超临界二氧化碳喷射压裂井筒流体相态控制

为了探索超临界CO2喷射压裂的井筒流体相态控制方法,建立了超临界CO2喷射压裂井筒流动模型,进行了实例计算和分析,并以异常低地温梯度的地层为例研究井筒流体的相态控制问题。结果表明:超临界CO2喷射压裂过程中,随着井深增加,井筒压力逐渐增高,井筒温度先增高后在接近压裂层位处开始降低;井筒压力很容易达到CO2流体的临界压力,井筒温度的控制是超临界CO2喷射压裂相态控制的关键;如果地温梯度过低,压裂层位井筒中的CO2流体将达不到临界温度,影响超临界CO2喷射压裂作业的正常进行,此时提高注入CO2流体的温度,可有效促进压裂层位的CO2成为超临界态。该研究可为超临界CO2喷射压裂技术的流体相态控制提供一定的借鉴。     

水平井分段酸化酸压技术现状及展望

水平井分段酸化酸压是油气藏增产的重要措施,在油气田开采中得到了广泛应用.目前国内外常用的几种分段酸化酸压技术,主要包括投球法、化学转向技术、连续油管注酸技术、水力喷射技术以及封隔器转向技术.介绍目前国外新兴的且得到广泛应用的定点喷射酸化技术,阐述其中的钻井管柱射流酸化技术、旋转射流酸化技术和自弯曲射流酸化技术.文章对未来发展趋势进行了展望,认为不压井拖动管柱水力喷射酸压技术和连续油管拖动酸化酸压技术,具有诸多优势,相关配套技术会随着水平井酸化酸压技术的发展而进一步完善,水力喷射和连续油管拖动技术具有较好应用前景;国外新兴的定点喷射技术由于工具结构和尺寸相对灵活,可以满足复杂井况要求.对水平井分段酸化酸压具体工艺的选择给出了建议.     

水力喷射注氮压裂工艺及参数设计计算

针对常规水力压裂技术在低压、低渗和能量衰竭地层应用中,常会出现压裂液滞留及返排率低等问题,提出了水力喷射注氮压裂方法,并论述了该方法的特点及施工流程。在分析水力喷射注氮压裂井筒流动压降基础上,结合水力喷射参数及喷嘴组合优选原则和具体实例给出了工艺参数设计方法和计算步骤。计算结果表明,对于同一喷嘴组合而言,地面油管压力随着油管排量的增加而增加,但会随着井口氮气干度的增加而降低;对于不同喷嘴组合,都有其所适用的油管排量和井口氮气干度范围,可用于指导施工时参数设计;水力喷射注氮压裂存在一个最优油管泵注排量,该排量可以满足设计中所有的井口氮气干度要求,文中算例的最优油管施工排量为2.5~3.0 m3/min;最后分析了水力喷射注氮压裂相对于常规液氮压裂所具有的优势。分析和计算的结果可以为水力喷射注氮压裂现场应用以及参数设计提供参考。     

液氮压裂作用下页岩破裂特征试验研究EI北大核心CSCD

液氮压裂作为一种新型无水压裂方法,有望为页岩气高效开发提供一条新途径。为揭示液氮压裂作用下页岩破裂特征,利用自主研制的试验装置开展了液氮压裂试验,获得不同初始温度及液氮处理方式下页岩的破裂压力及裂缝形态,在此基础上探讨液氮压裂对页岩的致裂机制,进而提出一种新的液氮压裂方法。研究表明,超低温液氮产生的热冲击效应会对页岩破裂压力及破裂模式造成显著影响,当页岩温度从室温(25℃)升高至80℃和150℃时,破裂压力分别降低22.58%和32.26%,破裂模式从室温状态下的沿初始弱面破坏转变成沿孔眼轴线的拉张破坏。经液氮低温处理页岩的破裂模式以随机分布的局部裂缝为主,局部裂缝的复杂性随页岩初始温度的升高而增大。在液氮低温冷冻状态下,由于页岩的渗透性的增大,在压裂过程中岩样表面出现了严重的漏气现象,破裂模式转变为开度较小的局部裂缝。液氮低温冷冻会导致页岩破裂压力升高,但能够降低流体进入页岩的难度,有利于页岩内压力的传递。液氮压裂可对页岩储层产生热冲击、低温损伤、冷冻开裂和压力致裂多重致裂效应,建议采用氮气压裂–液氮冷冻交替作业的施工方式,以充分发挥液氮的低温冷冻作用。     

非均质碳酸盐岩油藏水平井分段酸化注酸量优化设计方法

对非均质碳酸盐岩油藏水平井进行分段酸化改造时,需充分考虑水平井渗透率非均质特性,准确评估各段伤害带半径和伤害带渗透率,以便合理设计各段注酸量。在考虑了钻井过程中井底压差、钻井液浸泡时间和渗透率分布等因素的基础上,利用达西定律推导了各段伤害带半径的计算模型;提出了基于油藏井筒耦合模型与现场实测的产液剖面来计算各段伤害带渗透率的新方法;通过现场1口实际井详细描述了基于上述模型的非均质碳酸盐岩油藏水平井分段酸化注酸量的优化设计流程。考虑水平井渗透率非均质性并结合现场实测生产数据,相比于传统的基于椭圆锥台体伤害带分布模型进行的笼统化布酸模式,新的设计思路提高了各段布酸的合理性,可有效解除储层污染、恢复油井产能。