二氧化碳段塞辅助压裂技术的研究与试验

针对特低渗油藏地层能量下降大、压裂液难以返排的难题,进行了二氧化碳段塞辅助压裂技术的研究和试验.在压裂前注入液态二氧化碳,利用混相与溶解气作用,起到补充地层能量和提高压裂后助排效果的目的.通过室内试验研究和数值模拟,确定了以桩74块为代表的低渗油藏原油与二氧化碳的最小混相压力,并优选了最佳闷井时间和压裂施工参数,现场应用5口井,取得了较好的试验效果和经济效益.     

应用过油管膨胀技术堵水

随着老储层产水的不断增多,导致地面处理设备成本逐渐增加,油气生产井的生产效率下降,水处理和环保问题每年要花费数百万美元,越来越受到人们的关注.油气井经营者采取各种技术和方法来控制产水.堵水技术已经成为日常修井作业的一部分.目前普遍使用的方法包括注水泥、机械堵水、修井、应用特制的水泥或化学堵剂等.最初应用化学堵剂的结果令人鼓舞,但经营者必须确保将化学剂精确地充填到出水层,因为:[1]从经济的角度考虑,化学剂的成本相对较高;[2]堵剂若进入油层同样会发生反应,且这种"误"充填很难避免.解决这些问题尚存在诸多困难,因此选择新型的过油管层间隔离技术非常重要.过油管膨胀技术向业内提供了一种经济、可靠的充填堵水剂的方法.本文重点介绍目前可供使用的膨胀工具及其使用方法.     

天然气水合物水平井降压开采多相渗流—传热—力学耦合数值模拟：方法和南海场地应用

为安全高效开采天然气水合物,研究开采过程中水合物储层的稳定性至关重要,THM 耦合数值模拟能清晰认识水平井开采水合物过程中的力学响应规律,但由于模型常被简化为垂直于生产井的剖面来进行模拟,对真实地层变形空间的演化特征刻画不足。为此,基于水合物开采程序 TOUGH + HYDRATE,引入对 FLAC 力学程序的交互接口,构建了适用于水平井大规模开采的多相渗流—传热—力学(THM)耦合模拟程序,并基于我国第二次水合物试采场地资料,在以水平井试采实际产气量约束 THM 耦合模型的基础上,研究了水平井中长期开发条件下的气水产出与地层变形规律。研究结果表明 ：(1)在 7 MPa 生产压力、300 m 井长条件下,水平井开采 1 年的产气量可达 1 190×10⁴ m~3,压降在游离气层中的影响范围较大,产气来源于游离气层和水合物层,水合物分解范围不大 ;(2)预测试采60 天时的海底沉降约为 0.16 m,开采 1 年后可达 0.52 m。结论认为 ：(1)水平井开采水合物会引起较大范围的海底沉降,海底面呈线性持续下沉,空间上的沉降呈椭圆形分布 ;(2)水平井及其上...     

黏弹性表面活性剂压裂液流变性研究

鉴于早期VES压裂液在现场应用中存在的问题,制备了VES-SL黏弹性表面活性剂压裂液并研究了其流变性。VES-SL黏弹性表面活性剂由SL表面活性剂和助剂Ⅰ合成,SL表面活性剂烃基结构对VES-SL压裂液黏度的影响较小,SL表面活性剂的浓度较低时,VES-SL压裂液仍然保持较高的黏度,助剂Ⅰ的使用可以明显提高VES-SL压裂液的黏度,无机盐在一定浓度范围内对压裂液有增黏作用。VES-SL压裂液的抗热降解和剪切降解的能力强于HPG压裂液,且具有很好的流动性。实验结果表明,该压裂液黏度高、成本低,对岩心基质伤害率低,因此,其性能明显优于HPG压裂液。胜利油田营543区块现场试验效果对比表明,VES-SL压裂液的性能明显优于HPG压裂液,取得了良好的增油效果。图6表2参11     

无管柱打水泥塞的工艺研究与现场应用

通过分析石油行业修井作业系统传统打水泥塞施工工艺存在的技术缺陷，在机械捞砂工艺试验成功的基础上，开展无管柱打水泥塞技术的工艺研究。阐述了无管柱打塞工艺装置的结构及其工作原理，对该项工艺的技术关键、技术指标及其配套工艺进行了深入研究。通过工艺的现场试验及效果评价，认为该项工艺技术含量高、经济效益显著，能够带来较高的经济和社会效益，有着广阔的技术推广前景。     

岩石脆性对水力压裂裂缝影响的数值模拟实验

水力压裂裂缝起裂与拓展轨迹对致密油气储层水力压裂改造效果的影响至关重要。基于胜利油区某区块埋深为3200m的致密砂岩储层岩石试样的单轴压缩物理实验结果,应用数值模拟软件RFPA~(2D),对单轴压缩数值模拟实验中的岩石力学参数进行标定,建立数值模拟模型,研究岩石脆性指数及残余应力水平对水力压裂裂缝拓展轨迹的影响。研究结果表明:岩石脆性指数越大,越有利于水力压裂裂缝的拓展,并且产生的裂缝越宽,起裂压力越小,形成有效复杂裂缝网络的面积越大,水力压裂改造的效果越好;岩石残余应力水平越低,水力压裂产生裂缝的发育程度越高,并且压裂裂缝的宽度越宽,起裂压力越低,水力压裂改造的效果越明显。