寺河煤矿煤岩颗粒解吸—扩散特征实验研究

煤层气赋存于煤岩层的割理和基质孔隙中,以吸附状态为主,通过降压解吸释放.利用自主研制的煤岩解吸分析实验装置,研究寺河煤矿3#煤样粉碎后的4种不同粒径的干煤岩颗粒的解吸特征,随着解吸压力的降低,干煤岩颗粒在不同解吸压力下的解吸量不同,呈高—低—高的变化;解吸初始阶段,主要是解吸过程,解吸量主要与比表面积相关;解吸中后期阶段,主要是解吸—扩散过程,解吸量主要与扩散半径相关.     

长庆油气田压裂用生物酶破胶技术及其应用

利用核磁共振技术研究了用APS破胶的硼交联瓜尔胶压裂液对长庆低渗岩心的伤害机理,认为主要伤害因素是压裂液的黏滞力和大分子聚合物.指出了长庆油气田使用APS破胶的不足之处.基于引进产品开发了酶破胶剂GLZ-1,该剂含β-1,4-和α-1,6-糖苷键特异水解酶,可将半乳甘露聚糖最终分解为单糖和二糖.根据酶活力测定,该剂适用温度范围为40～90℃,适用pH范围为6～10,盐度在2%～10%范围内对酶活力基本上无影响,该剂与压裂液添加剂配伍.与APS相比,破胶液残渣含量较低,破胶液滤液中总合糖量较高且随破胶时间的升幅较大,4、24、48 h破胶液中聚糖相对分子质量(M)主要分布区域分别为1300～5500、1200～4800、250～3800,而用APS破胶时,破胶液中检测不到M＜5000的聚糖分子.GLZ-1破胶液对岩心渗透率的伤害小于20%,而APS破胶液的伤害为27.7%～30.2%.在部尔多斯盆地苏力格气田8口井、西峰油田20口井压裂中使用GLZ-1破胶,油井返排液黏度＜2 mPa·s,返排率＞65%,气田一次喷通,返排液黏度＜3 mPa·s,平均返排率90.2%.图1表6参3.     

低压低渗气藏伤害因素分析及对策探讨

根据长庆低压、低渗气田的地质特征，对压裂改造中引起储层伤害的因素进行了分析，认为储层压力系数低、稠化剂的大分子物质对储层造成的伤害是引起伤害的主要因素，而储层的敏感性伤害、压裂液残渣的伤害虽对储层造成一定的影响，但并不是造成伤害的主要因素。在伤害因素分析的基础上本文还阐述了目前在长庆低压、低渗气田应用的CO2压裂和液氮全程伴注技术取得的效果，为下一步的发展提出了技术思路。     

中国石油油气开采工程技术进展与发展方向

通过全面梳理中国石油油气开采工程技术近年来取得的成效和关键技术进展,阐述了油气开采工程主要面临4个方面的挑战:低油价条件下,劣质化资源的有效动用;单井产量逐年降低,老油气田的持续稳产;"双高"主力油田作业系统效率整体偏低、成本居高不下,安全环保问题突出,效益开发困难,技术储备不足;低成本钻完井开发深层、非常规资源与北美差距大。进而提出"十三五"及今后一段时期油气田开采工程技术的3个主要发展方向:加强缝控储量改造技术攻关和工厂化作业等低成本技术的集成应用,实现低品质资源经济有效开发;开展老区老井重复压裂等关键技术研发、第4代分层注水技术的推广应用,实现老油气田稳产;超前储备纳米驱油、同井注采等前沿技术。     

压裂用瓜豆片含水率和表观黏度检测方法及指标

豆科植物瓜儿豆的种子去皮去胚芽后的胚乳部分称作瓜豆片,瓜豆片经烘干粉碎后制得瓜尔胶。瓜尔胶是一种天然的半乳甘露聚糖,广泛用于食品、石油、日化、医药等行业,本文根据压裂用豆片的性能特点,提出其含水率和表观黏度检测方法,并在大量实验数据的基础上,制定出技术指标,该技术指标为瓜豆片的使用和进一步研究提供技术参考。     

致密油储层特点与压裂液伤害的关系——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段为例

压裂是致密油开发的主要手段,在改造储层的同时又会带来储层伤害。以鄂尔多斯盆地延长组7段为例,依据储层物性、铸体薄片、电镜扫描、X-射线衍射、恒速压汞、核磁共振、CT以及敏感性测试等实验分析,研究致密油储层特点与压裂液伤害的关系。长7段属于典型的致密油储层,填隙物含量高达15％,易于运移和膨胀的伊利石占比大;孔隙、喉道皆为微米-纳米级别,孔喉连通性差,大孔隙常被小喉道所控制。长7段致密油储层属于中等偏弱速敏（岩心渗透率的损害率为0.33～0.48）、强水敏（岩心渗透率的损害率为0.14～0.28）、易水锁的储层,因此宜在压裂液配方中添加粘土稳定剂、防膨剂和助排剂以降低压裂液对储层的伤害;入井压裂液矿化度低于10 000 mg/L会产生盐敏伤害;压裂液残渣粒径为2.25～8.39 μm,对于致密油储层而言,滤饼、沉积、吸附堵塞和桥堵等伤害现象都存在。综合研究认为,采用低伤害压裂液是降低残渣伤害的主要办法。     

耐高温低伤害VES-HT01压裂液的性能

用具有超分子结构的阴离子型表面活性剂VES-HT01与6% KCl复配,得到新型耐高温低伤害的阴离子VES压裂液。压裂液性能评价结果表明,在100 s^-1剪切速率下,随温度升高,压裂液黏度先增加后降低,在100℃左右达到最高值180 mPa·s,150oC时的黏度为55 mPa·s。在140℃、170 s^-1下剪切60 min,黏度基本保持不变。黏弹性较好。25℃、100℃下陶粒在压裂液中的沉降速率分别为5、33 mm/min,悬砂性较好。在50℃、100℃下分别加入2%、1%柴油静置120 min后,压裂液黏度为3 mPa·s,无残渣,破胶液表面张力为23.5 mN/m。抗菌性良好。成本与常规瓜尔胶压裂液相当。     

非常规油气“缝控储量”改造优化设计技术

为了解决非常规油气效益开发面临的难题,提出了"缝控储量"改造优化设计技术新概念及配套技术方法体系。"缝控储量"改造优化设计技术即通过优化形成与"甜点区"和"非甜点区"匹配程度高的裂缝体系,实现非常规油气资源的立体动用和经济高效开发。该技术以非常规油气资源为研究对象,形成了以初次改造系数最大化为约束进而提高"缝控储量"的"3优化、3控制"的技术路线和途径,通过优化井间距控制砂体范围,优化裂缝系统控制可采储量,优化补能方式控制单井产量递减。"缝控储量"改造优化设计技术强调初次改造系数最大化和补能、改造和开采一体化,延长重复压裂周期或避免重复压裂,通过参数优化和精准的控制技术,实现纵向和平面上油藏的立体全动用和高效开发,最大化实现非常规油气资源大规模、可持续、高效益的开发。在国内致密油、页岩气等5大典型区块开展了20井次先导性试验,致密油压采效果提高,页岩气实现商业开发,展示出良好应用前景。     

一种新型季胺盐类压裂液添加剂的抗菌性能

在页岩储层开发中,压裂液中微生物的生长繁殖一直是一个亟待解决的问题,而高效、多功能、低成本抗菌剂的研发至关重要。实验以黄杆菌C为模型菌种,考察了其生长曲线,详细研究了一种新型季胺盐类压裂液添加剂-十六烷基三甲基溴化胺（CTMAB）在3种压裂液:SF-A、F108和线性胶中的抗菌性能。结果表明,在施工中所用的各种压裂液中,CTMAB在施工浓度中均能有效抗菌,且在线性胶中,相同高浓度的抗菌效果优于甲醛抗菌剂;相同低浓度的抗菌效果在SF-A中明显优于在F108中。从而得出CTMAB是一种优良的兼具有表面活性作用的广谱抗菌剂,施工过程中根据具体需要使用低浓度的CTMAB可有效降低施工损失。     

储集层改造技术进展及发展方向

通过对储集层改造技术发展历史的总结,明确了国内外储集层改造技术的新进展,总结出国内外储集层改造技术的差距,指出未来面临的技术难点及发展方向。中国与国外储集层改造技术的差距主要表现在储集层改造裂缝扩展机理、软件研发、压裂车装备、工具的耐温耐压性、支撑剂替代、大数据信息化数据库等6个方面;未来面临技术难点主要有地质与工程一体化的深度融合不够、水平井体积改造多裂缝的扩展形态及影响因素不清楚、降本空间小环保压力大、新技术缺乏室内实验及现场试验装备、压裂液体系关键技术欠成熟、工厂化压裂设备功效低等。在此基础上,结合中国储集层改造技术发展现状,提出了6个方面的建议:①做好非常规储集层改造机理研究;②加快地质-工程一体化软件研发;③促进提高采收率改造工艺升级;④开展低成本多功能压裂液配方实验;⑤尽快完成高效压裂装备配备;⑥全面建设储集层改造大数据、信息化平台及远程决策系统。图4表1参43