页岩油储集层压后焖井时间优化方法

建立了考虑毛管压力、渗透压、膜效应以及弹性能的压裂-焖井-生产多过程多相流模型，提出了以产能最大化为目标的页岩油水平井分段多簇压裂后焖井时间优化方法，采用现场生产数据和商业软件验证了该模型的准确性。基于该模型和方法，根据现场压裂压力数据反演裂缝参数，建立物理模型，模拟了压裂、焖井以及生产阶段储集层孔隙压力、含油饱和度的变化动态，并研究了7种因素对最优焖井时间的影响规律，通过开展正交实验明确了最优焖井时间的主控因素。研究表明，随着焖井时间增加，累计产量增量先快速增加后趋于某一稳定值，变化拐点对应的焖井时间为最优焖井时间。最优焖井时间与基质渗透率、孔隙度、毛管压力倍数及裂缝长度呈非线性负相关，与膜效率、注入液体总量呈非线性正相关，与排量呈近线性正相关。对最优焖井时间的影响程度从大到小依次为注入液体总量、毛管压力倍数、基质渗透率、孔隙度、膜效率、压裂液矿化度和排量。     

海洋非成岩天然气水合物原位快速制备实验及评价

我国的海洋天然气水合物（以下简称水合物）资源主要分布在沿海大陆架水深介于300～3 000 m的深水区，具有弱胶结、非成岩的特征，为了测试和研究该类型水合物必须原位、大量、快速制备样品，而目前常用的搅拌法、喷淋法、鼓泡法等制备技术却存在着生成速度慢、储气密度低等问题。为此，自主设计、研制了1 062 L非成岩水合物快速制备釜，针对我国南海非成岩水合物的物性特征，开展了搅拌法、鼓泡法、喷淋法单一制备方法及“三合一”法（上述3种方法相结合）水合物制备实验，测试了实验过程中温度、压力、电阻率及反应时间等数据，分析比较了几种不同制备方法的水合物生成情况与制备效率。实验结果表明：①搅拌法、鼓泡法、喷淋法制备水合物过程中，生成的水合物均缓慢增加并逐渐铺满整个液面；②搅拌法制备过程中可以观测到明显的诱导期，而喷淋法、鼓泡法及“三合一”法却无明显的诱导期；③单一制备方法及“三合一”法制备水合物过程中，电阻率均随反应时间的增加而增加，其变化趋势亦与水合物制备速率基本一致；④“三合一”法的制备周期明显短于单一制备方法（搅拌法、喷淋法、鼓泡法单一方法的制备时间分别约为“三合一”法的5.14倍、3.59倍、3.16倍）。结论认为，所研制的1 062 L水合物快速制备釜能够实现海洋非成岩水合物样品的原位、快速制备；较之于单一制备方法，“三合一”法大大提高了水合物的制备效率。     

不同类型液体水化作用下海相页岩巴西劈裂破坏特征

为了研究不同类型液体水化作用对页岩内部裂缝形态、岩石抗拉强度和巴西劈裂张性破坏模式的影响,选取昭通国家级页岩气示范区下志留统龙马溪组页岩气储层岩心,采用清水及滑溜水分别进行了水化预处理,通过CT扫描对比了页岩中裂缝结构的变化;然后开展巴西劈裂试验,研究了水化预处理后页岩试件抗拉强度及张性破坏模式;在此基础上,选取研究区内的两口水平井,在其压裂施工现场开展了水化预处理先导性试验。研究结果表明:①相同时间内,自发渗吸过程清水水化作用对海相页岩裂缝复杂程度的提升效果优于滑溜水;②清水表面张力更大且黏度更低,清水水化作用不仅能够促使原始裂缝延伸,还能诱发新的微细裂缝或分支缝,而滑溜水水化则以促使原始裂缝扩展为主;③水化作用使海相页岩发生损伤,其抗拉强度降低,经过清水、滑溜水水化预处理后的页岩试件抗拉强度相对未水化试件分别降低了35.6%和18.1%;④根据主裂缝延伸形态将页岩水化后巴西劈裂张性破坏模式分为阶梯形、折线形、分支形和弧形4种或是其相互组合,而未水化页岩张性破坏模式仅为直线形;⑤水化作用能有效提升海相页岩压裂裂缝复杂程度,建议在施工条件允许的情况下,射孔后在限压范围内高排量注入一定量清水并关井直至主压裂施工开始,为了降低主压裂施工难度,可以通过"低砂浓度、长段塞"泵注的策略来满足设计加砂量。     

重复压裂气井诱导应力场模拟研究

重复压裂是低渗透油气田开发中后期增产挖潜和稳产的重要技术措施。重复压裂新裂缝的重新定向分析是具有相当难度和应用价值的核心问题，也是制约重复压裂优化设计的关键。重复压裂产生的裂缝方向取决于地应力状态，因此，垂直裂缝气井重复压裂前储层中的应力分布，尤其是水平主应力方向控制着重复压裂裂缝的起裂方位和延伸方向。系统研究了垂直裂缝井重复压裂前应力场的分布特征及其影响重复压裂气井应力大小和方向变化的主要因素。应用弹性力学和流．固耦合等理论建立了重复压裂气井的诱导应力场的数学模型，开发了相应的计算模拟程序，实现了垂直裂缝气井重复压裂前应力场的定量分析与模拟。研究表明，垂直裂缝气井中初始水力裂缝产生的诱导应力和气井生产过程中孔隙压力变化产生的诱导应力能够改变气井周围的应力场分布，并导致气井中的应力场发生重新定向。新场气田的实际运用结果也表明，重复压裂气井中的初始应力差和生产时间是决定应力重新定向的关键因素．     

深层裂缝性复杂岩性气藏压裂技术研究

新疆准噶尔盆地WB气藏储层深度2 200～4 500m,储层岩石中的火山岩含量达45%,天然微裂缝发育,储层表现为强水敏,压裂施工难度大.文章首先对WB气藏前期压裂施工资料进行了综合分析,明确了前期压裂改造存在的主要问题;结合该气藏的储层地质特征,从储层污染、压裂液伤害、压裂施工和压后排液等方面系统研究了影响该区压裂效果的关键因素和技术对策.提出了应用综合控高技术来防止缝高过度延伸,采用支撑剂段塞、优化施工参数等实现降滤失和防治多裂缝,并通过支撑剂嵌入实验和压裂液性能评价优选了适合该地层的支撑剂和压裂液体系.研究思路与技术认识对于WB气藏及类似低渗气藏的压裂改造具有一定指导意义.     

下汤—鲁山—丹霞寺—神林幅成矿区划分及特征研究

通过对"河南省下汤幅、鲁山幅、丹霞寺幅、神林幅1∶50 000矿产地质调查",在综合区域地质、区域矿产、地球物理、地球化学等资料的基础上,对成矿远景区带进行划分,对其特征进行研究与预测,以期对该区找矿具有参考意义。     

裂缝高度影响因素分析及控缝高对策技术研究

在水力压裂和酸压过程中,裂缝会沿着缝高方向延伸.当裂缝延伸超出产层进入上下隔层时,不仅造成压裂液资源的浪费,而且难以达到设计要求.研究压裂过程中控制裂缝在高度方向上延伸的诸因素,分析了单因素条件下的裂缝高度变化趋势.针对不同因素对裂缝高度的影响,调研了针对这些因素的控缝高压裂技术.     

地面液压控制深分支井采油管柱设计

深分支井一般温度较高、压力较大,从安全角度考虑,双管柱在深分支井中下入的可行性很低,如何采取单一管柱实现对深分支井分采/合采的智能控制是国内外都在不断改进和发展的重要研究方向.设计了一种深分支井分采/合采智能控制的采油管柱,不但实现了分支井分采/合采的智能化,而且可以有效解决目前国内分支井采油面临的几个技术难题:(1)有效解决分支井井间干扰、窜流等问题,能保证各分支的产能得到充分发挥,为用分支井开采裂缝、孔洞型油藏提供了技术支持;(2)无需另行下入专用测试工具及封堵工具,即可找到哪一个分支出水并有效封堵出水分支;(3)能够满足高温、高压井的需要,为用分支井开采较深油层提供了技术支持.     

GH稳粘剂对碱／聚二元体系驱油性质的影响

针对大港羊三木油田污水配注碱/聚二元复合驱过程中出现的体系粘度严重损失现象,研制了GH稳粘剂.为了考察该稳粘剂对碱/聚二元复合驱的最终驱油效果是否有利,就其对二元体系驱油性质的影响进行了逐一分析.利用热氧老化实验、界面张力仪和流变仪测定以及扫描电镜观察,研究了在添加GH稳粘剂与不添加该稳粘剂时碱/聚二元体系的长期热氧稳定性、界面张力、流变性、粘弹性以及微观形态.结果表明,GH稳粘剂能在不破坏碱/聚二元体系假塑性流变特征以及超低界面张力的基础上,通过提高其微观结构的稳定性,使得二元体系的长期热氧稳定性大幅度改善,同时粘弹性增强.GH稳粘剂有助于提高碱/聚二元体系的稳定性,在提高采收率方面具有良好的现场应用前景.     

酸处理降低地层破裂压力的计算分析

针对超深储层的破裂压力很高,对压裂施工设备的功率和承载能力要求更高,在施工安全上存在一定隐患的实际,研究了超深储层的破裂压力模型以及利用岩石力学性质的酸敏性,采取酸化预处理降低地层破裂压力,建立了射孔井筒破裂压力预测模型,分析了酸化预处理降低地层破裂压力机理.利用西部某深层气藏岩样室内酸处理前后岩石弹性模量、泊松比和岩石抗压强度变化结果,计算了该气藏酸处理前后的破裂压力,结果表明酸预处理后破裂压力大幅下降,对降低压裂施工压力有重要作用.为在现有工程条件和技术条件下,准确预测破裂压力和施工压力、合理选用施工设备、降低储层改造的工程风险提供了方法.