支撑剂表面疏水处理方法的研究

对支撑剂表面进行疏水处理可以使其在支撑裂缝、防砂的同时起到降低油田产出水的目的。疏水表面处理方法共分为普通疏水及超疏水两大类。普通疏水表面制备方法分为表面活性剂、有机硅材料、含氟材料3个方面;超疏水表面制备方法分为溶胶-凝胶法、电纺法、模版法、层层自组装法和刻蚀法。对其处理结果等进行对比,结合现场已有的抑水支撑剂应用情况,提出将疏水表面制备方法应用于支撑剂。使用表面活性剂对石英表面进行疏水性改造实验,发现阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)的效果最好,接触角由13.7°增大到73.2°。此时表面张力为48.88mN/m,吸附量为0.292mg/g。     

低渗透滩坝砂储层压裂评价决策方法

为了低渗透滩坝砂储层压裂改造的经济高效,建立一套压前评价决策方法。压前评价将数理分析与工程经验相结合,综合考虑了影响压后产能的储层性质,并对影响因素进行分析,总结了物性参数和施工参数对压后产能的影响规律,指志区块内其他井的压裂方案设计。分析了关键的影响因素,并指出了施工参数的影响规律和最佳取值范围。实践表明:压前评价设置5个等级的评语,结果与实际相符;研究内容为滩坝砂储层的压裂改造提供了评价和决策的可靠方法。     

一种超低密度支撑剂的可用性评价

常规支撑剂的密度一般比较大,严重影响着有效水力裂缝的形成,并难以应用于长缝压裂,超低密度支撑剂的使用能够增加裂缝有效长度,提高压裂井的增产效益。采用室内实验与软件模拟相结合的评价手段,对一种新型空心覆膜陶粒支撑剂（ST-I）进行酸溶解度、抗破碎率等基本性能评价,分析了其导流能力在不同闭合压力、铺砂浓度下的变化规律。同时将这种超低密度支撑剂与普通陶粒支撑剂进行性能比较,测试了其在不同压裂液黏度下的沉降特性。结果表明,该支撑剂具有较好的物理、导流性能,在压裂液中的沉降速度较普通陶粒支撑剂明显较慢,完全满足长缝压裂的基本要求。通过后期合理的压裂施工设计,能够形成有效支撑半缝长达到180 m 左右的裂缝。     

考虑压敏效应的变启动压力梯度试验研究

低渗透变形介质油藏中流体渗流不服从达西定律,存在启动压力以及较强的压敏效应,压敏效应会对启动压力梯度产生影响。采用模拟地层水驱替存在较强压敏效应的天然岩心,测得了有效应力变化对孔隙度和渗透率的影响和单相水驱时的启动压力梯度,获得了不同有效应力作用下的孔隙度和渗透率及不同渗透率岩心所对应的启动压力梯度。采用最小二乘法对试验数据进行回归,得到了孔隙度和渗透率随有效应力变化的模型、启动压力梯度随渗透率变化的模型及考虑压敏效应的启动压力梯度数学模型,提出了变启动压力梯度的概念。研究表明,低渗透变形介质油藏的启动压力梯度随有效应力的增大而增大;在生产过程中应选择合理的生产压差和注水时机,保持合理的地层压力,防止启动压力梯度增大对产量造成影响。      

低渗透油层酸化改造新进展

从低渗透油层酸化改造现状入手，跟踪调研了中外酸化改造新技术，概括总结了砂岩深部酸化工艺、前置液酸压工艺、泡沫酸酸压工艺和油乳酸酸化工艺的特点、施工工艺及其应用。介绍了高温酸化添加剂的研究新进展，并针对中国低渗透储层特点提出了酸化改造方面的建议。     

顺北油田缝内转向压裂暂堵剂评价实验

缝内暂堵压裂是开发断溶体油藏的关键技术之一,该工艺可以使新裂缝在已压出裂缝的其他位置起裂,从而大幅度提高井周弱势通道的动用程度,增加裂缝复杂度,达到增产的目的。顺北油田奥陶系油藏埋深大,缝洞特征明显,温度可达到160℃,导致普通可降解型堵剂快速失效,为此优选了一种油溶性树脂粉,开发了一种自降解颗粒。基于桥堵机理明确了粒径配比和有效暂堵厚度要求,对堵剂稳定性及高温下的降解、吸水后的膨胀情况进行了评价;通过改进的驱替装置对堵剂在裂缝中形成的暂堵隔板强度进行了评价;最后反向注入,记录解堵情况。实验结果表明：油溶性树脂粉不溶于水和酸、碱,但任何温度下都可溶于油,厚度为14 cm的油溶性树脂粉暂堵隔板在不同粒径颗粒质量比为1.0：2.0：2.3时,可耐受10 MPa的压力;A型自降解颗粒不溶于酸、碱、盐,且不溶于油,在高温油相或水相中均可自我降解,厚度为16 cm的A型自降解颗粒暂堵隔板在不同粒径自降解颗粒质量比为1.0：1.3时,可耐受10 MPa的压力。该研究成果为顺北油田提供了2种暂堵压裂时使用的暂堵剂。     

平面多径向井水射流辅助压裂构造多缝机理

常规压裂对天然裂缝不发育或水平地应力差较大的低渗及非常规油气储层难以实现多缝改造,为此创新性地提出了平面多径向井辅助压裂构造复杂多缝的方法。为验证该设想,基于ABAQUS平台建立了平面多径向井辅助压裂的三维数值模型,全面考察了多因素对径向井引导效果的影响,并通过大尺寸真三维水力压裂模拟实验验证了数模结果的正确性。结果表明,较小的径向井方位角、地应力差、弹性模量及较大的孔径、孔长、纵向孔密、泊松比、渗透率、压裂液黏度及排量都会增强孔眼对裂缝的引导。研究成果为平面多径向井引导裂缝定向扩展、构造复杂多缝工艺提供了理论支撑。     

径向井辅助水力压裂引导裂缝扩展数值模拟

径向井辅助水力压裂引导裂缝扩展是一项新兴的油气增产技术,已在低渗透油田中进行了先导性应用。为明确不同因素对径向井引导裂缝扩展的影响,利用ABAQUS扩展有限元法建立了径向井辅助水力压裂模型,采用导向因子作为评价指标对各影响因素进行分析,并通过物理模拟实验进行了验证。结果表明：径向井对裂缝的扩展起到一定的引导作用,裂缝首先沿径向井方向起裂并扩展,然后逐渐向最大主应力方向偏转;径向井方位角、水平地应力差和压裂液排量是影响径向井引导裂缝扩展的3个主要因素;径向井方位角小于45°,水平地应力差小于6MPa时,径向井具有明显的引导裂缝扩展效果;径向井对裂缝扩展的有效引导需要满足一定的排量,排量太小会导致裂缝过早向最大主应力方向偏转;杨氏模量和压裂液黏度主要影响裂缝长度和宽度,泊松比的变化对引导裂缝扩展影响不大;物理模拟实验和数值模拟结果得到的径向井引导裂缝扩展形态趋于一致,证明了数值模型的准确性。该研究为径向井辅助水力压裂技术的发展提供了技术支撑。