致密砂岩新型水溶低温暂堵剂研制及性能测试

鄂北区块大牛地气田致密油储层孔喉小,温度偏低,其对暂堵剂的应用提出了更高要求。在优选丙烯酰胺、丙烯酸、亚硫酸氢钾等原料的基础上,借助自研的温压控制调节单体,通过调节单体加量聚合制备了新型低温暂堵剂,并评价了其溶解度及综合性能。结果表明,丙烯酸与丙烯酰胺最优配比为0.62,聚合反应的最优时间为1.83 h;当温度为30～40℃时,低温暂堵剂降解后的流动黏度≤5.21 mPa·s,在40℃、溶解时间为2.5 h时,暂堵剂的降解率≥80%;当暂堵剂铺置厚度为3 cm时,最大突破暂堵段塞需要的压力为60.12 MPa,当暂堵剂铺置厚度为7 cm时,最大突破暂堵段塞需要的压力为73.85 MPa;研制的新型低温暂堵剂性能优良,可满足鄂北区块的温度、承压及降解后的流动黏度需求。     

东海低渗区压裂诱导应力分析及施工参数优化

考虑地层弹性模量、泊松比、地应力等参数,基于位移不连续理论、弹性理论,建立了诱导应力场数学模型,以东海低渗21-X井为例,开展了Abaqus数值模拟,分析了射孔角度、射孔排量、簇间距对裂缝转向扩展和诱导应力的影响,结果表明：随着簇间距的增大诱导应力增大,增大幅度呈平缓趋势,推荐簇间距为30～60 m;随着射孔排量增大,诱导应力差异系数范围逐渐增大,推荐射孔排量为5～6 m³/min;当射孔角度为0°时,裂缝长度最长,随着射孔角度增大,裂缝逐渐形成双翼型转向裂缝,且转向特征逐渐明显,推荐射孔角度为0°～30°;当水力裂缝偏转角<90°或天然裂缝偏转角≤45°时,水力裂缝尖端诱导应力差较小,甚至为负,从而阻碍裂缝转向作用力较小,有利于形成复杂缝网,达到增产上储的目的。     

致密砂岩油藏体积压裂技术适应性评价及压裂参数优化北大核心CSCD

目的针对鄂尔多斯盆地南区延长组长6致密砂岩油藏前期常规改造未获得有效突破,单井产量提高不明显的问题,探索复杂缝网体积压裂技术对区块致密油藏的改造效果。方法基于储层地质特征及岩石力学参数,评价了长6储层脆性指数及体积压裂可行性。分析了近井压裂裂缝起裂压力、起裂方位,明确了逼近角和水平应力差两个因素对远井压裂裂缝遇到天然裂缝的延伸规律。模拟研究了压裂设计参数对压裂裂缝形态及改造体积的影响,并优化了压裂设计参数。结果优化后的压裂设计关键参数为压裂规模为1000 m^(3)、设计排量为8.0~10.0 m^(3)/min、滑溜水前置液比例为30%、加砂强度为13%~15%,在此条件下更易获得最优储层改造体积和较高的导流能力。结论提出了适用于研究区块长6致密砂岩油藏复杂缝网体积压裂适应性评价和体积压裂设计参数优化方法,为复杂缝网体积压裂技术的应用提供了理论依据和现场指导建议。