基于正交试验的致密油渗吸影响因素分析

针对压裂施工过程中渗吸增产效果受储层性质、作业条件等多种因素影响的问题，开展了不同因素对渗吸采收率影响的量化研究。以渗吸理论为基础，结合新疆油田致密油M区块的储层特征和开发状况，利用自行研发的电子式高精度静态渗吸装置，对影响渗吸的6个因素进行了室内对比实验。在简化实验过程、提高实验精度的基础上，得到了渗吸液体系、渗透率、原油黏度、界面张力、润湿性和防膨剂含量对采收率的影响规律；并基于L₉(34)正交表设计了正交试验，通过较少的试验次数得出其中4个主要因素对渗吸采收率影响程度大小的排序，从大到小依次为:界面张力、渗透率、原油黏度、润湿角。该结论不仅为M区块现场作业压裂液类型的选择和配方的优化以提高渗吸采收率提供一定的理论依据和技术指导，也可为其他致密油区块的压裂施工和提采增效提供参考。     

混合粒径固体颗粒对滑套球座冲蚀磨损的影响

随着超长水平井施工排量和加砂量的不断增加,滑套球座冲蚀磨损日益严重。目前对液固两相流冲蚀磨损的研究较多,但均未考虑混合粒径固体颗粒对冲蚀磨损的影响。研究不同粒径混合的支撑剂对球座的冲蚀磨损,基于欧拉双流体理论,运用Fluent软件对混合粒径固体颗粒对滑套球座的冲蚀磨损进行数值模拟。结果表明：混合粒径固体颗粒与单一粒径固体颗粒对球座冲蚀磨损规律有所不同,单一粒径固体颗粒对球座冲蚀磨损速率随着粒径的增大而减小;混合粒径固体颗粒对球座冲蚀磨损速率不仅和支撑剂粒径有关,而且和不同粒径固体颗粒的比例有关,即冲蚀磨损速率随混合固体颗粒中小粒径固体颗粒比例的增大而表现出先减小后增大的趋势。模拟结果为水平井分段压裂材料的选择提供了依据。     

一维两相同向渗吸模型的求解方法

渗吸作用是裂缝性储层提高原油采收率的重要机理,润湿相在毛细管力、重力的作用下进入储层基质,通过同向或逆向渗吸作用置换基质内的非润湿相。基于渗吸模型的局限性,文中推导了一维两相同向渗吸模型的通式,在相对渗透率曲线和毛细管压力曲线简化的基础上进行无因次化处理,并采用差分法进行了求解,获得了饱和度前缘移动曲线。采用COMSOL软件,对上述模型进行结果验证,并与逆向渗吸模型进行了对比。结果表明:COMSOL求解结果与文中求解结果近似,同向渗吸模型饱和度前缘推进速度比逆向渗吸更快,同向渗吸效率更高,采出原油更多。在裂缝性储层、常规甚至致密储层中,如果采用体积改造,密集切割储层基质,形成裂缝网络,则可发挥同向渗吸作用,提高原油采出程度。     

从闷井压力反演页岩油水平井压裂裂缝参数和地层压力

页岩油压裂水平井投产前普遍先闷井,为快速评价体积压裂效果,提出基于页岩油藏闷井压力数据的压后评估方法。通过闷井数值模拟,表征压裂水平井缝网改造区域的压力扩散与流体运移规律,并建立闭合后线性流计算模型和裂缝储集控制数学模型,形成反演裂缝参数与地层压力的计算方法。结果表明,压裂停泵后改造区域依次经历井筒末段裂缝控制、全井段裂缝控制以及储集层基质控制下的9个流动阶段,其压降导数在双对数坐标下为不同斜率的多个直线段;应用于吉木萨尔凹陷4口典型页岩油水平井,证明了闷井压力数据能用于裂缝参数和地层压力反演,也验证了提出方法的适用性,可供评价压裂作业效果和优化平台井距借鉴。     

玛湖致密砂砾岩油藏纳米排驱滑溜水体系

玛湖油田致密砂砾岩油藏压裂液减阻剂为阴离子聚合物，易于与高矿化度配制水和压裂液添加剂中的有机或者无机阳离子发生反应而形成沉淀，堵塞致密砂砾岩孔隙，造成近井地带压力异常升高，不利于压裂裂缝的进一步延伸。为了实现储层保护、促进裂缝扩展，研究提出了一套具有原位驱油功能的纳米排驱滑溜水体系，结合室内环路摩阻测试和表界面张力测试实验，确定了该体系中各个组成部分的添加比例，并依据玛湖油田现场实验数据和实验材料，对整个纳米排驱剂体系的持续抗剪切能力、耐盐能力、溶解能力和洗油能力进行评价。结果表明，所研发的纳米排驱滑溜水体系在1.2×104s-1剪切速率下，减阻率为78.92%，且在该剪切速率下，利用玛湖油田不同矿化度配制水所配制的纳米排驱滑溜水体系剪切20 min减阻率依旧保持在73%以上，同时通过使用索氏提取装置测定纳米排驱滑溜水体系对玛湖油田油砂的洗油能力为93.3%。初步筛选出一套适用于玛湖油田砂砾岩油藏的纳米排驱滑溜水体系。      

基于纳米压痕实验和均匀化方法评价砾岩多尺度力学性质——以玛湖凹陷南斜坡致密砾岩储层为例

玛湖凹陷南斜坡部分致密砾岩储层水敏性较强、岩芯松散,常规力学实验方法难以获得较为准确的力学参数。提出一种砾岩宏观岩石力学性质跨尺度评价方法,采用纳米压痕实验,在细观尺度表征砾石和基质的弹性模量、压入硬度和断裂韧性,进而应用均匀化方法升尺度获得砾岩宏观力学特性。研究成果表明,砾石定位压入力学响应聚类特征明显,反映石英和长石矿物的力学性质;而基质网格压入力学响应复杂,主要反映石英类颗粒、黏土基质和复合相的力学性质。基质四组分模型能够考虑界面相、矿物蚀变体相和基底效应相等复合相的影响,从而实现石英类颗粒、黏土基质单一力学响应与复合相复杂力学响应的统一。应用Mori-Tanaka均匀化方法预测的砾岩宏观弹性模量具有比岩芯实测值高的趋势,通过偏离系数进行修正,能够给出不同矿物含量砾岩和不同岩相砾岩弹性模量更为准确的预测范围,为玛湖地区致密砾岩储层力学参数表征提供借鉴。     

致密油水平井体积压裂工厂化作业模式研究

随着全球油气公司逐步加大对致密油气藏、页岩气藏等非常规油气藏实施勘探开发力度,水平井压裂技术目前己成为提高非常规油气田开发综合效益的主体技术。而致密油气的高效开发离不开水平井压裂增产技术。目前,水平井压裂增产技术也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,工厂化作业已经成为致密油气高效率低成本开发的模式。通过研究致密油水平井体积压裂改造技术的发展趋势,分析国内外体积压裂工艺的完井方式、储层改造方式和工厂化的作业模式,围绕致密油开发技术、生产作业模式和组织管理模式等多个方面形成可复制的标准开发模式和规范,为国内各油田水平井体积压裂"工厂化"技术模式的设计和选择提供依据和参考。     

基于射孔成像监测的多簇裂缝均匀起裂程度分析——以准噶尔盆地玛湖凹陷致密砾岩为例

针对玛湖砾岩油田采用水平井段内多簇+暂堵压裂技术压后产量未达预期问题,选择MaHW26X试验井中第2—6段开展不同泵注参数冲蚀试验,利用射孔成像监测孔眼磨蚀程度,进而分析各簇裂缝起裂均匀程度及支撑剂进入情况。研究表明：76.7%的射孔孔眼有支撑剂进入,大部分射孔簇进入的支撑剂量有限,支撑剂的分布主要集中在个别簇中。试验井中第4段支撑剂分布较为均匀,段内各簇裂缝起裂的均匀程度较高;第2、3、5、6段支撑剂分布不均匀,段内各簇裂缝起裂的均匀程度较低。个别近跟端射孔簇的支撑剂进入量占该段的70%以上,在加入暂堵剂后并未促进水力裂缝均衡起裂。支撑剂进入量与孔眼磨蚀程度呈正相关关系,试验井孔眼磨蚀程度为15%～352%,平均值为74.5%,远大于北美页岩储集层部分水平井。采用180°相位角（水平方向）射孔可减小孔眼磨蚀的相位倾向,促进孔眼均匀磨蚀与进液。研究结果可为优化泵注程序、减轻炮眼冲蚀、提高暂堵成功率提供依据。     

辅助蒸汽驱油环境中CO2分压对N80钢腐蚀行为的影响

采用高温高压釜模拟CO_2辅助蒸汽驱油注气井的工况条件,在温度160℃和CO_2分压1～4MPa条件下,对N80钢进行了挂片腐蚀试验,研究了CO_2分压对其腐蚀行为的影响。结果表明:随着CO_2分压的升高,腐蚀速率先升高后降低,并在CO_2分压为2MPa时达到最大,其值为0.073 7mm·a-1;N80钢腐蚀产物的主要成分是FeCO3和少量Fe2O3,随着CO_2分压的升高,FeCO3晶体尺寸减小,当CO_2分压为3～4 MPa时FeCO3晶体发生融合;在试验条件下,N80钢的腐蚀速率在0.034 7～0.073 7mm·a-1范围,均小于油田腐蚀速率控制指标(0.076mm·a-1),满足CO_2辅助蒸汽驱油注气井油套管的性能要求。     

高温蒸汽环境中CO_2分压对3Cr钢腐蚀的影响

为了研究CO_2分压对3Cr钢在高温蒸汽环境中腐蚀的影响。利用高温高压釜模拟CO_2辅助蒸汽驱注气井工况,在160℃,CO_2分压为1~4MPa的条件下,对3Cr钢进行了失重挂片腐蚀实验,得到3Cr钢的腐蚀速率,并利用SEM、EDS、XRD及XPS观测了3Cr钢的腐蚀形貌及产物组成。结果表明:在实验条件下,3Cr钢的腐蚀速率均小于油田腐蚀控制指标(0.076mm/a),且随着CO_2分压的升高,其腐蚀速率先升高后降低;CO_2分压为1~2MPa时,腐蚀产生的FeCO3逐渐沉积在试样的表面,使FeCO3晶体的数量逐渐增多;CO_2分压为3~4MPa时,腐蚀产物中的FeCO3晶体有少量溶解,FeCO3晶体棱角逐渐变圆,形成的腐蚀产物变得更加致密。含CO_2高温蒸汽环境中,CO_2分压主要影响FeCO3的沉积和溶解,从而影响了3Cr钢腐蚀产物膜的保护性,进一步影响3Cr钢的腐蚀速率。