一种低渗透油藏有效注采井距的确定方法及应用

为充分利用矿场实际产能测试数据来确定低渗油藏有效注采井距,在考虑低渗启动压力梯度基础上,利用产能公式推导了流度与米采油指数以及启动压力的参数方程,利用该方程及产能测试数据可以得到测试储层段的流度和动用半径。通过回归分析发现低渗油藏的有效注采井距与物性之间存在半对数关系,根据该关系曲线可以确定低渗透油藏定向井开发的有效注采井距。实例应用表明：储层物性越差,有效注采井距越小;低渗油藏的有效注采井距为2倍动用半径,即有效动用系数达到78.5%才能保证注采井间受效良好。利用该方法获得了渤海B油田不同流度下的有效注采井距图版,建议物性在5～20 mD之间储层的注采井距控制在300～450 m之间较为合理。     

低渗透油藏蓄能增渗压力规律数值模拟

针对延长油田注水开发中存在的高压注不进、难见效、含水上升快等问题,创新性地提出了蓄能增渗注水技术。运用油藏数值模拟方法研究了蓄能增渗注入和焖井期间裂缝、基质压力演变及井底压力传播规律,同时分析了注入量对蓄能增渗效果的影响。研究发现,在注入阶段中,随着水的快速注入,裂缝内压力升高,注入水由主裂缝向裂缝尖端传递,压力升高区域主要分布在裂缝周围,基质压力变化不大。在焖井阶段中,随焖井时间延长,裂缝及近裂缝带基质压力表现为先迅速下降,超过一定焖井时间后趋于稳定;距离裂缝大于30 m的基质压力随焖井时间延长出现先上升后下降的趋势。井底压力同样表现为焖井初期迅速下降,后期趋势变缓。注入量越高,地层能量提升越高。进一步剖析了低渗透油藏蓄能增渗作用机理。矿场应用证明该技术提压增油效果显著,可为类似油藏蓄能增渗开发提供经验借鉴。     

延安地区陆相页岩气勘探开发关键技术

陆相页岩气是我国页岩气资源的重要组成部分,具有良好的发展前景。针对陆相页岩气面临的一系列技术难题,开展了理论研究与关键技术攻关。研究结果表明：1)陆相页岩有机碳含量高,有机质类型为Ⅱ₂型、Ⅲ型干酪根,生气能力强,低成熟条件下仍然能够大量生气,具有“源储保”三元富集特征;2)通过核磁测井、等温吸附-声波联测和岩石力学实验等方法,建立了陆相页岩储集性、含气性及可压性等“三品质”测井综合评价技术,气层判识率达到94%;3)研发了页岩气水平井全井筒防塌、防漏钻井技术,以及适合于陆相页岩的水基钻井液技术、一次上返固井技术等,形成了页岩气高效低成本钻完井技术,钻井成本降低24.3%;4)针对陆相页岩塑性强、水力压裂效果差的问题,创建了CO₂混合压裂技术,云页平5井试气产量达到6×10⁴ m³/d; 5)构建了陆相页岩气表观渗透率计算方法和产能预测模型,符合率达到85%以上。关键技术应用后,共部署实施页岩气水平井5口,平均单井产量是原来的3倍,取得了显著效果。     

控压套管钻井的固井技术

套管控压钻井就是在不停注、不影响当前注采压力的前提下,实现安全环保完钻,保证油田整体开采效果.套管控压钻井受注采影响较大,实钻中注采井不停导致地层压力呈动态变化,因此需要实时调控钻井液密度,固井及候凝过程需要考虑井眼的静态和井下动态压力变化.本文讨论大庆油田套管控压钻井实践中的固井方案,形成套管控压钻井的固井技术.     

页岩油储层径向井立体压裂产能预测模型研究

页岩储层页理发育,常规水平井体积压裂纵向穿层能力不足导致改造程度受限。本文根据径向井立体压裂开发页岩油新思路,给出了径向井立体压裂的缝网形态描述方法,建立了页岩油三维基质—裂缝—井筒跨尺度流动模型,对比分析了水平井压裂和径向井立体压裂2种开发模式下的页岩油产能,研究了天然裂缝对页岩油产能的影响。结果表明：径向井立体压裂可打破裂缝层高限制,增强了储层改造效果,径向井层数和主井数越大,产能越高。以松辽盆地古龙页岩油藏为例,有天然裂缝条件下3井3层4分支径向井立体压裂缝网直接相交的水力裂缝是水平井压裂的1.35倍,第三年产油速率和总产油量均为水平井压裂的2.2倍以上,研究结果可为径向井立体压裂高效开发页岩油提供理论依据。     

LM200型反井钻机在深竖井施工中的应用

某大型水利枢纽工程的自备电站引水隧洞全长176.8 m,引水洞平面上采用直线布置,立面上分为渐变段、水平段、转弯段和竖井段,其中竖井段深110 m,高程340～230 m,地层为软硬相间的灰岩、炭泥质生物碎屑灰岩,工程岩体类别多为Ⅲ～Ⅳ级.隧洞竖井断面为圆形,直径360 cm.     

白炭黑粒子间距对天然橡胶复合材料性能的影响

分别采用不同分子链长度的改性剂乙二醇二缩水甘油醚、丁二醇二缩水甘油醚、己二醇二缩水甘油醚和聚乙二醇二缩水甘油醚(PEGDGE)对白炭黑进行隔离改性,研究改性白炭黑对天然橡胶(NR)复合材料性能的影响。结果表明:与未改性白炭黑填充的NR复合材料相比,改性白炭黑填充的NR复合材料的t10和t90缩短,FL和储能模量(G′)减小,硬度降低,拉伸强度、拉断伸长率和撕裂强度提高;当改性剂为PEGDGE(回转半径为1.11 nm)时,改性白炭黑的粒子间距最大,分散性最好,NR复合材料的交联密度最大,G′和损耗因子最小,物理性能最佳。     

聚羧酸超塑化剂与纳米SiO2颗粒协同作用对固井水泥浆性能的影响

以丙烯酸(AA)和聚乙二醇甲基丙烯酸甲酯(PEGMA)为单体,采用自由基聚合制备AA/PEGMA聚羧酸超塑化剂,并研究其与纳米SiO2颗粒协同作用对固井水泥浆的水化过程、微观结构、流变行为和力学性能的影响.采用红外光谱仪(IR)、核磁共振仪(NMR)、热重分析仪(TG)、扫描电镜(SEM)、流变仪和抗压强度分析仪分别对AA/PEGMA的分子结构、水泥浆的水化产物含量、微观形貌、流变行为和抗压强度进行表征分析.结果 表明,AA/PEGMA与纳米SiO2颗粒的协同作用能够显著促进水泥浆水化,降低Ca(OH)2含量,提高流动性(屈服应力降至约0.01 Pa),并使水泥石的微观结构致密化,力学性能明显增强,抗压强度提高43.6％.     

罗27长4+5油藏低产井治理技术应用

针对罗27长4+5油藏单井产能低、整体开发水平差的问题,从储层物性、注采井网完善程度、注水突进及层间矛盾等方面开展了油藏低产井的成因分析,并逐步形成了注采平面调控、纵向剖面治理、水井强化注水及油井措施挖潜等配套产能提升技术。矿场实践应用显示,罗27长4+5油田53口低产井平均日产油由54.63 t上升到59.32 t,平均日增油4.69 t,起到了较好的增油效果。研究成果为油田的高效开发提供了一定的技术支持,为同类油田提供了较好的借鉴。     

大古33-斜1井长距离防碰技术分析

大古33-斜1井由于距离临井过近,导致施工受临井限制严重,且施工难度增加,在施工过程中通过对井眼轨迹的高精度的实时监测,时刻进行与临井大古33井之间进行空间上的扫描测算,加强直井段井身轨迹控制,合理选择钻具进行搭配组合、通过操作人员进行钻进过程中对井眼轨迹精确地控制,达到预期效果。因此,通过科学手段对存在碰撞可能的井段进行预测和扫描,加上优良的操作技术去操控井眼轨迹防止产生碰撞,很有实际意义。