ys-1低温破胶助剂HPG压裂液体系的研究

室内研制出一种新型ys-1低温破胶助剂,研究了该低温破胶助剂对压裂液性能的影响。结果表明：在破胶助剂ys-1／APS破胶体系的作用下,能使有机硼作交联剂的HPG压裂液在低温（15℃～30℃）条件下彻底破胶水化,该破胶助剂稳定性好、应用简便、用量少且成本低廉．具有现场推广使用价值。     

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。     

低温压裂液在鄂南地区中浅储层中的应用

针对鄂南地区难动用致密砂岩油藏水平井分段压裂液破胶困难、裂缝形态复杂等技术难点,研究了适合不同温度储层的压裂液体系。20～25℃储层段主要应用BAT生物酶破胶剂和过硫酸铵破胶剂（APS）进行复配的压裂液体系,26～40℃储层段主要应用低温激活剂和APS进行复配的压裂液体系。现场应用表明,优化后的压裂液体系破胶效果大幅提升,较好地解决了返排液破胶不彻底的问题。该技术的成功应用,实现了鄂南地区压裂液体系的技术突破,形成了适合该地区中浅储层的低温压裂液技术体系。     

吐哈油田低渗透油藏压裂液体系适应性评价

油井压裂改造技术作为油田增产的主体技术已日趋成熟,对压裂效果影响起至关重要作用的压裂液体系研究一直是各油田关注的重点内容之一。吐哈油田针对油田储层及油藏类型开展了压裂液体系的适应性评价研究,尤其是水基压裂液应用了胶囊破胶技术、延迟胶联技术、低温破胶技术及低残渣稠化剂,满足了吐哈低渗深井油藏在不同油藏温度及压裂施工条件下对压裂液性能的要求,为保证压裂效果奠定了基础。     

低温气藏压裂改造技术研究与应用

针对低温、低压力系数气藏压裂存在的压裂液破胶时间长、返排效率低,压裂效果差等问题,研究开发了低温水基交联液氮增能泡沫压裂液体系。通过优化裂缝长度,采用低温活化破胶技术、液氮增能技术、多级支撑剂段塞等多项压裂工艺优化技术,探索出一条适合低温、低压力系数气藏压裂增产改造的工艺方法和配套技术.经现场应用取得了良好效果。     

适于白音查干地区的低温压裂液体系研制与应用

针对白音查干地区储层低温、低渗的特点,开发了适用于该地区的新型低温压裂液体系。通过加入交联活化剂有效地调节交联反应进程。控制交联时间;加入低温破胶助剂,在低温下可激发破胶荆的活性。控制破胶剂释放自由基,从而控制压裂液的破胶时间;通过加入高效复合活性剂,减小压裂液对储层的伤害及加速液体返排。解决了该地区因井温低（40～70℃）、压裂液不易破胶、在地层中滞留讨阃长、容易对地层造成二次伤害的难题。介绍并分析了该压裂液体系的具体组成、破胶助剂对破胶时间的影响、压裂液的主要性能参数及现场应用效果。     

芬顿试剂／APS复合体系对羟丙基瓜尔胶压裂液的破胶及残渣降解作用

本文以芬顿试剂为压裂液残渣降解剂,在低温条件下,考察了芬顿试剂对原胶液的杀菌作用以及不同环境条件下芬顿试剂加量对压裂液破胶情况的影响,通过压裂破胶液粒径中值分布和支撑剂导流能力伤害实验,评价了芬顿试剂/APS破胶降解体系对压裂残渣的降解效果。实验结果表明:在30℃下,加0.2%芬顿试剂的原胶液放置72 h后黏度仍保持不变;将原胶液(pH≤7)与交联破胶体系(0.7%硼砂+0.3%APS+2%芬顿试剂+其他助剂)以体积比10∶1混合后制备的压裂液,3 h后的破胶液中的残渣含量较单独使用APS时降低了42 mg/L,固体颗粒含量下降近38%,破胶液对支撑剂导流能力的伤害下降近11.7%。图2表5参4     

高温酶破胶剂在奈曼油田压裂液体系中的应用

奈曼油田交联冻胶压裂液体系存在破胶不彻底、残渣量大、地层伤害严重等问题.因此,对高温生物酶破胶剂在奈曼油田压裂液体系中的应用可行性、适用性,以及破胶效果进行了室内评价.结果表明,在100～120℃下,添加酶保护剂后,生物酶单独作用或生物酶与少量APS复配作用,奈曼压裂液体系均可在2h内彻底破胶,破胶液黏度小于5 rnPa·s,残渣量降至380mg/L.矿场试验表明,复配使用高温生物酶和APS复破胶的2口井压裂液返排率均达50％以上,与同期采用APS作为破胶剂的4口井相比高出10％～15％,施工产能效果良好,压裂施工后产量增加27％～36％.     

新型Gemini表面活性剂复合清洁压裂液体系

为构建新型低伤害复合清洁压裂液体系,在合成阳离子双子表面活性剂的基础上,通过复配非离子表面活性剂以及有机盐助剂,研制出一种新型Gemini表面活性剂复合清洁压裂液体系。室内对压裂液体系进行了性能评价,结果表明120 ℃、170 s-1条件下剪切90 min后体系黏度仍可维持在90 mPa·s左右,具有良好的耐温抗剪切性能;体系在较低的黏度下仍具有较高的弹性,可以满足携砂要求;体系在室温下放置90 d后黏度几乎没有变化,具有良好的稳定性;使用煤油和地层水破胶20 min后的体系黏度均小于5.0 mPa·s,说明体系破胶迅速彻底;破胶液的界面张力分别为0.416 mN/m和0.605 mN/m,有利于压裂破胶液的返排;使用煤油和地层水破胶后的破胶液对天然岩心的伤害率分别为8.71%和12.02%,具有低伤害的特点。现场应用结果分析表明,使用新型Gemini表面活性剂复合清洁压裂液体系的CZ-22井压裂后的日产油量为未压裂邻井CZ-21井的4倍多,压裂增产效果显著。     

新型生物酶破胶剂的研究与应用

为解决低渗、特低渗油藏及大型压裂施工中压裂液破胶程度控制难、破胶后压裂液残渣长期对地层伤害等问题，对百力士160微量生物酶的破胶机理和酶活性的影响因素进行分析，并开展了新型生物酶破胶技术的研究。研究结果表明，该酶对多糖类及其衍生物有降解作用，对辽河油田中低温压裂液具有适应性、配伍性较好的特点。在辽河油田8口生产井和4口探井压裂施工中应用，获得良好的施工效果。     

阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。     

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏储层非均质性强,边底水选择性水侵,渗流规律复杂,为了提高地下储气库的建库效率,需要研究储层在改建地下储气库多周期强注强采过程中的多相流体渗流规律。在获取有代表性的裂缝发育碳酸盐岩岩心较为困难的条件下,通过对天然岩心进行剪切造缝和多轮次气水互驱实验,研究了地下储气库气水过渡带在注采过程中的多相渗流规律,分析了裂缝合气空间贡献率以及储气库含气空间动用效果。结果表明:裂缝模型的相渗曲线近似于"X"形,多次气水互驱后相渗曲线基本没有变化,基质岩心模型相渗曲线经多次气水互驱后气水两相共渗区间变窄,共渗点降低;微裂缝对储层含气空间贡献率较高,微裂缝发育储层的含气空间利用率保持在较高水平,徽裂缝不发育储层的含气空间利用率逐渐降低并趋向稳定。因此,在微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库过程中可以在徽裂缝不发育储层布置生产井,同时通过控制边底水运移范围降低注入气损失,从而提高地下储气库的建库效率。     

山前地区深井超深井套管防磨与减磨技术研究

针对山前地区深井超深井钻井过程中套管磨损严重的问题,在分析套管磨损机理的基础上,开展了山前地区套管防磨与减磨技术研究,基于技术研究成果及应用实践,得到如下结论:1应用Power V等垂直钻井系统控制井眼轨迹,特别是上部井段的狗腿度和井斜,可明显减小侧向力和磨损量,缩短套管磨损时间;2应综合考虑套管磨损率、磨损系数以及钻杆耐磨带本身的磨损量,优选出效果最优的耐磨带;在狗腿度严重的位置,可考虑采用一定数量的橡胶钻杆卡箍来减轻对套管的磨损;3山前地区钻井液采用CX-300减磨剂能够显著降低磨损速率,减轻套管磨损程度,但在不同钻井液体系使用之前应进行优化分析以确定最佳使用量;4在迪那204井使用高密度钻井液体系,全部采用优选的高密度重晶石粉代替铁矿粉作为加重剂,整个钻进过程中未出现钻具及套管磨损,迪那204井易损件消耗量仅为邻井迪那203井的左右,防磨减磨效果非常显著。     

Biodiesel Projects Helpful to Ease Energy Shortage

Nearly 7,000 hectares of biodiesel forest will take shape in the northern province of Hebei in 2008, part of a national campaign to fuel the fast growing economy in a green way. In no more than five years, the Pistacia chinensis Bunge, whose seeds have an oil content of up to 40 percent, will yield five tons of fruit and contribute about two tons of high-quality biological diesel oil, according to the provincial forestry administration.     

State Energy Base Proposed in Inner Mongolia

Experts recently suggested China set up a state energy base in lnner Mongolia Autonomous Region to ease its energy thirst. The survey was co-conducted by senior researchers from the National Development and Reform Commission, Development Research Center of the State Council, Chinese Academy of Sciences and the Ministry of Finance. To plan and establish strategic energy bases at state level is in line with the principle of ＂giving priority to energy saving and diversifying energy consumption with the utility of coal at the core.＂     

烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的气相色谱研究

利用气相色谱法测定了不同色谱柱温度和不同载气流速下,C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的保留时间,并利用相关公式对测试结果进行了线性回归分析,测得了吸附热力学参数和扩散系数;考察了色谱柱温度、烷烃碳链长度和载气流速对烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的影响。实验结果表明,回归分析的线性相关性良好,色谱柱温度越高,孔道对吸附质的吸附能力越弱;在不同载气流速下,轴向扩散系数不同;随烷烃碳链长度的增加,吸附焓变呈先增大后减小的趋势,轴向扩散系数呈线性增长;C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的吸附焓变在-1.264~-42.975 k J/mol之间;当载气流速为2.654~4.246 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.328 8~0.551 7 cm2/s之间;当载气流速为5.308~13.270 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.430 2~1.456 4 cm2/s之间。     

四川盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性

目前,我国的氦气资源主要依赖进口,寻找大中型高含氦天然气田是改变这一现状最现实的途径。为此,对四川盆地威远地区高含氦天然气藏的成藏机理和氦气来源进行了分析,以探讨在该盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性。首先根据盆地周缘12条野外露头剖面和4口钻穿震旦系单井的资料,系统分析了前震旦系的岩石学、沉积相、烃源岩等特征,认为前震旦系发育的沉积地层为南华系,东南缘露头剖面的地层序列为南沱组、大塘坡组、古城组和莲沱组,推测盆地内部可能发育相同的地层序列;南沱组、古城组和莲沱组主要为冰川沉积,为砂砾岩夹泥岩;而大塘坡组为间冰期沉积,发育一套砂泥岩地层,其下部泥页岩的有机质含量高,为较好烃源岩。进一步的研究表明:南沱组砂砾岩储层、大塘坡组烃源岩和地层中侵入的花岗岩"氦源岩"可形成较好的高含氦天然气藏成藏组合;前震旦系沉积岩的分布主要受早期裂谷控制,在裂谷内部充填厚层的沉积岩地层。结合地震资料预测了威远—资阳地区沉积岩和花岗岩的分布,结论认为在资阳地区对震旦系—前震旦系进行高含氦天然气藏的勘探是可行的。     

水平井多级压裂管柱力学、数学模型的建立与应用

水平井多级体积压裂技术是近几年国内外为有效开发页岩气藏和低渗透油气藏而发展起来的一项新技术,但随之出现了压裂管柱力学环境更加复杂的新问题。针对该复杂的力学、数学问题,根据水平井多段压裂工艺管柱受力特点,建立了悬挂封隔器以下,多封隔器坐封、开启压差滑套和开启投球滑套3种工况的力学模型,并根据各工况的受力特征,建立了这3种工况管柱力学计算的数学模型。根据弹性力学理论中厚壁筒的Lame公式和Von Mises应力计算公式,推导出了管柱受内压力、外挤力和轴向应力共同作用下油管柱安全性评价的等效应力计算数学模型,建立了多级压裂管柱力学强度安全评价的数学模型;根据已建立的水平井多封隔器管柱力学计算的数学模型,开发了水平井多级压裂管柱力学安全评价的实用软件。该研究成果已经在新疆塔里木盆地塔河油田某气井得到了应用和验证,取得了很好的效果,为水平井多级压裂管柱安全工作参数的优化设计和安全性评价提供了理论依据和简便可靠的技术手段。     

基于洛伦茨曲线评价水驱油藏驱替均衡程度

针对水驱油藏开发过程中无法有效定量描述驱替均衡程度的问题,利用高台子油层各井动态指标和小层纵向上的注采关系占总体的比重情况,绘制相应的洛伦茨分布曲线,得到用于量化评价油藏平面、纵向驱替均衡程度的“开发均衡指数”,该值小于0.4时驱替程度相对均衡。将研究成果应用于评价二次开发前后水驱油藏的驱替均衡程度,研究结果表明：目标区采出情况均衡指数降低了0.1615,含水情况均衡指数降低了0.0950,整体驱替均衡程度达到了相对均衡的水平,但纵向上仍差异悬殊。建立的洛伦茨曲线评价驱替均衡程度的方法,充分考虑了单井产能差异所造成的驱替不均衡情况,准确度高。研究成果为二次开发水驱油藏的驱替均衡程度评价提供了定量标准。     

复杂地质条件气藏储气库库容参数的预测方法

国内复杂地质条件气藏型地下储气库经过10余周期注采后工作气量仅为建库方案设计工作气量的一半,运行效率偏低。为此,利用气藏地质、动态及建库机理,建立了地下储气库注采运行剖面模型,根据气藏开发、气藏建库及稳定注采运行过程中纵向上流体的分布特征及其变化趋势,将地下储气库剖面分成4个区带(建库前纯气带、气驱水纯气带、气水过渡带及水淹带);按区带确定了影响建库有效孔隙体积的主控因素(储层物性及非均质性、水侵和应力敏感)及其量化评价方法,进一步考虑束缚水和岩石形变的影响,并引入注气驱动相,根据注采物质平衡原理建立了气藏型地下储气库库容参数预测数学模型。该模型涵盖了地质、动态及建库机理,从微观和宏观角度综合评价了影响建库空间的主控因素,大大提高了预测结果的准确度和精度,使建库技术指标设计更趋合理,目前已广泛应用于中国石油天然气集团公司气藏型地下储气库群的建设当中。