裂缝的重定向而产生新裂缝。     

变尺度分析方法在水力压裂压力诊断中的应用

变尺度分析方法是目前应用最广泛也最成熟的分形统计方法之一,也是一种分析一维分形变量的有效方法.目前,该方法在测井资料分析、裂缝预测和储层评价等方面都有了较为广泛的应用.压裂施工作业时检测到的压力和时间数据也是一一对应的关系,考虑到压裂施工曲线中压力随时间变化的复杂性,把分形几何中的变尺度分析方法引入到水力压裂压力诊断中,结合现场压裂施工实例分憋压造缝、加砂、压降3个阶段进行了分析,旨在探索压裂施工过程中压力随时间变化是否具有分形特性,是否可以形成一种新颖的压力诊断方法.结果表明,该方法切实可行,能够从新的层面对压裂施工曲线进行分析,对压力变化曲线有了新的解读方法,同时对类似井层的压裂施工有重要的指导意义.     

须家河低渗砂岩气藏压裂施工曲线特征及压后评估分析

压裂施工曲线可以反映储层的渗透性、滤失性、地应力特性、裂缝破裂和延伸特性等多方面的信息。文章以四川川中须家河组的两口典型井——潼南3井和营23井为例，通过压降曲线、G函数、净压力、裂缝形态及支撑剖面的分析，对须家河低渗砂岩气藏压裂施工曲线特征及压后效果进行了分析和评估．深化了对须家河低渗砂岩气藏的认识。     

乙酸在砂岩酸化中的功能

从缓速性、铁离子稳定性、缓蚀性、抗酸渣性及缓冲性几个方面系统分析了乙酸在砂岩酸化中的功能。结果表明．乙酸不仅仅是一种有机弱酸，更是一种多功能酸用添加剂，具有多方面的用途；乙酸可作为缓蚀增效剂，减小盐酸、氢氟酸对施工设备和管柱的腐蚀；作为抗酸渣荆，减小盐酸及铁离子与沥青质原油作用产生的酸渣量；作为缓冲液，能维持酸岩反应体系的低pH值，减小氟化钙、氢氧化铁、氢氧化铝、氟化铝等砂岩酸化中二次反应伤害沉淀物。现场应用效果进一步证明，乙酸在二连阿南、哈南油田、胜利桩西油田和大庆榆树林油田砂岩储层的酸化过程中实现了油井增产、水井降低井口压力、增加注水量的目的，而且这些酸配方在油田的后续施工中均得到了大面积推广，效果非常明显。     

砂岩酸化用多氢酸体系螯合性实验分析

为了进一步研究多氢酸与砂岩矿物的反应特性,分析多氢酸体系的螯合性,在用X射线(X-ray)衍射仪分析长庆油田长3、长8储层岩心矿物含量的基础上,通过长岩心酸化流动仪进行岩心酸化流动模拟实验,使用电感耦合等离子体质谱仪(ICP)和核磁共振(~(19)F NMR)技术分析多氢酸螯合性。ICP实验结果表明,多氢酸在实验条件下具有良好的螯合性,随着酸液浓度的增加,多氢酸的螯合性加强,但当浓度增加到6%以后,其螯合性加强不明显;多氢酸的螯合性会随着反应温度和酸液注入速率的增加而下降,且温度大于150℃后酸液不能起到良好的螯合作用。~(19)F NMR结果显示废液样共检测出3组吸收峰(-167.6~-163.6、-155.7~-154.7和-146.4),表明多氢酸与砂岩矿物反应生成了氟铝酸盐(AlF~((3-x)+x))系列化合物,抑制二次沉淀AlF_3的生成。实验结果可以为多氢酸的应用推广提供依据。     

砂岩酸化中水化硅沉淀的影响因素分析

讨论了砂岩酸化中产生水化硅沉淀的反应机理。使高岭土与1.0%HF和多种配比的HCl HF在不同温度(20-90℃)反应不同时间(10-300分钟),用等离子吸收光谱法(ICP)测定酸液中可溶性硅的浓度(mg/L),取某时段测定值的减小量为该时段水化硅沉淀生成量,讨论了多种因素的影响,得到了如下结果和结论。反应温度越高,则高岭土与HF之间的反应越快,形成水化硅沉淀的时间越短,最终生成的沉淀量越大;在HF中加入HCl(使用土酸体系)、减小土酸中HF质量分数、加大土酸中HCl、HF质量分数比,均可使生成沉淀时间延后,使最终生成沉淀量减少。60℃时300分钟沉淀量,在1.0%HF、5.0%HCl 1.0%HF、9.0%HCl 1.0%HF中分别为482、321、201mg/L。提出了在酸化设计与施工中可以采取的6条简便易行的减少水化硅沉淀量的措施。图4表1参6。     

压裂液基液粘度对压开地层的影响

针对大庆油田肇88-斜30井压裂施工失败的情况,进行了施工参数分析。同时室内通过调整基液粘度,完成了两次高压岩心驱替对比实验,观察到粘度为68．1mPa·s的基液堵塞了1#岩心入口端面,岩心内的孔隙压力低,而21．6mPa·S的基液在高压下通过了2#岩心孔隙,岩心内的孔隙压力提高。研究结果显示,粘度为68．4mPa·s的基液在现场施工时未能有效进入该井特低渗透储层的孔隙,以至不能提高地层孔隙压力到克服最小主应力和岩石的抗张强度之和是该储层未能实施加砂的根本原因。表明压裂液的优化还需要进一步评价基液在地层中的流动性,以发挥基液造缝的主要功能;也为其他特低渗透、超低渗透油藏压裂液配方的评价提供了经验教训。     

羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液的高温性能评价

评价了羧甲基羟丙基瓜尔胶（CMHPG）压裂液在90～180℃的流变性与伤害特征。该稠化剂水不溶物含量低于1.1%,用于180℃储层的加量为0.60%,基液黏度88.6 mPa.s,交联液在170 1/s剪切100 min后的黏度大于50 mPa.s。0.25%交联液100℃时的储能模量为2.451 Pa,大于0.50%羟丙基瓜尔胶（HPG）交联液的0.7265Pa。CMHPG交联液在低破胶剂浓度下即可快速破胶水化,残渣含量为194～225 mg/L,不到HPG的1/2。CMHPG和HPG交联液对储层岩心的伤害率分别为39.8%、52.3%。CMHPG交联液悬砂性能良好。在排量2～6 m3/min时,0.45%CMHPG压裂液基液（用于150℃高温深井）的摩阻系数与0.30%HPG基液（用于70℃地层）相当。与HPG压裂液相比,CMHPG压裂液具有高弹性、高悬砂性及低稠化剂使用浓度、低基液黏度、低伤害、低摩阻的＂二高四低＂性能。图5表8参4     

地面交联酸酸蚀裂缝导流能力研究

酸蚀裂缝导流能力是影响酸压效果和评价酸液性能的重要指标。根据API行业标准,利用酸蚀裂缝导流装置室内开展了地面交联酸及其闭合酸化后裂缝导流能力的测试。结果表明,闭合压力40 MPa时地面交联酸的酸蚀裂缝导流能力为150 μm2·cm,55 MPa时依然在80 μm2·cm以上;地面交联酸酸压后经过闭合酸化,40 MPa下酸蚀裂缝导流能力为269 μm2·cm,较未闭合酸化前提高了1.7倍;酸岩反应后的溶蚀形态好,沟槽明显,深度多在0.5~4.5 mm,可承载高闭合压力和提高长期导流能力;同时,其导流能力值远高于5级普通酸和5级稠化酸,显示出更为优良的液体性能。