水力压裂单缝中常用压裂液携砂性能评价

水力压裂是油气藏增产的一项重要技术手段,其目的是在地层内形成一条高导流能力的填砂裂缝,支撑剂在裂缝中沉降所形成的砂堤形态决定着压裂增产效果。针对中国理论研究较多但实验研究缺乏的现状,利用大型可视裂缝模拟装置进行支撑剂沉降模拟实验,通过对比分析砂堤形态以及支撑剂颗粒的沉降速度与水平运移速度,对现场常用的滑溜水、线性胶、纤维和交联4种压裂液进行携砂性能评价。结果表明:滑溜水压裂液形成的砂堤短而高,其携砂性能最差;交联压裂液形成的砂堤长而低,且最平缓,携砂性能最好;线性胶压裂液与纤维压裂液携砂性能介于两者之间;支撑剂颗粒在4种压裂液中的水平运移速度分别占液体流速的78%,85%,91%和95%,沉降速度由高到低分别为滑溜水压裂液、线性胶压裂液、纤维压裂液和交联压裂液。因此现场应根据储层的实际情况以及所需裂缝的类型选择合适的压裂液。     

化学自生热压裂液技术研究进展

化学自生热压裂液在低pH值或高温下发生热化学反应生成对地层低伤害的盐溶液和气体,并放出大量的热量,具有生热量大、返排快、储层伤害小等特点,能够有效克服压裂液对地层冷伤害和低温破胶不完全等问题。介绍了氯化铵与亚硝酸钠的生热机理,分析了p H值、反应物浓度、初始温度对压裂液生热量和生热反应速度的影响;根据不同交联剂类型将化学自生热压裂液分为了硼交联胍胶压裂液、酸性交联压裂液和黏弹性表面活性剂压裂液,总结了不同压裂液体系的性能和优缺点,介绍了压裂施工工艺和现场应用,并从压裂液配方和工艺方面对化学自生热压裂液研究进行了展望。     

30×104t FPSO生产工艺流程设计

作为当今海上石油开发主流方式的FPSO,主要向大型化、深水和边际油田方向发展.本文研究设计了30×104t的超大型FPSO的油气水处理工艺流程,该流程适应性强,能够满足油田开发的前、中、后期的要求,为超大型FPSO的优化设计提供了依据.     

碳酸盐岩底水油藏控水技术研究进展*

我国碳酸盐岩油藏大多底水发育,由于底水锥进导致油井含水快速上升,严重情况下造成油井水淹。控制碳酸盐岩油藏底水快速突破成为近年来研究热点问题之一,因此有必要对碳酸盐岩油藏底水控制技术进行梳理和总结。综述了碳酸盐岩底水油藏油井出水特征及机理、控水工艺以及控水或堵水材料,总结了无机材料、聚合物溶液或凝胶等控水材料及工艺的研究进展及面临的问题,展望了纳米复合材料在低渗碳酸盐岩油藏控水中的应用前景。图7参60。     

滩坝砂储层压裂液伤害及敏感性评价研究

位于东营凹陷上的滩坝砂储层性质较为复杂,具有低孔、低渗特点,水力压裂是有效的增产方式。而在开发过程中压裂液会对储层造成伤害,对储层采集的多组岩心进行试验,分析压裂液对储层的伤害程度,获得胜利油田滩坝砂储层相关敏感性,为优选压裂液体系,减轻乃至避免在生产过程中出现的储层伤害提供了参考依据。在研究压裂液对滩坝砂对储层伤害时,通过测试人造岩心与天然岩心经压裂液伤害前后的渗透率变化,对比两组岩心的压裂液伤害程度,探讨使用人造岩心替代天然岩心研究滩坝砂储层压裂液伤害的可行性。     

CO2的埋存与提高采收率——埋存与采收率的共同优化

地质埋存CO2是减少其在大气中的排放量的有效方法,文章中运用油藏组分数值模拟模型确定一个优化采收率和CO2埋存的注采工艺.在一个人造的三维非均质油藏模型进行流动模拟.油藏描述是随机的,这样可以得到比较真实的油藏.利用组分模型进行流体描述,模拟结果显示,传统的油藏工程方法,例如CO2和水的连续注入,即水气交替注入技术不利于最大化地埋存CO2.关闭高产气井和当压力增加时打开停产井的井控技术是共同优化最成功的方法,适用于混相和非混相注气.井控技术比较可靠,因为采用比较真实的油藏模型的所有物理模拟都证实,它既能最大化地产油又能最大化地埋存CO2.     

致密白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力实验研究

为了探讨加砂压裂技术在白云岩储层改造中的适应性,开展了致密白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力实验,分析不同因素对加砂压裂裂缝导流能力的影响。实验结果表明,影响白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力因素依次为支撑剂粒径、铺砂浓度、加砂模式、铺砂方式、支撑剂强度。对比单一支撑剂类型,混合支撑剂铺设时可以获得较好的导流能力,且粒径越大支撑剂占比越高,导流能力表现则越好。脉冲加砂模式下的裂缝导流能力变化波动较大,但是同样可以满足白云岩储层改造的裂缝导流能力。结合压裂施工效果和经济成本,优选支撑剂强度为69 MPa,平均铺砂浓度为1.8 kg/m2的加砂参数即可满足白云岩储层现场加砂压裂的需要。白云岩储层由于杨氏模量高、闭合应力大,所以缝宽较小,而通过实施脉冲加砂模式则可以一定程度降低加砂压裂过程中的砂堵风险。     

稠油开采方法综述

对于稠油油藏,常规的方法是很难开采出来的,因此要采取一些特殊的开采方法.主要从稠油冷采和稠油热采两个方面介绍稠油开采的方法以及各种方法的适用条件和作用机理.通过对各种方法的介绍,很容易发现稠油冷采的方法成本投资小,工艺流程简单,但是适用范围比较小:稠油热采方法虽然成本投资大,但适用范围广,而且可以达到较高的采收率,其中蒸汽吞吐是目前应用最多的、发展前景比较好的一种稠油热采方法;根据稠油开发的发展趋势,对稠油油藏开发提出一些合理的建议,目的是为将来的稠油油藏开发方式的筛选和创新打下一个基础,使稠油油藏开发上升到一个新的台阶.     

滨南稠油的粘度和流变特性对举升和输送的影响研究

利用旋转法测定滨南稠油油样粘温特性及其流变特性。研究结果认为:滨南采油厂的稠油胶质、沥青质含量高,粘度高,属于非牛顿流体的宾汉姆流型,流变特性遵从宾汉姆方程τ-τy=ηγ;在举升和输送过程中,维持井筒和管线温度50℃左右即可,并且可以忽略流速对其影响。     

商三区注入水储层伤害判断及解堵实验

商河油田商三区沙二下及沙三上储层在注水开发过程中存在地层堵塞的情况。通过对注入水等水样进行水质检测及地层配伍性方面的实验分析,寻找造成堵塞伤害的原因并进行解堵实验。先对注入水所含颗粒粒径、离子质量浓度和结垢趋势等进行分析,发现其存在颗粒堵塞和结垢现象;再使用过滤后的注入水与区块岩心进行驱替实验,发现其存在水敏损害。针对损害类型进行储层岩心酸化及缩膨实验,其中,商三区沙二下岩心在注入12%盐酸+多氢酸+土酸酸体系后,渗透率大幅度提高。