低渗透油藏中不同压裂注采井网非稳态产量计算分析

在井网压裂基础上进行注水,可以有效改善流场,增大泄油面积,是开发低渗透油藏的重要手段。快速准确预测低渗透油藏注水开发产量可以为开发优化设计奠定基础,但低渗透油藏注水开发呈现非稳态、非线性渗流特征,基于达西定律形成的油藏工程方法并不适用。本次研究通过流场分析,来划分等效流动单元,并在此基础上考虑了油水两相渗流启动压力梯度,采用流线积分法建立了不同压裂注采井网的水驱非稳态产量解析计算方法。与物理模拟及数值模拟相比,计算方法更简单,计算速度更快,可以为低渗透油藏压裂注采方式优选及注水开发对策制定提供手段。采用本方法计算并剖析了启动压力梯度、压裂注采方式及裂缝长度对油井生产动态的影响,结果表明：启动压力梯度增大了渗流阻力,与不考虑启动压力梯度相比,油井产量更低;受流动单元控制,不同压裂注采方式的增产效果及见水时间完全不同,同时压裂注采方式的增产效果最好,能够增产3.1倍,但见水时间仅为24个月;随着压裂缝长增加,油井产量越高,但当缝长超过最佳长度,增油效果不明显。     

致密油藏体积压裂水平井参数优化研究

“水平井+体积压裂”技术是获取致密性储层中工业油流的重要手段。为了对影响体积压裂水平井开发效果的参数进行优化设计,基于离散裂缝模型的数值模拟方法,采用更为灵活的非结构化网格,建立了体积压裂水平井模拟模型,经Eclipse软件及矿场实际井资料验证该模型可靠性较高,可准确地表征复杂裂缝的几何参数和描述流体在裂缝中的流动。利用长庆油田某致密油藏实际参数,对水平井方位、布缝方式、段间距、簇间距、改造体积等参数进行了优化设计,结果表明：当水平井方位与天然裂缝平行时,开发效果最好;根据累计产量的大小,哑铃型布缝方式优于交错型、均匀型、纺锤型布缝方式;段间距应大于相邻2段的泄油半径之和,避免段间干扰;簇间距应尽可能大,但要小于天然裂缝平均缝长;当改造体积一定时,细长形状的改造区域比短粗形状的改造区域开发效果更好,当工艺上难以增加压裂裂缝长度时,可通过增加段内簇数改善开发效果,簇数越多,初期累计产量越高,但最优簇数取决于开采时间的长短。研究结果可为致密油藏体积压裂水平井造缝设计提供依据。     

国内烃基无水压裂液技术研究与应用进展

压裂是油气增产的主要措施之一,常规水基压裂对环境和水资源带来前所未有的威胁,低伤害和环境友好型无水压裂液将成为今后压裂技术研究与应用的热点。介绍了烃基无水压裂液的组成、技术优势和存在的问题。通过文献调研发现,以二烷基磷酸酯及其盐作为胶凝剂、三价金属离子作交联剂、醋酸钠和碳酸钠作破胶剂制备的烃基无水压裂液技术,能满足130℃以内油气储层压裂施工需求,可解决页岩油气等非常规油气藏在压裂改造中遇到的水资源消耗大、返排废液难处理、储层伤害大等技术难题。烃基无水压裂液在实现油气田绿色高效开发过程中,具有广阔的技术优势和应用前景,但是,施工安全和价格仍然是制约无水压裂液规模化现场应用的最大障碍。      

考虑流固耦合的双弯头压裂管汇的振动特性

高压压裂过程中,压裂车与交流管汇相连接的弯头极易因管汇的剧烈振动发生疲劳损坏,降低了弯头的使用寿命。为此,基于流固耦合理论,推导了高压弯管的运动方程,对弯头在波动流作用下的流体力学模型和固体运动模型引入摩擦耦合因素,并运用ANSYS Workbench软件进行仿真计算,分析了双弯头的连接角度、弯管的壁厚、曲率半径等参数对弯管固有频率的影响,通过现场实测数据对仿真计算结果进行了验证。结果表明:(1)双弯头连接角度对固有频率影响较大;(2)双弯头固有频率随着弯头内径的增大近似线性增大,随着弯头曲率半径的增大而减小。结论认为,(1)双弯管连接角度介于75°~105°更有利于减小管汇的振动强度,弯管的振动强度最大可减小约30%;(2)在流固耦合的作用下,双弯头弯管的固有频率随弯管内径的增长呈近似线性增长的关系,压裂现场压力为60 MPa左右时应选取内径为?101.4 mm(4 in)的压裂管线;(3)在压裂现场激振频率不高的情况下,弯管内径为70 mm时,弯管的曲率半径应该尽量控制在160 mm左右。     

页岩气储层缝网压裂理论与技术研究新进展

为破解页岩气开发技术的瓶颈,借鉴北美地区页岩气开发已取得的成果与经验,基于我国自2005年来页岩气开发技术的探索与实践认识,并结合最新的研究成果,综合分析了页岩气储层缝网可压性评价、缝网扩展机理、压裂改造体积评价、压裂液研制等方面的理论新进展,主要包括：页岩脆性从建立矿物、力学的半定量门限值测定发展到整合了岩石组分、弹性力学、天然裂缝发育特征的综合评价;缝网扩展从定向延伸理论发展到随机天然裂缝分布下的缝网形成模拟;储层改造体积从依赖微地震监测等仪器技术发展到依托于离散裂缝网络、扩展有限元的数学理论评价方法;压裂液从滑溜水（减阻水）和线性胶压裂液体系的泛用到少水或无水等新型压裂液的研制与应用。在此基础上,指出了页岩气储层缝网可压裂性综合评价、深层页岩气压裂、页岩气压裂施工曲线诊断、页岩气重复压裂理论、新型压裂液体系研制及其返排控制等理论和技术所面临的挑战,并预测了相关技术的发展趋势,以期为我国后续页岩气高效开发提供理论与技术指导。     

深层长水平段页岩气井趾端压裂滑套的研制

为打破国外公司的技术垄断、解决国内深层长水平段页岩气井第一段储层改造面临的技术难题,在明确应用环境及施工要求的基础上,开展了结构设计、室内试验与评价、配套固井工艺研究,研制出了一种能够满足高温、高压固井及大排量压裂施工要求的趾端压裂滑套,并在四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区内的长宁H7-5井开展了现场试验。结果表明:(1)自主研发的趾端压裂滑套通过井口打压的方式打开,形成第一段压裂或泵送通道,可替代连续油管第一段射孔作业;(2)趾端压裂滑套采用内表面特殊涂层设计、内滑套上行开启结构以及压裂喷砂孔暂堵设计,可提高滑套在固井环境中的适应能力、降低固井水泥对滑套正常开启的影响;(3)趾端压裂滑套采用破裂盘破裂开启滑套的方式,可提高滑套的开启精度,保证在高温、高压条件下工具能够精确开启。结论认为,所研制的趾端压裂滑套现场工艺操作简单,工具性能稳定、可靠,开启精度高,各项指标均达到了页岩气水平井固井、压裂设计和施工的要求,提高了施工作业的效率,降低了作业的风险和成本,在深层长水平段页岩气井第一段储层改造中具有较好的推广应用前景,对于深层页岩气藏实现效益开发具有重要的现实意义。     

压裂泵液力端阀箱内腔结构优化研究

压裂泵液力端阀箱内腔在加工完成后会自然形成相贯线,该相贯线位置存在严重的应力集中问题。这些位置也是液力端阀箱常见的开裂位置,虽然通过相贯线倒圆角的方式可以减小应力集中程度,但是应力减小的幅度不是十分明显。针对此问题,通过有限元仿真对比的方式进行了阀箱内腔优化研究,提出了减小阀箱内腔应力集中程度的技术方案,同时提出了应用该方案时应注意的一些问题。研究结果对于提高压裂泵液力端使用寿命及优化压裂泵液力端设计具有一定的指导意义。     

深井裸眼封隔器分段酸压管柱打捞实践

安岳气田灯影组气藏广泛采用大斜度井/水平井裸眼封隔器分段酸压工艺试油完井,悬挂封隔器及下部管柱被“永久性”留在井下。如果利用原裸眼侧钻,则需要打捞分段酸压管柱至套管鞋以下30 m左右。MX126井和GS121井前期打捞作业历时均超过50 d,打捞效率非常低,主要原因为：悬挂封隔器双向锚定,裸眼封隔器和连接油管埋卡严重且位于大斜度井段,压井后长时间静止埋卡越来越严重;钻井液压井后切割油管受阻,没有完成落鱼切割分段;套磨铣导致封隔器解体,倒扣时落鱼出现多处退扣,倒扣打捞效率低。针对上述问题,优化了打捞技术措施：钻井液压井前,采用泵送径向切割工艺在清水中切割油管,确保切割成功率;采用带压拔出插管循环压井,缩短钻井液浸泡时间,降低次生卡钻风险;优选磨铣工具和打捞工具,优化磨铣工艺和震击解卡打捞工艺,维持落鱼完整性、力求捞出整段被切割落鱼。该技术成功应用于MX146井和GS127井后期的打捞作业,分别用时12 d和5 d。该技术可以显著提高裸眼封隔器分段酸压管柱的打捞效率,具有推广应用价值。     

威远页岩气区块某平台配液用水与采出水细菌群落演替规律

目的探究在页岩气生产过程中的关键腐蚀细菌,解析其中细菌潜在的演替规律。方法利用16S rRNA高通量测序分析技术对威远地区页岩气某平台配液用水和采出水菌群进行检测。结果清水配液的细菌结构与采出水、回用返排液完全不同,压裂后细菌的丰富度及多样性降低;关键腐蚀细菌包括弓形杆菌属(Arcobacter)、海细菌属(Marinobacterium)、假单胞菌属(Pseudomonas)等;清水配液中细菌群落是由嗜温、好氧、硫酸盐还原和产酸等功能较弱的细菌为主,而回用返排液中存在大量具有硫代谢、产酸和产生物膜功能的细菌,经压裂后,采出水中以兼性厌氧、厌氧或严格厌氧,即具有硫酸盐还原、硫还原、硫氧化、产酸、产生物膜、铁还原等功能的细菌为主,并鉴定出部分嗜热细菌。结论可为进一步研究集输管道细菌腐蚀及管道防护提供理论与技术支持。     

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??Due to downhole complexities, shale-gas horizontal well fracturing in the Sichuan Basin suffered from casing deformation and failure to apply the technique of cable-conveyed perforation bridge plug. In view of these problems, a new technique of staged volume fracturing with temporary plugging by sand filling is employed. Based on theoretical analyses and field tests, a design of optimized parameters of coiled tubing multi-cluster sand-blasting perforation and temporary plugging by sand filling was proposed. It was applied in the horizontal Well ZJ-1 in which casing deformation occurred. The following results are achieved in field operations. First, this technique enables selective staged fracturing in horizontal sections. Second, this technique can realize massive staged fracturing credibly without mechanical plugging, with the operating efficiency equivalent to the conventional bridge plug staged fracturing. Third, full-hole is preserved after fracturing, thus it is possible to directly conduct an open flow test without time consumption of a wiper trip. The staged volume fracturing with temporary plugging by sand filling facilitated the 14-stage fracturing in Well ZJ-1, with similar SRV to that achieved by conventional bridge plug staged fracturing and higher gas yield than neighboring wells at the same platform. Thus, a new and effective technique is presented in multi-cluster staged volume fracturing of shale gas horizontal wells.