低渗透薄互层多级分压简捷工艺

为了有效解决低渗透薄互层多级分压问题,提高单井日产油量,采用低密度油溶性堵球多层段连续分层压裂工艺,对堵球的性能评价、堵球分压的原则、施工规模、施工排量的优化等进行了介绍,从压裂优化设计、压裂施工的角度,证明低密度油溶性堵球是低渗透薄互层多级分压的最简捷最安全的施工工艺,现场施工封堵效率提高到了100%,单井增油量比分压前提高4倍多。     

斜井近井裂缝扩展机理及压裂工艺

随着井斜增大,实施压裂措施的难度不断增大,压裂时表现出砂比低、压力高、中后期加砂困难等现象,压裂效果很难达到设计要求。通过分析认为,加砂难度大的主要原因是井斜增大所致。利用大尺寸真三轴模拟实验系统,实验了在不同井层条件下的裂缝扩展形态,结合现场压裂井情况分析,明确了南堡A断块斜井加砂困难的主要原因。通过制定相应的压裂技术对策,现场实施压裂的成功率明显提高,砂比最高可从18%提高至40%,取得较好效果。      

大学《数据通信与网络》课程教学改革初探

通过对《数据通信与网络》的课程体系、内容、教学方法和手段等的改革和探索,结合精炼筛选教学内容、多媒体课堂教学等方式,提高了课程的教学质量,取得了良好的教学效果,有效地培养了学生自主学习和创新的能力。     

低浓度胍胶压裂液在高温大斜度井中的应用研究

针对常规胍胶压裂液体系残渣含量高、地层伤害大、压裂液返排率低及成本高的问题,结合冀东油田高尚堡、南堡油田某断块Ed2、ES13、ES2+33属于中孔低渗、特低渗储层,物性差,为降低低渗透储层伤害及压裂液成本,室内研究了低浓度胍胶压裂液体系配方(90℃~170℃),耐温可达170℃。与常规胍胶相比,稠化剂浓度可降低30%以上,残渣可降低40%,可大幅降低压裂液成本,该体系在冀东油田现场应用50余口井,压裂成功率95%以上,平均单井压后增油8 t/d,取得了良好的增产效果与经济效益。低浓度胍胶压裂液体系配方耐温达170℃,国内报道的低浓度胍胶压裂液配方最高抗温达到150℃。     

南堡油田深层火成岩天然气藏压裂技术

南堡油田火成岩裂缝性储层地质条件复杂,压裂造缝时易产生多裂缝,液体滤失大、砂堵风险高。通过储层评价、射孔优化、材料优选、管柱优化、泵序调整等措施及采用测试诊断、液体胶塞、砂比测试、粉陶砂塞等工艺,实现了降低施工井口压力、减少液体滤失、沟通远端裂缝的目的。现场实施4口井,最高加砂106m3,改造取得成功。现场实践表明,裂缝性储层合理控制射孔段长度能有效减少多裂缝;液体胶塞、粉陶段塞、油溶性降滤失剂等措施能大大降低微裂缝内液体滤失。     

MA-SAS-AA阻垢剂研制

以马来酸酐（MA）、烯丙基磺酸钠（SAS）、丙烯酸（AA）为原料,过硫酸铵为引发剂,合成了MA—SAS—AA水溶性聚合物阻垢剂,考察了合成条件对共聚物阻垢率的影响,结果表明,在MA：SAS：AA摩尔比为1：0．4：0．3,引发剂用量为单体总质量的10％,反应体系pH4．0,反应温度80℃,反应时间4h条件下,MA—SAS—AA共聚物阻垢剂对碳酸钙垢的阻垢率可达93．7％。同时考察了应用条件对共聚物阻垢率的影响,结果表明,在共聚物浓度10mg／L,成垢溶液pH8．0,溶液温度50～60℃条件下,共聚物对碳酸钙垢的阻垢率达90％以上。     

高温乳化压裂液的研制及性能评价

室内研制了一种配制W/O型乳化压裂液所需的乳化剂,并讨论了乳化剂加量、油水比、搅拌强度对乳状液稳定性的影响,得到了不同温度(90℃、120℃和130℃)条件下油包水乳化压裂液配方,并对乳化压裂液配方进行耐温耐剪切性能、流变参数、滤失性能及地层伤害性进行了工程评价。实验证明该配方的流变性能满足压裂液对液体的要求,滤失量较小,针对南堡油田东一段储层岩心,与水基压裂液相比,可降低压裂液对地层的伤害率达20%以上。在130℃条件下,170 s-1的剪切速率下,剪切120min后,表观黏度为88mPa·s,可满足中、高温深井、水敏性储层压裂改造。     

新型纤维在水力压裂液中的应用

常规聚合物压裂液一般依赖较高的流体粘度输送支撑剂,而纤维基压裂液通过纤维对支撑剂的携带、分布和运输作用来提高携砂能力,它能显著提高压裂液对支撑剂的输送能力,具有减少聚合物加量、减轻地层伤害、控制缝高、降低施工摩阻等显著优点。该项技术在几个油田的应用结果表明,它能够有效提高油井产量,具有广泛的适用性。