羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液的高温性能评价

评价了羧甲基羟丙基瓜尔胶（CMHPG）压裂液在90～180℃的流变性与伤害特征。该稠化剂水不溶物含量低于1.1%,用于180℃储层的加量为0.60%,基液黏度88.6 mPa.s,交联液在170 1/s剪切100 min后的黏度大于50 mPa.s。0.25%交联液100℃时的储能模量为2.451 Pa,大于0.50%羟丙基瓜尔胶（HPG）交联液的0.7265Pa。CMHPG交联液在低破胶剂浓度下即可快速破胶水化,残渣含量为194～225 mg/L,不到HPG的1/2。CMHPG和HPG交联液对储层岩心的伤害率分别为39.8%、52.3%。CMHPG交联液悬砂性能良好。在排量2～6 m3/min时,0.45%CMHPG压裂液基液（用于150℃高温深井）的摩阻系数与0.30%HPG基液（用于70℃地层）相当。与HPG压裂液相比,CMHPG压裂液具有高弹性、高悬砂性及低稠化剂使用浓度、低基液黏度、低伤害、低摩阻的＂二高四低＂性能。图5表8参4     

数字式分层注水实时监控系统的设计与应用

随着超低渗油气藏注水开发时间的延长,受储层非均质性的影响,层间吸水差异大,造成储藏动用程度严重不均、层间矛盾突出,影响整体开发效果。常规的分层注水技术存在测调过程复杂、分注合格率下降快且不能实时监测和调节井下分层注水量等问题。采用压力波进行地面/井下双向无线通讯的智能分注技术可以在一定程度上解决上述难题,基于该技术的数字式分层注水实时监控系统由井下智能配水器、地面控制装置和数据的远程无线传输模块组成,可实现井下分层流量的自动调节及注水参数的实时监测与上传、注水井动态数据的远程无线传输与分享等。现场试验1 600余口井,分注合格率长期保持在95%以上;试验区水驱动用程度提高2%～3%,自然递减降低1%～2%,效果良好。智能分注技术的完善与推广可为储层动态分析及油田注水策略的及时调整提供必要的依据与手段。     

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针对长庆上古生界低渗低压砂岩储层特点，为降低低压气层的伤害，改善压裂增产效果，自2000年起，长庆油田公司开展了CO₂压裂工艺的系统研究和工程试验，先后在榆林、苏里格、靖边等气田的天然气井上共实施21口井23层，气层深度3000~3500 m，最大单井加砂量47.8 m3，平均砂比达29.5％，CO₂泡沫质量为25%~64％。CO₂压裂在多数井取得了明显的增产效果，且通过研究与试验形成了由酸性交联液体体系、恒定内相和变比例设计方法、施工技术、装备配套等组成的CO₂压裂工艺体系。     

波码通信分层注水技术研究及现场应用

常规分注井无法连续监测数据,需人工定期测调确保分注合格率。随着技术进步,国内油田逐步向数字式分注发展。长庆油田以超低渗透储层为主,层间非均质强,小层注水量小,通过持续攻关,创新提出了波码通信分层注水技术,攻克了小水量测试调配及远程无线通信与控制难题,形成了适合长庆油田的带压作业模式。该技术通过压力流量波码实现地面与井下数据无线远程传输,配水器实现井下分层流量自动测调与数据录取,现场应用1200余口井,地面与井下无线数据传输距离达到2800m,分层注水合格率长期保持90%以上,最长有效期近4年,单井年节约测试费用5万元,解决了常规分注技术面临的技术瓶颈,人员劳动强度大幅降低,提升了油田注水精细化水平。     

苏里格气田完善压裂助排措施试验效果分析

苏里格气田储层物性差、非均质性强、能量不足,大规模压裂排液效果较差,必须优化液氮伴注工艺、研制高效起泡剂,匹配液氮用量与施工规模.从苏里格气田排液现状、措施原理论证、操作方法、实施效果等方面入手,对2001～2003年苏里格排液效果进行了综合评价分析.     

苏里格气田完善压裂助排技术试验效果分析

苏里格气田上古生界储层具有低孔、低渗、低压、非均质强、低产等特点，迫切需要进行储层改造技术攻关．以期提高单井产量和实现经济有效开发。2001年在大量的室内实验研究基础上．开展了CO2增能压裂、大规模压裂等试验，取得了一定的效果，同时也发现大规模压后排液困难、排液周期长、返排率较低的问题。针对此问题，为使苏里格气田整体排液状况进一步得到改善．自2002年起深入开展了一系列的技术攻关．首次对起泡剂的抗吸附性及耐盐性进行了评价分析，其次对液氮最佳拌注比例及拌注工艺进行了优化，形成了苏里格气田特色的液氮工艺技术。本文从排液现状、原因分析、措施原理论证、操作方法、实施效果分析等方面入手，对2001—2003年苏里格气田的排液工艺的发展进行了论述．     

超低渗透储层小型压裂测试方法改进与应用

长庆超低渗储层物性差,采用常规小型压裂测试方法压降非常缓慢,难以获得人工裂缝闭合压力,通过国内外技术调研和方法研究,改进常规小型压裂测试方案设计及分析方法,形成适用于超低渗储层特征的小型压裂测试新方法—回流测试压裂方法,完成了10口井的方案设计与现场试验,通过分析解释获得了储层闭合压力等参数,对超低渗储层压裂优化设计起到了重要的作用。     

注水开发水平井水淹类型识别及堵水技术研究

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏采用直井注水、水平井采油井网开发,1口水平采油井对应多口配套注水井,生产过程中部分井水淹损失产能,为了快速识别注水开发水平井水淹类型,恢复水平井单井产能,通过分析对应注水井生产动态指标,利用模糊聚类法判断水平井来水方向,基于储层物性、改造措施类型、渗流特征等建立了油藏模型,通过模拟计算确定最佳堵水时机、堵剂用量、施工参数等。矿场试验表明模糊聚类法可以确定优势来水方向,优化的堵水调剖参数在现场应用效果明显。     

APR压控测试联作工艺技术在川东北气田的应用

APR压控测试联作工艺技术解决了川东北深层碳酸盐岩和陆相碎屑岩浅层试气技术问题,它将成为川东北射孔、措施改造、测试试气的重要发展方向。该技术对于加快试气速度、提高试气资料质量、提高测试时效、降低试气成本、减轻劳动强度起到积极的作用;同时,应用该工艺技术,可避免气层遭受二次压井污染,防止井喷等事故的发生,可有效保护气藏和当地生态环境。     

桥式同心井下恒流分层注水技术

低渗透油藏分层注水合格率受压力波动等因素影响下降快,针对这一问题,设计了井下小体积水嘴自调节机构,将其集成于桥式同心井下恒流分层配水器,以缓解压力波动导致的分层注水量不稳定问题。基于伯努利方程,在理论分析及室内试验的基础上,设计了水嘴自调节机构,以达到井下小流量分层恒流注水目的。室内试验可知,自调节机构可在注入压力0.2～1.5 MPa范围内实现调节。采用水嘴自调节机构形成的桥式同心井下恒流分层注水技术,已在长庆油田低渗透油藏应用40余井次,实现了注入压力上升1.5 MPa以内不需人工干预、自动调节分层注水量至配注合格。长庆油田现场应用表明,桥式同心井下恒流分层注水技术可将6个月后分层注水合格率由常规分层注水的43.4%提高至75.0%,可将测调频次由常规分层注水的4次/年优化为2次/年,并延长分层注井测调周期,单井作业费用降低2.6万元/年。桥式同心井下恒流分层注水技术,为低渗透油藏精细注水开发提供了更高效的分层注水手段。