油页岩天然岩心支撑剂嵌入导流能力实验研究

辽河油田大民屯盆地沙四段发育一套湖相致密储层,岩性为含碳酸盐的油页岩。由于平均泥质含量高达39.4%,支撑剂容易发生嵌入使人工裂缝导流能力变差。以往导流能力评价实验通常采用钢板或人造岩心夹持支撑剂的方法,忽略了储层岩性的天然属性,实验数据参考性差。为了定量评价储层条件下支撑剂嵌入影响,利用钻井取心制备成天然岩板,并运用CDLY-2006水力压裂裂缝导流能力测试系统,进行了天然岩板、钢板长期导流能力对比实验,分析了不同粒径、不同闭合压力、不同铺砂浓度下的裂缝导流能力变化。结果表明,随着闭合应力的增大,不同粒径支撑剂的导流能力普遍呈下降趋势;支撑剂粒径越大、铺砂浓度越小,因嵌入作用损失的导流能力越大。天然岩板导流能力实验提供了模拟储层条件下的相对精确数据,为油页岩储层压裂方案设计提供了参考依据。     

川渝碳酸盐岩储层胶凝酸配方研究

酸压是碳酸盐岩储层改造增产的主要措施,而优选适合的酸液体系是实现酸压成功的重要前提。通过分子结构设计,研发设计了共聚物型耐高温胶凝剂和集络合、防膨、助排功能于一体的多功能剂,同时优选耐高温缓蚀剂,形成了一套适合于川渝碳酸盐岩储层特点的胶凝酸配方体系。综合评价表明,配方的抗剪切、缓蚀、络合、防膨等性能指标均满足标准要求,在不提高酸液黏度的基础上,有效降低了H+传质速率,使酸岩反应速率变小,并降低对储层造成的伤害。利用旋转岩盘酸岩反应测试系统、酸蚀裂缝导流能力测试系统,对胶凝酸体系酸岩反应动力学、裂缝导流能力及刻蚀形态进行系统评价。结果表明,该体系具有优异的缓速性能,在闭合压力60MPa下,酸蚀裂缝导流能力可达到8.48μm2·cm。激光扫描结果表明,酸液非均匀刻蚀程度提高120%,对裂缝形貌改变明显。     

碳酸盐岩酸压裂缝内净压力变化规律研究

酸化压裂是开发碳酸盐岩储层最常用的增产技术,而酸压裂缝内净压力是反映裂缝扩展特征、推断裂缝几何形态的重要参数。以水力压裂裂缝延伸机理为基础,基于酸岩反应理论,考虑酸岩反应导致的缝宽变化、CO₂气体膨胀、酸液滤失及岩石力学性质变化,结合PKN模型,建立酸压裂缝内的净压力计算模型并进行验证。研究分析酸压裂缝内净压力的影响因素及其规律,结果表明：距缝口距离越远,水力裂缝与酸压裂缝的缝宽均越小,酸液的溶蚀作用会使裂缝宽度增大。随着液体的滤失,离缝口越远液体越少,水力裂缝与酸压裂缝净压力逐渐减小,越靠近裂缝尖端净压力衰减越快。随着作用时间延长,酸压裂缝缝宽逐渐增大,前期随着大量CO₂生成,净压力迅速增大,随着酸液消耗与滤失增加,之后逐渐减小并趋于稳定。随着排量的增大,滤失增大,酸压裂缝缝宽及净压力均逐渐增大且增量越来越小。在黏度较小的情况下,滤失较大,净压力逐渐减小;在黏度较大的情况下,CO₂膨胀作用大于滤失作用,净压力逐渐增大。随着酸液浓度的增大,酸岩反应速率增大,反应生成CO₂增多,净压力逐渐增大。     

塔河奥陶系6000m~3超大规模酸压实践

针对塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏常规酸压存在酸蚀裂缝距离短,导流能力有限,难以沟通远处有效储集体的问题,在TH12312井探索并实践大幅增加酸压液体用量及施工排量的6000m3超大规模酸压工艺技术。优选方案为滑溜水4000m3,施工排量≥7.0m3/min;变黏酸600m3,施工排量≥7.5m3/min;胶凝酸400m3,施工排量≥7.5m3/min;顶替液:滑溜水1000m3,施工排量≥7.0m3/min。动态缝长可达到289.9m,动态缝高可达到77m,酸蚀缝长可达到227m,导流能力可达到426mD·m。整个施工过程交替注入滑溜水和酸液,累计注入总液量6008m3,同时加入粉陶70t,最高泵压达到94.3MPa,最高排量8.5m3/min,酸压施工获得成功。酸压时的裂缝监测及后期生产效果评价表明,该工艺取得了提高造缝长度、改善储层导流能力、沟通远处储集体的效果,刷新了酸压规模的世界纪录。     

不同孔隙率下加气混凝土吸放湿性能试验研究

为研究孔隙率对加气混凝土中湿分迁移特性的影响,采用恒温恒湿箱控制环境相对湿度和温度的方法对具有三种不同孔隙率的加气混凝土试样的动态吸湿和放湿过程进行了测试。研究结果表明,在等温吸湿过程中,加气混凝土试样的孔隙率越大,其含水率增长速率越大且平衡含水率也越高;而在等温放湿过程中,孔隙率越大的试样含水率下降速率越快且平衡含水率也越小,达到放湿平衡所需的时间则随相对湿度的提高而增长。比较不同环境温度下的吸放湿过程可知,较低的环境温度使得试样达到平衡状态所需的时间显著增加。此外,根据等温吸湿数据给出了加气混凝土吸湿平衡含水率随相对湿度变化的分段函数拟合公式。     

白鹤滩水电站导流洞衬砌混凝土温控限裂技术研究

温度裂缝严重影响水工衬砌结构的耐久性和安全性。白鹤滩水电站导流洞导流任务重、使用时间长、尾水段与尾水洞结合为永久结构。为限制温度裂缝,使用低热水泥、预冷混凝土、通水冷却、冬季挂帘等综合温控措施,使混凝土裂缝大幅减少。通过统计现场监测数据及裂缝特征,论证了温控措施的合理性,分析了裂缝的一般规律。利用有限元法分析裂缝影响因素的敏感性,结果表明,大量裂缝出现在冬季昼夜温差变化较大时;低温季节当气温变化幅度较小,选择自然入仓也能满足温控要求;断面尺寸越小、分仓长度越短、分期施工对限制混凝土裂缝有利;围岩越完整,约束作用越强,衬砌混凝土开裂风险越大。研究成果可为类似工程提供参考和借鉴。     

自动拟合试井分析新方法

自动拟合试井分析的效率及准确性主要取决于所选择的数据和自动拟合算法。采用小波变换对原始数据进行去噪处理,保证了自动拟合分析对数据的要求。而对于自动拟合算法,则采用模拟退火法和LM算法结合的算法。克服了模拟退火法搜索效率会随着向最优解靠拢而逐渐降低和LM算法存在对初值依赖性强的难题。     

纳米颗粒对二元硝酸盐表面张力和密度的影响

为准确计算纳米熔盐的传热储热能力,利用高温熔融法将SiO2纳米颗粒分散至二元硝酸盐(60％NaNO3-40％KNO3)中,制备了5种不同含量SiO2纳米颗粒的纳米熔盐复合材料.基于阿基米德法测量液体密度和拉筒法测量液体表面张力的原理改进实验装置,搭建高温熔盐密度、表面张力实验台.实验对制备的5种纳米熔盐的表面张力和密度进行实验测量,并对实验数据进行拟合,得到5种纳米熔盐密度和表面张力随温度的变化关系,拟合得到纳米熔盐密度和表面张力与温度之间的实验关联式.结果表明,基盐及5种纳米熔盐的密度均随温度的升高而下降,且加入SiO2纳米颗粒后,熔融盐的密度变化不明显.基盐及5种纳米熔盐的表面张力也随温度的升高而下降,且加入SiO2纳米颗粒后,熔融盐的表面张力值均有所增加.提出纳米熔盐形成机理,并对纳米熔盐密度和表面张力改变的原因进行解释.     

自动拟合试井分析新方法

自动拟合试井分析的效率及准确性主要取决于所选择的数据和自动拟合算法。采用小波变换对原始数据进行去噪处理,保证了自动拟合分析对数据的要求。而对于自动拟合算法,则采用模拟退火法和LM算法结合的算法。克服了模拟退火法搜索效率会随着向最优解靠拢而逐渐降低和LM算法存在对初值依赖性强的难题。     

基于AMSAA模型的变电设备寿期决策方法

针对传统的变电设备寿期决策方法多采用设备的更换数据进行分析来获取寿命分布曲线和可靠性指标,而忽略了运行过程中故障和维修对设备可靠性的影响问题,根据重要变电设备的维修数据远多于更换数据的特点,提出了采用AMSAA模型拟合变电设备在维修后的可靠性更新过程来获取设备的可靠性指标,克服了传统方法忽略维修和故障信息的缺点。实例应用结果表明,与传统方法相比,该方法提高了数据拟合的准确性,且得到的结果更符合变电设备的实际特点。     

Experimental investigation of long-term fracture conductivity filled with quartz sand: Mixing proppants and closing pressure

With the rapid technological advances in hydraulic fracturing, the economic development of ultra-tight gas/oil reservoirs becomes feasible, altering current energy image between demand and supply. The key parameter evaluating the artificial hydraulic fracture is the long-term conductivity, manifesting the transport capacity for reservoir fluids. The majority of previous contributions focused on the impacts of inherent proppant properties on long-term fracture conductivity, while the influence induced by mixture proppants with a wide range of particle size has not received due attention. In particular, as for the realistic field case, multiple types of proppants with diverse particle sizes are utilized to reach desirable conductivity. At the same time, the stress conditions inevitably change within the depressurization development process, leading to the evident enhancement of closing pressure towards artificial fracture, acting as the detrimental role for long-term fracture conductivity. As a result, it is dramatically necessary and urgent to reveal the mutual influence arising from mixture proppants as well as closing pressure. In order to address this issue, series of laboratory experiments are implemented, and comprehensive theoretical analysis in terms of experimental data is performed. Results show that (a) reduction of particle size is observed with increasing closing pressure, the average decreasing rate approaches 19.3%; (b) Closing pressure acts as a detrimental role impairing conductivity, the amplitude is able to reach 42.1% as for the mixture case with a relatively high proportion of mesh-20/40 particles; (c) Mixing proppants uniformly fails to enhance fracture conductivity effectively, and the forward segmentation is demonstrated as the suitable strategy and beneficial for fluid transport capacity. The contribution expects to advance current understanding regarding the impact of mixture proppants on long-term fracture conductivity.     

New correlations to predict fracture conductivity based on the formation lithology

Acid fracturing is one of the most important well stimulation methods. Acid fracture conductivity, which represents the available capacity of the fluid pass in fractures, is one the main parameters for designing acid fracturing process. The volume of dissolved rock, rock strength, and closure stress on the fracture are the effective parameters on the acid fracturing conductivity. In this study, regarding above parameters and formation lithology, Genetic Algorithm was used to develop a robust intelligent model to estimate the fracture conductivity by considering experimental data of different formations. Results showed that formation lithology plays a considerable role in fracture conductivity prediction.     

超支化压裂液在川西致密气藏的应用研究

压裂液是影响支撑裂缝导流能力的主要因素之一.但常规胍胶稠化剂水不溶物含量高、压裂液破胶残渣多,给川西中浅层高效开发带来了极大挑战.通过低伤害压裂液优选,提出了采用超支化压裂液,降低压裂液成本、降低对储层伤害的思路.采用“准一步法”工艺,合成了超支化聚合物稠化剂,并通过交联剂、黏土稳定剂及破胶剂功能团优化设计和合成,研究形成了一种超支化压裂液体系.室内评价表明,该压裂液具有配方简单,交联后挑挂性好,耐温耐剪切性好,易破胶,破胶液表面张力低,残渣少等优点.成本对比表明,该超支化压裂液成本约为常规胍胶压裂液的77％,是一种“清洁”、低成本的压裂液体系.通过在川西某气田探边井应用表明,该压裂液施工摩阻约为常规胍胶压裂液的30％～50％,具有摩阻超低的特点,并且压后排液速度快、返排率高,在川西致密储层大型压裂改造中具有突出的成本与技术优势.     

扶余油田压裂技术发展方向研究

压裂改造技术已成为低渗透油田开发的主要手段,也是低渗透油田稳产的重要保障,在增油方面与其他技术相比,有着明显优势.随着油田开发的不断深入,以及储层改造的对象变得越来越复杂,压裂技术必须与井网特点紧密结合,以改善注采关系为重点,多种配套措施结合应用,实现区块整体改造,从而有效提高水驱采收率.以处于开发后期的扶余油田为实验对象,分析压裂技术在高含水老油田的实施效果,并对现存的瓶颈问题开展技术攻关,探索压裂技术未来的发展方向.提出压裂改造技术与注采井网相结合;研究合理的压裂周期,提高油层导流能力;采取压裂和调剖、堵水、分采等多项措施技术配套应用,综合调整区块的注采矛盾,实现剩余可采储量的有效动用;发展特殊工艺井压裂技术,对疑难井挖潜等措施,为扶余油田产能建设目标的顺利实现提供技术保证.     

定北区块复杂储层压裂工艺技术研究与应用

定北区块上古生界储层具有低孔、致密、高温、天然裂缝发育、基本无自然产能等复杂特征。勘探前期因地层参数缺乏．采用常规硼交联压裂液体系及常规压裂技术实施作业,压裂工艺的针对性不强,施工过程中极易出现砂堵现象。为此．开展了高温暂堵压裂液体系及测试压裂工艺技术应用研究,研制了有机锆交联高温暂堵压裂液体系,并选择定北7井2储层首先开展了小型压裂测试,获取了储层、压裂裂缝、压裂液等相关参数。根据测试压裂结果,对该储层进行压裂设计与施工：设计排量4．5m3／min．前置液比例37％,平均砂比24％,加砂量38m3,全程使用有机锆交联高温压裂液．前置液添加l％屏蔽暂堵剂。压裂施工结束后,对主压裂数据进行压力拟合,结果显示,研制的高温暂堵压裂液体系能满足区块高温、微裂缝发育储层的压裂造缝、携砂等施工需要,压裂改造达到了预期效果。     

高速通道压裂技术在国外的研究与应用

高速通道压裂技术是近两年出现的新工艺,主要应用在美国、俄罗斯、南美和北非、中东等油气高产地区,已在世界范围内实施超过3800井次,取得良好增产效果。该工艺的主要目标是在人工裂缝内部造出稳定而敞开的油气流动网络通道,显著提高人工裂缝的导流能力,消除由于残渣堵塞、支撑剂嵌入等引起的导流能力损失,从而减小井筒附近的压降漏斗效应,提高压裂改造效果。通过综合多簇射孔、支撑剂段塞注入和拌注纤维等工艺技术,实现了支撑剂在裂缝内非均匀铺砂;经过优化研究,使高速通道保持长期有效。该工艺可提高铺砂效果、减少压裂材料使用量,增加返排率,保持裂缝的清洁,并能有效减少施工中砂堵的风险,其适应性广,可用于砂岩、碳酸盐岩及页岩等各种油气藏。为解决国内低渗透油气藏压后普遍存在的返排困难和裂缝伤害等问题,提供了一种可行的技术方法。     

二次加砂工艺技术在玛北百口泉组砂砾岩的应用

准噶尔盆地环玛湖凹陷西斜坡三叠系百口泉组砂砾岩储层厚度大,具有低孔、低渗特征,油层居于储层上部,局部存在水层,储层压裂改造难点是控制人工裂缝向下延伸以及支撑剂的合理铺置。所谓二次加砂技术,是在压裂过程中,完成第一级加砂后停泵,待裂缝闭合,进行第二级加砂,每级加砂都是相对独立完整的泵注过程,该技术具有下列优点:控制裂缝高度向下延伸,具有控缝高作用,二次加砂压裂后的裂缝长度大于一次加砂(同等加砂规模下);支撑剂向上充填,正好充填在油层位置,有利于油气生产;压裂缝具有支撑裂缝宽度大,填砂浓度高,导流能力强等优点,满足低渗透油藏对裂缝导流能力的要求。在二次加砂技术基础上,针对不同的储层类型,开发出三种组合压裂工艺,分别为二次加砂+分层压裂组合工艺、二次加砂+前置滑溜水组合工艺、二次加砂+控缝高组合工艺。经过多井次试验,三种工艺均获得理想压裂效果。实践证明,二次加砂及其组合技术在玛湖凹陷储层具有很好的适应性。     

低渗复杂断块油藏采油技术对策

海拉尔油田构造、岩性复杂,断块破碎,储层物性差,存在储隔层应力差小、窜槽问题突出,施工压力大、裂缝延伸困难,单井产量低、注水压力高,以及储层多而薄等特点.对此,采用人工隔层、变排量和动态胶塞等控缝高技术及高施工压力对策,有效控制窜槽和施工压力高的问题,提高了压裂成功率和增产效果.通过实施矩形井网整体压裂、复杂岩性储层细分多层压裂和多分支缝压裂等技术,薄差层动用程度提高,单井产量增加,注水压力降低.抽油机安装前应根据油井井况和抽油机工况,初步测算平衡块质量和位置,避免出现严重的不平衡现象.对已出现不平衡的在用抽油机,可采取在游梁尾部焊接连接支座、连接配重,或在游梁尾部焊接短游梁、连接配重的改造措施.安装抽油机深井减载或二次减速装置,也可改善抽油机平衡状况,延长系统使用寿命.应用减载装置,降低杆柱下行时的轴向压力;通过扶正器的合理配置、油管锚定及抽汲参数的优化,可有效降低杆柱磨损几率,延长检泵周期.     

水平井机械隔离上提分段压裂工艺研究与应用

低渗透油田水平井开发是一项复杂而又有实际价值的工程技术。吉林油田4.6×108t探明未动用储量中,低渗透油藏超过90%,但产量普遍较低。为改变低渗透油藏"多井低产"的局面,开展低渗透油藏水平井开发试验。针对目前国内外低渗透油田水平井压裂改造工艺复杂、工艺可靠性差的现状,在环空分压和桥塞压裂工艺基础上,对工具和管柱结构进行改进,提出一种利用油管对水平井进行一趟管柱、双封单卡压裂施工多段的水平井上提分段压裂工艺及配套技术,同时,通过地面模拟试验,对研制的上提压裂管柱的水平状态冲砂性能和工具配件性能进行验证。经现场试验及应用,该管柱性能可靠,满足水平井分段压裂要求。水平井压裂工具,由其组成的工艺管柱入井工具少,性能稳定,全过程防卡控制,使施工更加安全可靠,是一种先进的水平井分段改造工艺技术。     

关于贝克曼梁弯沉与落锤弯沉检测值的相关性分析

分析评价目前国内测定弯沉值的两种主要检测设备（贝克曼梁式弯沉仪和落锤式弯沉仪）的技术特点。并基于大量的对比试验检测数据,比对找出两种方法的相关性是该方法被应用的前提,分析比较两种检测设备的数据可靠性、测量精确性、仪器稳定性与检测效率等。