裂缝型稠油油藏选择性堵水工艺研究

裂缝型稠油油藏石油运移过程中,由于宽缝对窄缝极强的流动屏蔽作用,加上油水流度比的差异,油井即使处于高含水生产阶段,出水缝仍可能比出油缝小。室内实验表明,在出油裂缝宽度平均值是出水裂缝的2.29倍时,暂堵处理使堵剂主剂在水岩心的分液比由0.36提高至0.89,大剂量的堵剂主剂选择性进入水岩心,对水岩心产生显著的封堵效果。现场采取聚合物交联凝胶体系作为暂堵剂,优先进入裂缝较宽的油层,封堵油层起暂时保护作用,较好地实现了选择性封堵水层的目的,取得显著的降水增油效果。     

大牛地气田储层伤害评价实验研究

大牛地气田为典型致密低渗气田,具有低渗、低压、低产的特点,经济有效开发难度大。由于对该构造储层地质特征及引起储层伤害的潜在因素的认识不充分,引入钻、完井液等外部介质直接与储层接触,对储层造成伤害,使得气井产能下降。文章以大牛地致密低渗气藏为研究对象进行储层流体和应力敏感性评价实验,以及完井液和压裂液对油气层的伤害评价实验,分析其结果并对储层伤害做出了系统的评价。结果表明,大牛地气藏流体伤害主要是以碱敏和盐敏为主,岩心渗透率随着有效应力的增加而降低,并且压力降低后渗透率只能够部分恢复,造成不可逆伤害。     

改性栲胶在缝洞型碳酸盐岩油藏中的堵水实验研究

根据塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏条件,对耐高温改性栲胶堵剂在矿物组分相近的人造缝洞型岩心中的堵水机理进行了实验研究。在油井水层出水压力高于油层压力或者产油层裂缝大于出水层裂缝情况下,采用笼统注入方式堵水须进行暂堵处理,以封住产油层,使堵剂主剂选择性进入水层。改性栲胶堵剂可在水层中形成均匀的较强凝胶封堵带,而在油层中形成的是残余油与凝胶混合物,易被突破和形成流动通道;另外,改性栲胶凝胶具有极性,与碳酸盐岩表面结合比较稳固。因此,改性栲胶堵剂对水层的封堵能力更强。由于塔河油田地层水矿化度非常高,预冲洗既能隔离注入堵剂与地层水,又能降低溶胶聚沉,有利于提高改性栲胶凝胶对碳酸盐岩油藏出水层的封堵能力。     

中高温可控延迟合成聚合物压裂液的研制

采用自由基水溶液共聚法,以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)等为功能单体合成了AM/AA/AMPS三元共聚物稠化剂(BHY9-6)。以BHY9-6为基液,加入一种中高温复合交联剂(QI-23)及其他添加剂得到了一种可控延迟的合成聚合物压裂液(简称B-Q压裂液)。研究了B-Q压裂液的交联性能、耐温耐剪切性能和破胶性能等。实验结果表明,通过控制交联剂静置时间、交联剂pH或基液pH中的一个或几个因素,可将B-Q压裂液的交联时间控制在合适的范围内(如40~120s)。B-Q压裂液中各添加剂之间的配伍性好,对压裂液的交联时间及挑挂性能基本无影响,对耐温耐剪切性能的影响较小。B-Q压裂液经破胶后,破胶液黏度均小于3mPa·s、破胶液表面张力均低于22mN/m、无残渣、对地层伤害较小、破胶性能良好。B-Q压裂液与华北油田、东北油田、胜利油田等压裂用水配伍性好,性能优良,具有广泛的应用前景。     

低成熟度页岩油加热改质热解动力学及地层渗透性

低成熟度页岩油加热改质是采用加热井对地层进行加热，将地层中滞留的重质烃转化为轻质烃，同时将尚未转化的固体有机质热解生成油气后采出。热解油气生成量预测及地层孔渗变化是页岩油改质开采研究的难点和挑战之一。利用页岩井下取心样品，采用黄金管实验装置，研究了页岩加热过程中的有机质热解规律及组分动力学，获得了烃类气体、轻质油及重质油的生成动力学参数。结果表明，在温度为280~500℃范围内，油的生成量先增后减，而气体量持续增加；低速升温条件下的转化率随温度变化曲线左移，热解温度变低。重质油、轻质油和气态烃的活化能分别为39~49，57~74和56~59 kcal/mol；动力学模型可预测任意时间的烃类生成量。应用三轴高温渗透率测试装置，获得了页岩从室温到高温（550℃）条件下的氮气测试渗透率动态变化规律。结果显示，页岩加热过程中的渗透性变化分为下降段、上升段和稳定段，在温度达到有机质热解温度后，基质及裂缝渗透率均出现明显改善，比初始渗透率提高1~2个数量级。热解油气生成量及渗透率变化可为低成熟度页岩油加热改质开采的产量预测提供依据。     

流体加热方式原位开采油页岩新思路

油页岩原位开采技术是未来进行油页岩大规模商业化开发的必然趋势,其中,流体加热技术因加热速度快、可充分利用干馏气、技术相对成熟等优点而被广泛关注。针对目前国内外油页岩原位开采流体加热技术存在的一些问题,提出了一种流体加热新思路,即采用水平井分段压裂和过热蒸汽辅助重力驱组合技术开发埋藏较深(300~1 000 m)的油页岩资源,其主要原理是通过在水平井分段压裂形成的复杂网状裂缝中注入高温过热蒸汽加热油页岩储层,并逐渐将干酪根裂解转化为液态烃,产生的液态烃在重力作用下通过裂缝流入生产井,然后通过常规方法采出。以山东龙口黄县盆地油页岩为例,提出了新流体加热技术设计方案,对今后进行先导试验有着重要的参考价值。     

TTHW-趾端至跟部驱油法进行重力稳定注水开发的实验室研究——HeleShaw模型试验结果

论述了一种新颖的、重力稳定的注水开发过程--趾端至跟部注水开发（TTHw）的二维Hele-Shaw模型实验研究结果。该技术以直井作为注水井,水平井为生产井,采用井位交错排列的线性注水方式。水平井的趾端靠近直井,水平段位于油层上部,直井在油层下部处射孔,形成一种短距离驱油过程。油水重力分异作用使注入水向下流动,而水平井作为接收器引导水向上流动;两种力共同作用的结果是在跟部见水,然后是驱油前缘沿水平井段向前流动,从而使水流波及大部分生产层段。选用5种不同粘度的原油（10-12000mPa·s）进行实验,注水速率为2．5-320ml／h。总体来说,对中等粘度的稠油,传统水驱和TTHW水驱见水时的采收率相差不多,但水淹时,TTHW的最终采收率要高得多。     

基于Fluent软件的携砂液流动规律模拟研究

掌握支撑剂在裂缝中运移影响因素和最终铺砂形态规律,对于压裂方案设计和压裂现场施工非常重要。基于数值模拟计算的理论方法,应用Fluent模拟软件建立了矩形裂缝中携砂液流动分析模型,对不同密度支撑剂在裂缝中的运动轨迹和铺砂规律进行了研究。结果表明,支撑剂沉降速率随其密度的增大而增加,高密度支撑剂在缝口易形成砂桥,使得最终在裂缝中的铺砂分布不均;相同条件下,低密度支撑剂不会在缝口附近形成砂桥,形成的铺砂剖面较为均匀。     

镶嵌剂与成膜剂协同增效保护储层钻井液室内研究

在钻井过程中,为了减少钻井液对油气储层的损害,通常采用储层暂堵技术,而该技术的关键是要求暂堵粒子尺寸与地层孔喉合理匹配,这种匹配关系很难把握,从而影响保护油气层效果。针对传统暂堵技术在应用中的不足,提出了镶嵌剂与成膜剂协同增效保护储层技术。采用钻井液传统评价与砂心试片评价相结合的方法,筛选出了保护油气层的镶嵌剂XQ-3和成膜剂DL-7,室内试验结果表明,将两者复配后加入钻井液中,岩心渗透率暂堵率达到99.6%,岩心切片渗透率恢复率达到99.4%,与传统的暂堵剂相比分别提高了20.6%和15.3%,表现出良好的协同增效暂堵效果及对不同孔喉更好的适应性能。因此,XQ-3和DL-7是保护油气储层的理想钻井液添加剂。      

基于ANSYS软件的降低破裂压力机理模拟

针对深井压裂施工时各种降低破裂压裂方法的技术特点,基于ANSYS有限元软件,建立了裸眼完井和套管射孔完井两种应力计算模型,对压裂施工中井筒附近岩石应力变化进行了模拟计算,分析了不同深度的储层、不同岩石物性的储层及深穿透射孔和酸化预处理对储层的破裂压力的影响。结果表明,储层岩石力学性质中杨氏模量对破裂压力的影响较大,表现为随杨氏模量的增加,岩石破裂压力增加,而岩石的泊松比变化对破裂压力影响较小;酸化预处理可以降低岩石的杨氏模量;射孔深度不同,对降低破裂压力的作用随孔深的增加而减弱。在应用中应该根据情况选择优化孔眼长度。