杭锦旗地区致密气藏石英砂替代陶粒可行性实验研究

为了满足鄂尔多斯盆地杭锦旗地区低成本压裂改造的需要,根据杭锦旗地区不同区块闭合压力特点,开展了不同岩板对长期导流能力的影响、不同粒径对长期导流能力的影响、石英砂铺砂浓度的界定以及石英砂替代陶粒导流能力分析等实验研究工作。结果表明：1)在相同的闭合压力加载条件下,长期导流能力大小与石英砂所占支撑剂比例呈负相关;2)随着闭合压力加载时间的延长,支撑剂破碎和嵌入程度逐渐严重,30 h以后,人工裂缝导流能力损失明显;3)石英砂与陶粒的混合比例为2∶8,3∶7和4∶6时,其导流能力均满足闭合压力为35～50 MPa的要求,能够实现用石英砂替代陶粒而达到降低压裂成本的目的。以上成果认识,对杭锦旗地区石英砂替代陶粒压裂改造及实现低成本战略具有一定指导意义。     

基于STM32F407单片机的智能安防系统

实现小区的安全管理的重要监控系统是小区安全防范报警系统,安全隐患主要包括盗窃、煤气泄漏、火灾消防等.该系统是控制技术、计算机技术和网络通讯技术相结合,设计具有防盗,防火和防煤气泄露功能安防报警系统.     

致密砂岩新型水溶低温暂堵剂研制及性能测试

鄂北区块大牛地气田致密油储层孔喉小,温度偏低,其对暂堵剂的应用提出了更高要求。在优选丙烯酰胺、丙烯酸、亚硫酸氢钾等原料的基础上,借助自研的温压控制调节单体,通过调节单体加量聚合制备了新型低温暂堵剂,并评价了其溶解度及综合性能。结果表明,丙烯酸与丙烯酰胺最优配比为0.62,聚合反应的最优时间为1.83 h;当温度为30～40℃时,低温暂堵剂降解后的流动黏度≤5.21 mPa·s,在40℃、溶解时间为2.5 h时,暂堵剂的降解率≥80%;当暂堵剂铺置厚度为3 cm时,最大突破暂堵段塞需要的压力为60.12 MPa,当暂堵剂铺置厚度为7 cm时,最大突破暂堵段塞需要的压力为73.85 MPa;研制的新型低温暂堵剂性能优良,可满足鄂北区块的温度、承压及降解后的流动黏度需求。     

东胜气田超临界CO_2复合干法压裂技术试验

为了在储层改造过程中形成大规模复杂缝网,沟通井筒周围及远端富集区,获得较高产能,在东胜气田开展了超临界CO_2复合干法压裂技术先导试验。试验取得了成功,验证了该工艺在东胜气田致密低渗储层改造中的适应性。     

连续油管水平井滑套钻铣工艺技术

水平井裸眼封隔器分段压裂中,压裂滑套导致水平段井径不统一,后期作业管柱无法下入;地层砂、压裂砂在滑套台阶处沉积易造成井眼堵塞,生产无法正常运行,需要在压裂后钻除压裂滑套。利用连续油管作业效率高、可带压作业的优点,优化管柱结构,优选磨鞋、工作液及施工排量,制定施工作业要求,形成了连续油管水平井滑套钻铣工艺技术。该工艺在东胜气田一口水平井中成功钻除水平段的8级压裂滑套,钻铣工具选用#x03D5;89 mm的高效五翼平底磨鞋,冲砂液选择含有1%KCl的25 mPa·s胍胶,施工排量为350～400 L/min,放喷试气计算无阻流量为6.350 6×10~4 m~3/d,解除了油气通道障碍。该技术为裸眼封隔器分段压裂水平井油气开发提供了技术方案。     

杭锦旗区块致密气藏混合水体积压裂技术

鄂尔多斯盆地杭锦旗区块存在致密气藏储层物性较差、单一裂缝无法有效扩大储层改造体积和压裂后初期产量低等问题,为解决这些问题,结合杭锦旗区块下石盒子组储层地质特征,按照“体积压裂”理念,分析了影响混合水体积压裂工艺效果的关键因素,优选了压裂液体系,并进行了施工排量及施工规模优化,形成了适用于杭锦旗区块致密气藏的混合水体积压裂技术。该技术采用滑溜水、线性胶和交联液等不同类型的液体进行交替压裂施工,在开启储层天然裂缝的同时形成了高导流主缝及复杂支缝,实现对储层的立体改造。该技术在杭锦旗区块现场应用了5口井,压裂后平均无阻流量为13.2×104 m3/d,增产效果明显。研究结果表明,致密气藏混合水体积压裂技术解决了杭锦旗区块单一裂缝无法扩大储层改造体积和压裂后产量低的问题,具有较好的推广应用价值。      

中半径水平侧钻技术在深高温气井钻井中可以缩短钻井时间、降低成本和减小风险

沙特阿美石油公司的首个中半径水平侧钻井,Haradh-AX1井,于2008年6月完钻,它创造了一个耗时48.7天、油层接触深度4989ft、共减少总成本33%的记录。先前,二叠系Khuff-C段水平侧钻井与Haradh-AX1井的操作相同,即：钻开完井段,侧钻,重新完井。沿Khuff-C段侧钻分支,平均每83天可钻3441ft。中径分支定向井在以12°/100ft增斜,以88°倾斜角稳斜后钻进,可以获得较快的钻头钻进速率、较低的扭矩和摩阻,以及较高的井眼稳定性和可控性。在先前的长水平段侧钻设计中,需要进行充分的磨铣以进入83/8in的侧钻裸眼井段。然后从底层的白云岩开钻83/8in的长径造斜段,穿过底部压力异常的Sudair页岩储层到Khuff-C段的顶部,下7in的筛管并进行水泥固井。继续穿过Khuff-C段侧钻57/8in的分支,使用裸眼完井。在中径设计中,在相同的压力区,通过在Khuff-C目的层以上真垂深450ft处的7in筛管凿孔,造斜,钻57/8in的井眼穿过Khuff-C直到井总深,这样可以把侧钻段设计得更深。本文将从中径钻井技术出发,以沙特阿美石油公司的Arab-D油气藏水平油井（真垂深6500ft）和水平气井（真垂深12000ft的Khuff储层）为例详述中径钻井技术在减少钻时和节约成本方面的应用。     

大牛地气田纤维脉冲加砂压裂工艺

大牛地气田常规水平井加砂压裂工艺存在支撑剂回流、支撑剂沉降和支撑剂运移堆积导致部分气井压裂效果不理想的情况。为获得大牛地气田上古储层产能上的突破,在开展室内支撑剂沉降实验及砂团稳定性能试验的基础上,结合Fracpro PT压裂软件优化摸拟压裂设计和施工参数,在大牛地气田D66井区DPH-119井二叠系下统下石盒子组盒Ⅰ段进行了纤维脉冲加砂压裂工艺的先导试验。累计注入压裂液3 406.9 m~3,砂量342.6 m~3,液氮量192.9 m~3,纤维量1 573 kg。排液后期采用8 mm油嘴控制放喷求产,计算无阻流量6.53×104m~3/d。与同层位地质显示接近的DPH-128井相比,产量提高了15.1%,取得了较好的效果。该技术为大牛地气田气井的压后高产及高效返排提供了重要的技术支持。     

塔河油田超大规模复合酸压技术

塔河油田碳酸盐岩储层孔喉配合度低、连通性差、非均质性强,造成常规酸压滤失量大、酸蚀裂缝穿透距离有限、不能沟通井筒远处的有利储集体或定容体。根据不同区块储层的地质、物性特征,曾经先后试验应用了复合酸压和大前置液水力扩容技术。复合酸压技术在一定程度上提高了有效裂缝的长度,但对于距离井筒较远储集体的沟通具有一定的局限;水力扩容技术加大前置液泵入量,进一步增加了水力裂缝的长度,但压裂施工结束后,裂缝迅速闭合,没有形成有效的沟通裂缝。结合以往压裂施工的经验,塔河油田试验应用了“大前置液+变黏酸体系+胶凝酸+支撑剂单级或多级泵注体系”超大规模复合酸压技术,以有效提高酸蚀裂缝穿透距离和有效裂缝缝长,确保有效沟通井筒周围的有利储集体和压后裂缝的导流能力。塔河油田已在31口井应用了超大规模复合酸压技术,其中11口井在酸压后初期平均产油量98.1 t/d,增产效果较好。      

水平井分段转向酸酸化压裂技术

针对大牛地气田下古生界碳酸盐岩储层普通酸化压裂工艺存在的酸液滤失控制差、酸岩反应速度快、酸蚀作用距离较短等问题,利用水平井多级管外封隔器分段转向酸化压裂工艺技术对奥陶系马家沟组储层进行了尝试。实际应用表明：转向酸与岩层反应剩下的残酸和鲜酸形成黏度差,具有很好的降滤及分流转向性能;酸化压裂管柱采用酸化压裂、生产联作管柱＋裸眼封隔器＋压裂滑套一体化结构,实现了一趟管柱完成裸眼分段完井、分段酸化压裂、排液、投产一体化作业,并获得了无阻流量为５. ９２×１０４ｍ３ ／ ｄ 的高产气流。