水力压裂工艺中的分段破胶技术

针对水基冻胶压裂液常规破胶过程中破胶时间长、水化液粘度高、液体返排率低、对地层污染严重等问题,研究了储层温度、破胶时间、破胶剂浓度等对破胶效果的影响。室内研究表明,破胶剂浓度越大,破胶温度越高,破胶时间越长,则水化液粘度越小。在此基础上,根据不同施工阶段及液体经受的剪切时间和温度环境的不同,研制出适应于水基冻胶压裂液体系的分段破胶技术,使压裂液在施工过程中既能保持较高的携砂粘度,又能在压后快速破胶水化。应用该技术在现场进行了10井次压裂施工,压后平均关井时间为4h,返排周期为10.6d,平均返排率为89.     

乌夏断裂带二叠系风城组油藏压裂返排异物成因分析及对策

针对新疆油田准噶尔盆地乌夏断裂带二叠系风城组油藏压裂返排出现返胶和返排异物的情况进行了研究和成因分析。研究发现返排异物为胍胶和无机盐的混合物,返排液碱性强,且富含地层矿物离子。分析原因是由于地层矿物离子极易溶于胍胶冻胶中,导致胍胶压裂液冻胶脱水,溶解的CO2-3,HCO-3增强了压裂液的碱性环境,胍胶基液与地层中的交联离子作用加强了交联结构使得压裂液不能完全破胶。根据返胶及返排异物成因分析,研究开发了酸性疏水缔合聚合物压裂液体系,并现场实施9井次,压后无返胶和返排异物情况出现。     

压裂液破胶效果对支撑剂回流影响的实验研究

川西浅层蓬莱镇组气藏地层温度低,容易出现压裂液破胶不彻底的情况,压后排液时常常导致支撑剂的回流返吐。研究压裂液破胶效果对支撑剂回流的影响规律,确定一个合适的破胶液粘度,对于压裂液配方优化调整具有重要的现实意义。文章对压裂液破胶效果与支撑剂回流返吐的影响关系作了详细的实验评价,证实破胶液粘度的临界点为10mPa.s,破胶液粘度低于10mPa.s时基本上不会对支撑剂回流产生影响。     

缝内破胶压裂液的研究及应用

在水基聚合物压裂液加砂压裂施工过程中,往往需要添加破胶剂来满足压裂液的顺利破胶返排。目前使用较多的破胶技术是过硫酸盐、胶囊破胶剂结合的楔形追加破胶技术,但仍然存在压裂液的残胶伤害。为此,开展了新型破胶技术的室内研究,成功地研究出能使压裂液彻底破胶的破胶剂组合技术——缝内破胶技术。采用缝内破胶技术的压裂液（缝内破胶压裂液）和常规压裂液比较,缝内破胶压裂液破胶残液最大分子量是常规压裂液的1／8～1／6,岩芯渗透率伤害率降低了30％～40％。在四川GA区块的B井区进行了5井次缝内破胶压裂液和5井次常规破胶压裂液现场应用试验。试验结果表明,缝内破胶压裂液平均返排率比常规高10％左右,平均单井增加天然气测试产量是常规压裂液的1～2倍。     

NBA—101胶襄破胶剂的研制与应用

本文介绍了一种具有延缓释放特性的新型破胶剂－胶襄破胶剂ＮＢＡ－１０１，评价了ＮＢＡ－１０１的延缓放性能、破胶性能及对植物胶溶液和压裂液稳定性的影响。ＮＢＡ－１０１已在长庆、辽河、吉林、胜利等油田应用１８井次，获得高砂液比压裂和低破胶液粘度、易返排的良好效果。     

NBA－101胶襄破胶剂的研制与应用

本文介绍了一种具有延缓释放特性的新型破胶剂──胶囊破胶剂ＮＢＡ－１０１，评价了ＮＢＡ－１０１的延缓释放性能、破胶性能及对植物胶溶液和压裂液稳定性的影响。ＮＢＡ－１０１已在长庆、辽河、吉林、胜利等油田应用１８井次，获得了高砂液比压裂和低破胶液粘度、易返排的良好效果。     

深部煤层气井胍胶返排液回用处理技术优化及应用

以胍胶为代表的水基压裂液广泛应用于深部煤层气开发，在获得高产的同时也产生大量的压裂返排液，因此开展胍胶压裂返排液回用处理技术优化、不断提高返排液的回用率具有重要意义。为解决胍胶压裂返排液回用处理存在的破胶不彻底、有害离子去除难等技术难题，通过破胶参数优化实验，分析添加剂对破胶的影响，并采用光谱分析和响应曲面法(RSM),探索胍胶压裂液在深部煤层气井高温环境及返排过程中的破胶机理和最佳工艺条件，从而为胍胶聚合物在地层实现“完全”破胶处理工艺提供理论依据。通过有害离子交互作用实验，并结合冗余分析法(RDA)分析残余在返排液中不同离子间的交互作用，以及对压裂基液配制、压裂液性能的影响，从而获得不同离子对配液回用的影响规律与最佳控制指标。在此基础上，提出胍胶压裂返排液回用处理工艺设计，并在应用中进行验证。结果表明：破胶液的黏度和残渣含量分别与破胶剂浓度、破胶温度和破胶时间符合二次多项式回归模型，在破胶剂浓度为0.03%、破胶温度为91℃、破胶时间为2.9 h时，可获得破胶液黏度和残渣含量最低值，这对指导压裂生产和返排液破胶降黏具有重要指导意义；明确了返排液中B、Al³⁺、...     

低温破胶体系压裂液在新疆油田的应用

低温破胶体系压裂液就是在常规压裂液的基础上,加入一种激活剂,激发APS活性,加速APS释放过氧基的历程,从而达到快速破胶的目的。通过室内研究、现场实验发现,该压裂液体系从破胶时间、破胶液粘度以及返排率都优于常规压裂液。     

支撑裂缝处理剂性能研究与应用

研制了一种支撑裂缝处理剂,在实验室考察了该处理剂的应用性能,并在3口井上进行了成功的应用试验.该处理剂为含有氧化剂、助氧化剂、催化剂的水溶液,用于处理加砂压裂后的支撑剂充填裂缝,破解裂缝内压裂液冻胶,溶解压裂液残渣和聚合物滤饼,以改善破胶液返排效果,提高裂缝导流能力.室内性能考察结果表明,与使用过硫酸铵破胶相比,该处理剂在≥40℃破胶迅速,破胶液粘度很低(～1mPa*s),可使压裂液残渣产生量减少73%以上,可完全溶解常规破胶法产生的残渣,使导流能力提高40%以上,对支撑剂的强度无影响.在3口油井试用,压裂液平均返排时间比一口对比井缩短约60%,平均返排率为86.8%,比对比井提高近20%.     

金秋区块气田水回注增注措施

研制了一套适合川渝地区使用的酶破胶羟丙基胍胶压裂液体系,该酶破胶剂对压裂液稠化剂具有很好的专一破胶性能,与压裂液各种添加剂有良好的配伍性能。与常规破胶剂相比,酶破胶剂破胶更彻底,破胶液黏度小,残渣含量少,对支撑裂缝导流能力伤害小。在合川001-25井组3口井的现场应用表明,该酶破胶压裂液体系能够完全满足现场加砂压裂施工要求,返排液残渣含量明显低于常规破胶剂体系,且使用酶破胶剂的2口井压后增产效果较使用常规破胶剂的更好。     

稠油油藏水平井热采应用研究

本文油藏数值模拟技术研究了不同类型稠油油藏水平井注蒸汽开采的可行性、相应的开采方式及油层厚度与原油粘度对水平井注蒸汽开采效果的影响。     

特低渗油藏压裂井注采井距与注水见效关系

针对目前注采井距与注水见效关系研究中缺乏对应压裂井研究的现状,以压裂井压力波椭圆等压面传播理论为基础,推导了特低渗油藏压裂井注水见效时间与椭圆动边界半径、启动压力梯度、油井产能水平和原油黏度等的综合关系。并对上述因素对注水见效时间的影响进行了研究。结果表明,这些因素对注水见效均有较大影响,压裂井对上述因素影响的敏感性远小于未压裂井,特别在目标油藏原油黏度较大时,此种差异表现得更为明显,合理注采井距的选择是多因素下主次要矛盾共同作用的结果,其选择应放在优化、高效开发油藏的大系统中考虑。     

渤海SZ36-1油田油藏条件下缔合聚合物溶液黏度老化影响因素

在注聚流程中,缔合聚合物溶液从配注设备注入井口到最终从生产井产出,经历一个较长的过程,这个过程对缔合聚合物溶液的黏度老化提出了要求,即聚合物溶液在从生产井流至地面之前,聚合物溶液的黏度应保持在某个范围,否则将影响其提高采收率的效果。为此,研究了缔合聚合物溶液黏度的影响规律,研究认为,在渤海SZ36-1油田油藏条件下,影响缔合聚合物溶液黏度老化的关键因素是地层水中钙镁离子浓度较高,地层水中其他离子和溶解氧不是影响缔合聚合物溶液黏度老化的关键因素。当水溶液中钙离子的含量低于400 mg/L、镁离子的含量低于250 mg/L时,缔合聚合物溶液稳定性较好,并且在老化初期(40 d内),其溶液出现高温增黏现象。     

Vapex—Gravity-assisted Film Drainage for Heavy Oil Recovery

Reservoir heavy oils of viscosity higher than 20 cp are difficult to recover efficiently. A new vapor extraction process called Vapex which uses horizontal wells and volatile solvents is being developed, primarily in Canada. This process lowers the viscosity of the oil by dilution and the oil is produced by gravity drainage (vertical movement of fluids) to horizontal wells placed low in the reservoir. More oil should be produced at lower production and energy costs. The Vapex process is outlined in this article and followed by some experimental work demonstrating gravity drainage flow in films at the macro- and micro-scale.     

SAGD井挤液扩容水力波及范围模型

风城油田陆相稠油油藏广泛采用蒸汽辅助重力泄油（SAGD）方式开采,由于储集层非均质性强、渗透率低,目前现场采用挤液扩容方式改造储集层,以缩短SAGD井预热周期。为了定量评价改造区域的形状,提出基于挤液扩容水力波及范围的可注性系数和挤液渗透率的概念和计算方法,推导了单口和两口水平井挤液扩容水力波及范围的解析解,最后应用模型对现场挤液施工的效果进行了预测,并结合有限元计算结果进行了检验。研究表明,所研究储集层的可注性系数为0.27~0.30,双井注水系统的水力波及半径和面积均随两井间距、水的有效渗透率、水平段长度和定排量施工条件下的注入压力增加而增加,随注入液黏度增加而减小。现场SAGD井挤液施工过程中需要尽量降低注入液黏度,在稳定排量的同时,逐步增加注入压力和近井地带的储集层渗透率,以优化挤液扩容效果。     

确定气井不同地层压力下无阻流量的新方法

为得到气井不同地层压力下的无阻流量，基于气井产能方程通式，推导出地层压力与无阻流量的关系式。该公式只需已知气井某地层压力时的产能试井无阻流量及当前地层压力，并考虑各地层压力对应的天然气粘度和偏差系数的变化，便可以得到当前无阻流量。实例计算表明，该方法简便易行，结果可靠。     

彩南油田三工河组油藏提高采液量分析

准噶尔盆地腹部彩南油田三工河组油藏经多年高速开发,有相当一批采油井已进入中、高含水期,而这部分井大多都只有单油层生产,无堵隔水、补层等措施可采取。根据油藏原油粘度小、流度大这一特点,在对逐井油水接触关系等方面进行深入研究后,确定了针对不同类型井的提液时机,适当提高单井的产液量,使其含水率基本稳定或下降,产油量明显上升,从而对整个油藏的稳产起了重要作用,同时也可提高这部分井的最终采收率,经济效益十分显著。     

顺北油田抗超高温柔性胶粒修井液

针对顺北高温油气井常规增黏型修井液易降解的难题,基于高分子柔性胶粒分散-降解-提黏-稳黏理论,研发了抗180 ℃ 高温柔性胶粒修井液体系,该修井液动力黏度在20～140 mPa·s范围可调,密度在1.0～1.3 g/cm3可调,实现了固相与无固相加重。明确了修井液在不同温度下的黏度变化规律,高温180 ℃ 高温老化1 d后黏度明显高于传统黄原胶体系,表现出良好的稳黏性能,该修井液对铝合金材料的腐蚀速率不超过2.22 g/(m2·h),并且携砂效果显著。该研究对顺北高温油气井安全高效修井作业具有一定指导意义。      

油基钻井液高温高压流变参数预测模型

在高温高压深井中,钻井液流变性受温度和压力的影响较大。研究油基钻井液的高温高压流变特性,建立宾汉流体的流变参数预测模型,对于现场及时调整钻井液性能、精确计算环空压降、实现高温高压井当量循环密度的精确预测及合理控制井底压力具有重要意义。对具有典型配方的油基钻井液在高温高压下的流变特性进行了研究,通过对实验数据进行多元非线性回归分析,建立了预测高温高压条件下油基钻井液表观黏度、塑性黏度和动切力的数学模型。由模型得到的预测值与实测值具有较好的吻合性,相关系数均在0.98以上。该模型可用于深部井段流变参数的预测和现场水力参数的精确计算。     

Vapex—Gravity-assisted Film Drainage for Heavy Oil Recovery

Abstract

Reservoir heavy oils of viscosity higher than 20 cp are difficult to recover efficiently. A new vapor extraction process called Vapex which uses horizontal wells and volatile solvents is being developed, primarily in Canada. This process lowers the viscosity of the oil by dilution and the oil is produced by gravity drainage (vertical movement of fluids) to horizontal wells placed low in the reservoir. More oil should be produced at lower production and energy costs. The Vapex process is outlined in this article and followed by some experimental work demonstrating gravity drainage flow in films at the macro- and micro-scale.