低腐蚀性加重酸室内研究及应用

加重酸化是针对深井、超深井高破裂储层酸压改造的降低地层破裂压力的预处理技术。但因深井、超深井地层温度高,加重酸液体系的腐蚀性强,其应用受到很大限制。针对四川元坝地区储层埋深大、温度高,破裂压力高等特点,开展了加重酸液类型、主体酸浓度和加重剂、缓蚀剂等添加剂的实验优选及配方优化,获得了适合元坝地区深井/超深井高温、高破裂储层酸压改造的低腐蚀性加重酸液体系。优选获得的加重酸液密度达1.8g/cm3以上,在160℃高温条件下,其动态腐蚀速率小于30g/(m2.h),放置稳定性好(室温放置8d不分层、不沉淀)、溶蚀能力好,属典型低腐蚀性加重酸液体系。元坝YB2-X井须二段4600～4640m储层,此前采用密度为1.98g/cm3泥浆两次试挤,井底压力梯度超过3.71MPa/100m,地层仍无破裂迹象,随后采用40m3密度为1.85g/cm3低腐蚀性加重酸进行试破,施工排量由1.0m3/min升至2.4m3/min,酸化吸酸指数最大达19.38L/(min.MPa),地层具明显压裂显示。采用加重酸化技术,对深井超高破裂压力储层进行预处理,可取得较好增产效果。     

低伤害压裂液在川西侏罗系致密气藏后期开发中的应用

针对川西侏罗系致密气藏储层物性差、孔隙结构差、喉道微小、储层敏感性强和常规压裂液残渣形成滤饼及压裂液水相滤失量大和地层压力低而储层伤害大等难点,通过降低常规压裂液稠化剂浓度和调整其他添加剂等技术处理,形成了低浓度稠化剂低伤害水基压裂液体系,并将CO2泡沫压裂液和自主研发的自生热增压型“类泡沫压裂液”应用于川西侏罗系致密气藏后期开发中的加砂压裂改造。经对比实验研究证实,低浓度稠化剂水基压裂液能显著降低残渣形成滤饼后对储层的伤害,显著提高了支撑裂缝的导流能力,压后天然气增产效果明显,泡沫压裂液和自生热增压型“类泡沫压裂液”的滤失系数及伤害性远比常规压裂液小,增压助排作用明显．压裂返排率比常规压裂液高．采用“类泡沫压裂液”施工时,返排率最高达92％,平均为77．3％,比常规液氮拌注的平均返排率高38.3％。采用3种低伤害压裂液的施工井获得的天然气增产效果远比采用常规压裂液施工的井好,现场效果明显。     

碳酸盐岩酸压裂缝内净压力变化规律研究

酸化压裂是开发碳酸盐岩储层最常用的增产技术,而酸压裂缝内净压力是反映裂缝扩展特征、推断裂缝几何形态的重要参数。以水力压裂裂缝延伸机理为基础,基于酸岩反应理论,考虑酸岩反应导致的缝宽变化、CO₂气体膨胀、酸液滤失及岩石力学性质变化,结合PKN模型,建立酸压裂缝内的净压力计算模型并进行验证。研究分析酸压裂缝内净压力的影响因素及其规律,结果表明：距缝口距离越远,水力裂缝与酸压裂缝的缝宽均越小,酸液的溶蚀作用会使裂缝宽度增大。随着液体的滤失,离缝口越远液体越少,水力裂缝与酸压裂缝净压力逐渐减小,越靠近裂缝尖端净压力衰减越快。随着作用时间延长,酸压裂缝缝宽逐渐增大,前期随着大量CO₂生成,净压力迅速增大,随着酸液消耗与滤失增加,之后逐渐减小并趋于稳定。随着排量的增大,滤失增大,酸压裂缝缝宽及净压力均逐渐增大且增量越来越小。在黏度较小的情况下,滤失较大,净压力逐渐减小;在黏度较大的情况下,CO₂膨胀作用大于滤失作用,净压力逐渐增大。随着酸液浓度的增大,酸岩反应速率增大,反应生成CO₂增多,净压力逐渐增大。     

低渗砂岩酸压增注技术研究与应用

辽河油田ZQ区块储层物性差,平均孔隙度为12%,渗透率分布在0~1mD之间,属于典型的中孔-低渗透油藏。长期以来,该区块约有30%的注水井存在注水压力上升快、长期注水高压、注不进等现象,采用常规酸化增注措施后,平均有效期只有61d,注水状况无法彻底改变。借鉴国内类似储层的注水井增注经验,提出了ZQ区块酸压增注措施。通过建立油藏和压裂裂缝的二维渗流模型,对比了酸压增注与常规注水的压力扩散和增注量,证实酸压增注的理论可行性;通过室内岩心柱刻蚀实验,证实砂岩岩面酸蚀后能够形成导流裂缝;同时对酸液进行优化,采用有机酸体系减缓酸岩反应时间,增大酸蚀处理半径。在现场应用了5井次酸压增注施工,措施后平均日注量24.3m~3/d,同时邻近油井平均动液面上升120m。酸压增注为低渗透砂岩油藏改善注水效果提供了一项有效技术手段。     

河北献县东部雾迷山组碳酸盐岩热储酸化压裂试验研究

通过对河北献县东部雾迷山组碳酸盐岩进行大尺寸高地应力酸化压裂物理模拟试验与小尺寸温度应力耦合环境下酸化压裂试验,讨论地应力、温度、酸液排量以及压裂模式等因素与碳酸盐岩压裂效果之间的关系,找到碳酸盐岩储层压裂裂缝的生长规律。研究表明：将裂缝发育与裂缝不发育储层碳酸盐岩压裂曲线对比发现,储层岩石裂缝发育程度可明显降低破裂压力;压裂试验中储层岩石内裂缝激活对破裂压力具有显著影响,现场压裂过程中应当考虑到储层工程地质中裂缝发育程度的问题;酸液处理可显著降低破裂压力,更有利于形成复杂裂缝网络,破裂过程中诱发更多声发射事件,同时储层岩石裂缝发育程度直接影响到压裂效果。     

世界海洋油气酸化压裂技术现状与展望

全球海洋油气资源丰富,海洋石油资源量约占全球石油资源总量的34%,探明率30%左右,尚处于勘探早期阶段。酸化技术是海洋油气开发增产、增注的重要手段,按作业工艺分为酸洗、基质酸化、酸压等。哈里伯顿公司的酸化技术代表了世界领先水平。酸化系列技术正向着实时化、信息化、可视化、集成化、自动化、智能化的方向发展。海上酸化是由作业船完成的,而作业船的综合压裂酸化是今后的一个重要发展方向。我国海洋油气酸化技术还处于起步阶段,应借鉴国际先进技术与经验,研制适合中国海洋油气环境及储层特点的酸化技术;同时提升现有酸化技术,发展酸化压裂组合技术;研发环境友好型及高产油、低产水的酸化技术;开发酸化实时监测软件和多功能增产作业船。     

水平井压裂技术发展现状

水平井水力压裂增产技术对于薄储层、低渗透、稠油油藏以及小储最的边际油气藏改善开发效果、提高单井产量和最终采收率．都具有重要作用。就水平井压裂基础理论研究而言,国外在裂缝起裂、裂缝延伸、井筒和储层温度场、压后水平井产能预测等方而形成了较为成熟的认识,国内略显滞后,但在压后产能预测方而已建立了油藏和气藏压裂研究模型．开发了系列产能预测软件;在水平井压裂工艺的研究与应用方面,国外仍处于领先水平,国内亦进展迅速．如水力喷射分段压裂技术已在吉林、新疆、长庆等油田现场应用,辽河油田也完成了工具设计和模拟实验,但在多级压裂技术方面,国内研究与国外相比尚有差距,需要在封隔器和滑套性能方面进一步研究。由于多级压裂技术．特别是管外封分段压裂技术．属于完井－压裂－采油一体化技术,将成为水平井开发的重要手段。     

液体药高能气体-水力复合压裂技术的研究及应用

朝阳沟油田为提高低渗透储层的产能和采油强度,采用液体药高能气体-水力复合压裂技术对储层进行改造。对液体药的配方进行了优选,确定了合适的配比范围：氧化剂（NH4NO3）,50%～60%;燃烧剂（甘油）,10%～20%;水,25%～30%;敏化剂,5%。按此配方配制的液体药的火药力为0.74MJ/kg,燃烧条件为压力10MPa、温度300℃。介绍了液体药高能气体-水力复合压裂技术的现场施工工艺步骤和辅助设计参数。朝阳沟油田某区块南部的2口井现场试验结果表明,液体双基药柱爆炸对套管将不产生破坏性影响,加大水力压裂施工排量有利于扩展和延伸液体药在井内爆炸形成的径向裂缝,从而达到建立有效驱动体系,提高低渗透储层的产能和采油强度的目的。2口试验井增产效果显著,初期单井日增液2.2t/d,日增油2.2t/d,采油强度增加0.44t/（d·m）,累计增产原油4105.2t。     

定北区块复杂储层压裂工艺技术研究与应用

定北区块上古生界储层具有低孔、致密、高温、天然裂缝发育、基本无自然产能等复杂特征。勘探前期因地层参数缺乏．采用常规硼交联压裂液体系及常规压裂技术实施作业,压裂工艺的针对性不强,施工过程中极易出现砂堵现象。为此．开展了高温暂堵压裂液体系及测试压裂工艺技术应用研究,研制了有机锆交联高温暂堵压裂液体系,并选择定北7井2储层首先开展了小型压裂测试,获取了储层、压裂裂缝、压裂液等相关参数。根据测试压裂结果,对该储层进行压裂设计与施工：设计排量4．5m3／min．前置液比例37％,平均砂比24％,加砂量38m3,全程使用有机锆交联高温压裂液．前置液添加l％屏蔽暂堵剂。压裂施工结束后,对主压裂数据进行压力拟合,结果显示,研制的高温暂堵压裂液体系能满足区块高温、微裂缝发育储层的压裂造缝、携砂等施工需要,压裂改造达到了预期效果。     

沼液对甜玉米幼苗素质、产量和品质影响的试验研究

试验研究了沼液浸种、沼液喷施和沼液追肥对甜玉米幼苗素质、产量及品质的影响。结果表明．沼液浸种能增强甜玉米的幼苗素质,根鲜重和干重分别比干播增加13．92％和15．71％,全株鲜重和干重分别比干播增加14．81％和6．37％。处理2（沼液浸种）和处理3（沼液喷施）分别比处理1（对照）增产5．37％,11．75％。沼液处理改善了甜玉米的内在品质,处理4（沼液浸种＋沼液追肥＋沼液喷施）的糖／酸和固／酸最大,分别比处理1（对照）增加74．0％,52．7％。沼液处理的籽粒中的钙和铁含量降低,磷、镁和锰含量升高;沼液浸种可促进籽粒对大多数元素的吸收。     

洛带气田廖家场区块遂宁组气藏开发潜力评价及对策

廖家场区块位于洛带气田的北东部,主力气藏为遂宁组气藏,具有孔隙度低、渗透率低、非均质性强等特点,在开采过程中表现出了单井产量不均衡,气井产量和井口压力快速递减（90．7％的气井井口油压已经低于2．5MPa,77．8％的气井产量小于O．5×10^4m3／d）,单井动态控制半径小（平均为203m）,单井控制储量低（平均为0．15×10^8m,）,地层压力不均衡下降,储量动用程度低等动态特征。为提高气井的贡献率,尽可能实现稳产,对现有生产井生产情况进行分析后,建议尽快在廖家场区块内改造一条低压输气管线或开展增压开采工作,解决管网压力波动对气井产量的影响。通过气藏潜力分析,建议在井间距较大的井区部署加密调整井,提高井间的储量动用程度：在地层能量相对较高的气藏东部区域部署扩边井,进一步探索气藏的分布范围,动用存在于气藏边部的部分低效储量。     

塔河油田缝洞型油藏深井注气提高采收率配套工艺

塔河油田储层深(5500~7000m)、地层压力高(50~60MPa)、非均质性强、流体性质差异大;溶洞是最主要的储集空间,裂缝主要起连通通道作用,缝洞单元是基本开发单元。储集体类型复杂,导致剩余油分布认识不清,主要依靠弹性和水驱开发,采收率较低。对于单井缝洞单元而言,目前采取的主要手段是注水替油,前期取得良好效果。但随着注水替油轮次的增加,部分井组注采比逐步上升,替油效果逐渐变差,失效井数增加,导致大量剩余油无法采出。特别是钻遇缝洞储集体边部或相对低位置的油井,其剩余油主要分布在缝洞体的高部位,注水替油效果不明显。考虑到气体注入地层后,在重力作用下向高部位上升,会形成"气顶",排驱原油下移,可有效启动单纯注水无法驱动的"阁楼油"。所以,油田开发后期,采取注气提高采收率技术。在实施注气提高采收率过程中,完善了深井注气的配套工艺,形成了注气-采油一体化井口、注气-掺稀生产一体化管柱、掺稀气举阀、高压气密性封隔器、气水混注工艺设计方法、腐蚀结垢处理方法等一系列配套工艺。2013年1~8月,塔河油田累计实施注气69井次,累计产油5.49×104t。     

高压注空气提高采收率的影响因素研究

近年来,高压注空气法在轻质油油藏中的应用取得了显著效果,并受到广泛关注。本文回顾高压注空气技术的发展过程及其最新进展,列举了几个典型的注空气项目及其主要参数。分析高压注空气技术的驱油机理认为,轻质原油注空气是一种以烟道气驱与热效应作用为主的驱油方式。基于对美国大量注空气项目的地质特征分析,总结了注空气项目的地质影响因素及油藏筛选标准,包括室内筛选标准和矿场筛选标准。从生产井、注入井及其他生产设施等方面,分析注空气安全方面存在的主要问题和解决措施。室内实验和矿场应用结果表明:高压注空气驱油技术是一项经济有效的提高采收率方法,特别适用于低渗透、高压、深层、轻质油油藏,既可用于注水后油田的三次采油,也适用于注水困难的低渗油田的二次采油,还可以与注水技术并用,保持地层压力及重力稳定驱油。备受关注的注空气安全问题也逐渐得到缓解,高压注空气技术前景广阔。     

凝析气藏工业气流影响因素分析

凝析气藏在气田开发中占有重要地位,具有较高的经济价值。严格执行工业气流标准是确保气藏地质储量具有开发效益的前提,而DZ／T0217—2005《石油天然气储量计算规范》没有明显体现凝析油对凝析气藏工业气流的影响。根据凝析气藏工业气流计算模型,以西部某凝析气藏各项参数情况为例,定量分析了各种因素对凝析气藏工业气流的影响。结果表明：①与干气藏相比,凝析气藏的工业气流还受凝析油价格、凝析油含量和轻烃回收费的影响;②凝析气藏的工业气流随天然气价格、凝析油价格、凝析油含量的增加而减小,随气藏埋藏深度、轻烃回收费、递减率的增加而增加;③最敏感因素是气藏埋藏深度,其次是天然气价格、凝析油价格和凝析油含量．轻烃回收费和递减率的变化影响较小。本文提出的方法也适用于含硫化氢等复杂成分气藏工业气流的影响因素分析。     

Reserval气体比率法在渤海探区BZ油田的应用

在海上录井随钻解释工作开始时间并不长、解释符合率还不是很高的情况下,如何捕捉钻井中的油气显示层,开展定量评价油气层,特别是不漏掉薄层、轻质油气层及低电阻率油气层,具有极其重要的意义。Reserval气体比率法利用轻烃与中烃比率(RLM)、轻烃与重烃比率(RLH)以及重烃与中烃比率(RHM)曲线的组合形态,可以指示不同的储集层流体性质,甚至可根据它们的变化很容易地辨认出油水界面,较好地解决了渤海海上常用方法无法解释的问题。利用以Reserval气体比率法为主,结合其他录井等相关资料,对渤海探区BZ油田已钻的19口井进行解释评价,结果显示:气层解释符合率100%,油层解释符合率87.3%,油水同层符合率62.5%,水层符合率73.7%,总体符合率达到83.9%。Reserval气体比率法的应用,提高了渤海轻质油、凝析油、低电阻率油层的解释精度。     

涠洲油田低渗储层长岩心驱替实验研究

中海油在南海西部海域的涠西南凹陷发现低渗透油气田。目前,该油田开发面临的主要问题包括:特低渗(渗透率小于10×10-3μm2)油藏储量所占比例大,如何提高低渗透储层产能,如何有效动用储量,以及注水开发可能存在注入能力低等。由于地层原油黏度低,油质较轻,注气开发是提高低渗透油藏采收率的有效手段;此外,该油田开发过程中将产生大量伴生气,有足够的气源。因此,采用油田伴生气回注是值得探索的提高采收率的方法。为此,有必要通过长岩心驱替实验,对低渗透油气田的注入方式进行评价优选,为编制海上低渗透油田开发方案提供依据。选取涠洲某油田流沙港组低渗透储层,通过室内长岩心驱替实验研究,综合评价了衰竭、水驱、气驱、气/水交替驱替时的驱油效率和渗流特征,从而为注水、注气驱提高采收率开发方式的选择提供实验数据支持和参考。实验结果表明:衰竭式开采方式效果最差,注水比注气效果要好,注液化气前置段塞+外输气驱的方式,能够达到最好的驱替效果。     

特低渗储层应力敏感性实验研究

采用砂岩储层敏感性评价实验方法（SY／T5358--2002）对长庆油田安塞县沿河湾地区长6储层14块岩心（岩心空气渗透率为0．0536×10^-3～2．4×10^-3μm2）进行了应力敏感性实验。实验结果表明,沿河湾长6特低渗储层存在中偏强应力敏感性。应力敏感系数为0．1601～0．8247。对14块岩样的渗透率随围压上升的变化曲线进行了拟合,并推导了应力敏感系数与初始渗透率之间的幂函数关系式。通过该式可以计算该储层渗透率应力敏感性伤害程度。同时,通过分析指出了该储层的应力敏感性和应力滞回效应、岩石组分和孔隙结构有关,岩石的有效孔隙越细小,黏土矿物和胶结物含量越高．岩石的渗透率对应力越敏感;当地层压力下降5MPa时,该储层应力敏感性造成的油井产量的降低范围在5．5％～25．2％,地层压力越低,则产量下降幅度越大。     

二次加砂工艺技术在玛北百口泉组砂砾岩的应用

准噶尔盆地环玛湖凹陷西斜坡三叠系百口泉组砂砾岩储层厚度大,具有低孔、低渗特征,油层居于储层上部,局部存在水层,储层压裂改造难点是控制人工裂缝向下延伸以及支撑剂的合理铺置。所谓二次加砂技术,是在压裂过程中,完成第一级加砂后停泵,待裂缝闭合,进行第二级加砂,每级加砂都是相对独立完整的泵注过程,该技术具有下列优点:控制裂缝高度向下延伸,具有控缝高作用,二次加砂压裂后的裂缝长度大于一次加砂(同等加砂规模下);支撑剂向上充填,正好充填在油层位置,有利于油气生产;压裂缝具有支撑裂缝宽度大,填砂浓度高,导流能力强等优点,满足低渗透油藏对裂缝导流能力的要求。在二次加砂技术基础上,针对不同的储层类型,开发出三种组合压裂工艺,分别为二次加砂+分层压裂组合工艺、二次加砂+前置滑溜水组合工艺、二次加砂+控缝高组合工艺。经过多井次试验,三种工艺均获得理想压裂效果。实践证明,二次加砂及其组合技术在玛湖凹陷储层具有很好的适应性。     

稠油油藏注空气改善开发效果研究与试验

杜80块油藏属超稠油油藏,含油面积为1.68km2,石油地质储量为1012×104t,采用注蒸汽吞吐开发,累积产油89.69×104t,累积注汽254.7×104t,累积油汽比0.38,阶段采出程度7.4%,采油速度0.62。伴随着多轮次蒸汽吞吐开发,油层低压力、低油气比矛盾越来越突出,周期递减逐渐加大,效果越来越差,汽窜呈逐渐加剧趋势,严重影响区块油井产量。提出应用注空气辅助蒸汽吞吐技术改善开发效果。对于稠油油藏,注空气驱油机理主要是燃烧产生的热和蒸汽,使原油降黏。与热力采油和化学采油技术相比,注空气技术在操作成本、采收率、经济效益等方面具有明显优势。理论研究及现场先导试验显示,注空气辅助蒸汽吞吐技术适合于井间气窜不严重、油层温度高(100℃)、油层动用不均衡、地层有倾角、地层压力低、胶质和沥青质含量相对较高的井,可以改善普通稠油、超稠油低产低能问题,恢复地层压力,改善稠油蒸汽吞吐效果。同时,通过合理监测及细化生产管理,亦可保证现场操作安全可靠。     

深层含CO_2气藏采气完井关键技术探讨

吉林油田长岭气田深层火山岩气藏储层埋藏深,温度、压力高,产气量大,CO2含量高,为15%~30%,CO2平均分压高,最高达11MPa,腐蚀性较强,对于完井管柱、井下工具等的防腐和气井安全生产提出了很高的要求。为了兼顾经济性和防腐要求,长岭气田在综合考虑产气量、临界携液流量、临界冲蚀流量和强度等因素的基础上,给出了油管直径选型;设计了两种类型的采气完井管柱,即:低产、低CO2分压气井采用可取式完井管柱,高产、高含CO2气井采用永久式完井管柱;在采气过程中应用了高等级耐蚀材质管柱、气密封封隔器、加注油套环空保护液等防腐措施,并加强了对气井腐蚀的监测和检测;制定了含CO2天然气开发安全防护距离的确定方法,给出了长岭气田含CO2天然气开发建议安全防护距离,为同类气田的开发提供了有效的参考。