微生物单井吞吐技术研究

分析了微生物吞吐技术的原理,并根据29口油井的油藏物性与流体特征,筛选了合适菌种进行了室内试验和矿场试验,取得维护有效率100％、增油有效率75％、阶段累增油2557t、投入产出比1：3．5的显著效果。     

关于大幅度提高我国煤层气井单井产量的探讨

目前我国煤层气单井产量低,已经成为制约煤层气产业发展的严重障碍。为此,在分析煤层气单井产量形成和控制机理的基础上,剖析了低产的原因：①对于储层条件绝大多数都不如美国的中国煤层而言,游离态甲烷气的渗流在其运移中不占主导地位,而解吸和扩散常常成为其运移的主控因素;②现在所采用的系列开采技术不能直接调控上述主控因素,因而并不完全适用于该类煤层的煤层气开发。进而提出了提高煤层气单井产量的技术思路：借鉴防止煤层瓦斯突出和页岩气有效开发的研究成果和思路,以煤层中长水平井等特殊结构井井筒为依托,将井筒附近20～40 m之内的煤层压裂形成一个由大小不同裂缝构成的裂缝网络,将该区域内的煤层“分割”成若干大小不等的煤块,使每一个大煤块四周的毫米级裂缝与井筒直接相连并与大气相通,在抽排过程中较快形成高温、高压差下煤块内气体的释放,煤块中的各级裂缝加速这个过程,相当于加速了煤块中气体的解吸、扩散、渗流速度,同时因之而增大了煤块的基质渗透率,这又反过来加速了煤层气的解吸、扩散、渗流速度,从而可大幅度提高单井产量。     

提高单井产量技术的运用分析

本文对提高单井产量的相关技术进行了分析和探讨。     

内外源微生物复合吞吐技术在常规稠油低效井中的研究与应用

微生物单井吞吐可以有效提高稠油低效井产能,为了强化微生物作用效果,对内外源微生物进行综合研究。利用激活剂体系（糖蜜3g/L,玉米浆2g/L,硝酸钠1.5g/L,磷酸氢二钾1.2g/L,磷酸二氢钾1g/L）对地层水进行内源微生物激活,添加嗜热脂肪地芽孢杆菌SL-1进行细菌浓度和乳化能力研究,利用微生物复合吞吐技术对稠油低效井进行单井处理。结果表明,内源微生物被有效激活,细菌浓度峰值为5×108个/mL,乳化指数最高可达95%,产气量最高达260mL;相比单纯激活内源微生物,添加外源菌后细菌浓度由2×108个/mL增加至9×108个/mL,乳化指数峰值时间由20d缩短至15d。GO7-53X145井和SJSH14-8井取得了显著增油降水效果,为微生物吞吐技术的应用提供了一种新思路。     

微生物单井处理技术室内研究

针对英雄滩油田大35块的具体情况，筛选出了3株耐温试验菌。该试验菌组性能优良，并且皆能在加有一定量有机成分的大35块地层水中正常生长、繁殖及代谢。用该菌组处理后，大35块原油的流动性明显改善。在现场试验的20口油井中，共有12口井见到了增油效果，提高了原油产量。     

煤层气井生产上升段累积产量预测

煤层气生产同常规天然气的生产模式有很大的不同,文章针对其上升段,利用数学模型分析达到产量峰值时的特征,再利用图版求解,得到到达峰值产量的时间;进而预测出峰值产量和上升段累积产量。然后分析了该方法的适用性及影响因素,预测准确性主要取决于生产数据质量和函数拟合精度。     

微生物技术提高重油采收率

室内实验和矿场应用表明,微生物强化采油（MEOR）技术能够较显著地提高重油的采收率。该技术除了具有常规强化采油（EOR）方法的特性以外,还具有适用范围广,工艺简单,投资少,见效快等特点,更能满足环保的要求。对MEOR技术的原理,室内实验与矿场应用以及该技术的最新进展进行了论述和介绍,认为该技术对提高我国稠油采收率将到重要作用。     

煤层气开采井组合方案设计与分析

我国煤层气地面开发目前大多以直井为主,分支水平井和U形井为辅,但是单井产量普遍较低。国外针对煤层地质特点,开发了V形井、多向羽状分支井、多层开采等新型开采模式,提高了煤层气单井产量,降低了采气成本。借鉴国外经验,详细设计了新型煤层气开采井组合方案:2口工程井成90°、共用1口抽排直井,2口工程井V形布置、共用1口抽排直井,锚形水平井和组合式锚形水平井等。以鄂尔多斯保德地区某煤层气区块的地质参数为依据,利用Eclipse气藏模拟软件,模拟分析了各方案的单井产气量、单井建井成本以及经济效益。与传统直井、分支水平开发模式对比发现,新方案能大大提高煤层气的单井产量,降低单位体积采气成本,提高经济效益。其中组合式锚形水平井的产气量最高,单位体积采气成本最低;V形井的经济效益最高。最后,针对新型煤层气开采井组合的研究现状,提出了发展建议。      

微生物单井处理技术的现场应用

胜利油区微生物单井处理技术通过矿场试验和推广应用，目前年处理油井达200口。主要从选井条件、菌种筛选、施工参数、效果分析等方面进行分析，总结近几年微生物单井处理技术的现场应用情况，为今后的工业化应用提供依据。     

微生物深部调剖技术研究

以高含水油田为目标，开展微生物深部调剖技术试验研究。在菌种及其代谢产出生物聚合物特性研究的基础上，探讨了岩心注入能力、聚合物产出能力、及其封堵调剖机理。在取得室内物模驱油试验提高采收率9%，现场油井微生物堵水增油647t后，对10口注水井进行了微生物深部调剖矿场试验，周围油井含水下降7．7%～64．5％，一年来持续有效。通过油井堵水、水井深部调剖矿场试验的跟踪监测和动态分析，明确了影响微生物深部调剖效果的主要环节及因素，为该项技术的深入研究和大规模推广应用指明了方向。     

宁武煤层气井压裂工艺技术研究与应用

宁武盆地主力煤层太原组9~#煤埋深300 m~1 500 m,厚度8 m~14 m,区域内分布稳定,含气性较好。由于煤层具有多孔、松散、弱胶结、高滤失性等特点,活性水压裂造缝困难,地面施工压力高,波动大,易砂堵,施工成功率低。通过室内研究,优选环保型低浓度低摩阻清洁压裂液提高液体效率和携砂性能,采用低起步变排量控制缝高、高比例前置液造缝的工艺思路,实现提高施工成功率目的。现场试验表明,压裂施工成功率100%,施工压力平稳,具有广阔的应用前景。     

煤层气羽状水平井井身结构优化设计

为了优质、快速、低成本地完成羽状水平井钻井作业,最大限度地提高羽状水平井单井产量,需要进行钻前井位优选及井身结构优化设计研究。结合沁水盆地南部地区地质特征,分析了影响羽状水平井单井产量的地质因素,指出了断层、陷落柱等破碎地层对煤层气开发和钻井工程的影响;同时,对羽状水平井的主要井身结构参数进行了数模优化,得到了2主支6分支井型的最优井身结构:主支夹角12~18°,主分支夹角39~50°,分支间距150m,水平段进尺4500~5000m。研究结果已在沁南煤层气开发中应用并取得较好的效果。     

斜井层位标定技术及其应用

随着油田勘探开发的深入,对许多岩性,裂缝性,地层不整合,低渗透性及高陡构造等特殊圈闭类型的油气藏的勘探开发,已广泛采用斜井技术,斜井层位标定技术是储层研究和油藏描述中的关键技术之一,本文从斜井轨迹方程入手,论述了斜井的层位标定技术,介绍了空间层位标定和虚拟井层位标定的两种方法原理,并以斜井测井信息为纽带,建立起标志层和主力油层与地震剖面上反射同相轴的对应关系,通过实际应用具有较好的实用性。     

渭北煤层气老井改造优化设计与实践

渭北煤层气田传统定向井和直井面临压裂改造效果差、单井产量低等生产难题,根据井网部署和煤层地质特点,提出了适合渭北煤层气老井改造的水平井布井方案。针对渭北煤层气田上部地层漏失、下部煤层埋深和厚度变化大、煤层易垮塌等水平井钻井难点,利用Petrel软件进行地质建模,准确标定煤层层位,通过Landmark钻井工程设计软件计算并精确建立了入靶井斜-靶前距-井眼狗腿度计算图表,实现不同地层倾角、厚度下的井眼轨迹优化设计;配套优选可循环微泡沫钻井液,解决上部地层漏失和煤层垮塌严重问题。现场应用表明,水平段位于煤层以上3 m范围,水平井全井段钻井液漏失量低,钻进速度快;同时通过集成应用分段压裂改造技术,水平井在主力11#煤层横向上可一次改造6口低效生产井,压裂缝网之间和井间干扰明显,有助于增大泄流面积,提高水平井单井产量。     

水平井体积压裂技术研究与应用

水平井体积压裂技术是有效开发低渗致密油气藏的关键技术。在深层及超深层碳酸盐岩油藏、致密砂岩油气藏和页岩气等领域,持续开展了裂缝与起裂扩展规律描述方法、裂缝参数优化方法、射孔工艺参数优化、多尺度压裂工艺参数优化方法、分段压裂工具、低伤害压裂酸化工作液体系、压后同步破胶及返排优化、体积裂缝诊断及效果评估方法等研究工作。在调研水平井体积压裂技术研究与现场应用最新进展的基础上,形成了以压前储层综合评价、油藏数值模拟、体积压裂优化设计方法、高效压裂液酸液体系、分段压裂工具/裂缝监测与诊断、压后返排优化控制等为主要内容的储层改造技术链,经华北鄂尔多斯致密砂岩气藏、新疆塔河超深层油藏及四川盆地深层页岩气等试验及推广,效果显著,极大地提高了裂缝的有效改造体积和勘探开发效果。对国内类似油气藏的压裂改造和增储上产均具有重要的借鉴和指导意义。     

煤层气井排采控制技术发展现状与展望

总结煤层气井排采控制工艺的发展历程,在现阶段自动化排采技术的基础上,展望未来智慧排采工艺的发展方向。自动化排采设备控制精度高,维护方便,综合运营成本低,目前在煤层气开发领域已大量推广,但是排采控制制度及设备参数的设定,全部依靠人工凭借经验手动设置,存在较为严重的不确定性。将机器学习算法与煤层气井自动化排采技术跨领域结合,进行智慧排采决策系统的开发,为煤层气井智慧排采提供准确的产能预测和排采制度设置,是该领域未来的一个重点研究方向。     

提高分注井作业成功率工艺研究与应用

分层注水是解决油田开发过程中层间矛盾,实现有效注水,提高水驱动用程度及采收率的重要手段,而分注井作业的成功与否直接关系到分层注水效果的好坏。本文通过对长庆超低渗透油田分注现状进行调研,分析了影响超低渗透油藏分注井作业成功率低的主要原因,并针对存在问题开展了小卡距分注、免投死水嘴以及测调一体化工艺研究与应用,现场试验成功率100%,有效地提高分注井作业成功率。     

水平井约束的叠前深度偏移技术及应用

页岩气储层致密、分布连续,为了提高页岩气井的储层钻遇率和页岩气井的产量,页岩气开发中的井型设计普遍采用水平井。因此,井位部署和钻井设计都需要高精度预测页岩气气藏的埋藏深度和储层的地层倾角,对地震资料的成像精度提出了很高的要求。针对常规井约束叠前偏移速度模型优化方法只能利用水平井垂直段资料做约束的缺陷,基于地质模型约束和垂向速度分析的速度优化方法能高效率更新速度模型的特点,重点研发设计了能充分利用水平井垂直段和水平段资料共同约束的各向异性速度模型构建技术,并建立了一系列相应的处理流程。结果表明:水平井约束的叠前深度偏移技术在四川盆地页岩气区块的实际应用中,成像清晰、波组特征保持良好、成像归位合理,成像深度与钻井深度吻合度高,成像剖面的地层倾角与钻井所得的地层倾角一致,是解决页岩气储层精确成像的关键技术,也是解决页岩气勘探水平井轨迹高精度设计的重要支撑技术。     

煤层气井气体钻井技术发展现状与展望

煤层气储层的特殊性对煤层气钻井时的储层保护提出了更高的要求。用气体钻井方式开采煤层气是一种有效的保护储层的手段,被国外油田广泛采用。气体钻井方式的选择必须考虑地层的适用性、应用模式、后期完井方式以及经济性。通过对国外煤层气开发中气体钻井的应用情况、煤层特点、气体钻井应用于煤层气的技术模式进行分析,结合我国煤层气特点及气体钻井技术现状,探讨了在我国煤层气开发中开展气体钻井的可行性。