致密砂岩气藏压裂液体系对储层基质伤害性能评价

致密砂岩气藏由于其低孔低渗的储层特性,必须通过压裂增产措施才能实现其经济产能。以延安气田山西组致密砂岩气藏为研究对象,探讨了致密砂岩气藏压裂液评价方法,并进行了压裂液滤液对储层岩石基质渗透率伤害率和压裂液伤害后核磁共振测试试验;研究中基于压裂液与地层流体及工作液的配伍性研究,对压裂液的乳化率和残渣进行了测定,筛选出了3种适用于延安气田致密气高效开发的压裂液体系。基于岩心伤害测试评价和核磁共振测试评价表明,羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系、羟甲基羟丙基胍胶酸性压裂液体系、黏弹性表面活性剂VES体系虽均能满足延安气田压裂液作业要求,但是对比其他2种压裂液体系,羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系具有低伤害、低残渣和高返排的优势,建议采用羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系作为延长致密砂岩气藏储层改造的工作液体系,为该油田储层保护和有效开发提供支持。     

安棚油田深层系注水伤害因素研究

安棚油田深层系为特低孔特低渗油气田,地层弹性驱动能量低,及时注够水、注好水保持地层压力,是安棚油田取得预期开发效果的关键。针对安棚深层系的储层特点,在对安棚深层系注入水水质分析的基础上,进行了模拟注水过程的岩心流动试验。试验评价了注水过程中储层水敏、速敏、机杂等对储层造成的伤害因素及伤害程度,重点研究了注入水中机械杂质不同浓度、不同粒径及不同注入PV数对储层渗透率的影响,找出了安棚深层系注水造成储层伤害的主要因素是注入水中的机械杂质,提出了防止注水伤害的措施。对低孔低渗及特低渗油气田注水开发具有借鉴意义。     

支撑剂在滑溜水中的运移规律研究

页岩气藏压裂中大量使用低黏滑溜水压裂液,支撑剂在其中的沉降运移规律不同于以往的高黏压裂液,因此需要进行针对性研究。Stokes沉降公式只是考虑单颗粒支撑剂在静止液体中的沉降,没有考虑压裂液输送支撑剂的动态过程,为此进行了公式修正。在此基础上给出大量颗粒干扰沉降时沉降速度与加砂浓度的关系式,同时对影响沉降速度的主要因素,如滑溜水黏度、支撑剂粒径和密度、排量及加砂浓度等进行敏感性计算分析。与室内试验结果对比表明,所用理论方法准确可靠。理论计算进一步表明,采取变黏度压裂液体系和优化施工排量等工艺措施,能够获得较长的支撑裂缝和较大的有效改造体积,为今后的压裂设计和施工优化提供了理论参考。     

裂缝面滤失对压裂井产能的影响分析

水力压裂施工过程中压裂液将通过垂直裂缝面滤失,造成裂缝壁面的伤害,产生附加压降,降低油气井的产能。根据对压裂液滤失量及滤失深度的推导,得出了一套考虑压裂液滤失的表皮系数简单计算方法,同时考虑了造壁和非造壁2种情况下的滤失模型,并以拟稳定条件下压裂井产能预测模型为基础,就裂缝面滤失伤害对压裂井产能的影响进行了研究。通过实例计算分析,结果表明低渗透层的压裂液滤失更容易造成产能的下降。     

VES压裂液配方及其应用研究

通过室内试验确定了一种粘弹性表面活性剂（VES）压裂液配方，对其性能进行了相关评价，并对其在建南气田须家河组气藏、志留系深层致密砂岩的应用进行了研究。研究表明，该压裂液具有流变性好、携砂能力强、低残渣低伤害、摩阻低等重要优点，适合用于建南致密砂岩储层改造；应继续改进VES压裂液配方，提高井温适用范围，形成一套适合建南致密砂岩储层的粘弹性表面活性荆（VES）压裂液体系，挖掘致密砂岩气藏的开发潜力。     

临兴致密砂岩气藏直井缝网压裂可行性定量分析

目前,临兴致密砂岩气藏主要采取直井压裂,但压后产量普遍达不到预期效果,对此,需要借鉴页岩气藏缝网压裂的成功经验,以探索直井缝网压裂是否可行。根据缝网形成的理论条件,对临兴致密砂岩气藏直井缝网压裂可行性进行了定量分析。分析了临兴致密砂岩气藏天然裂缝发育情况、地应力差异和岩石矿物组成等储层物理特征,认为该气藏具有实现缝网压裂的客观条件。同时,从水力压裂工艺方面,根据压裂诱导应力的计算结果,并与地层水平主应力差进行了对比,认为采取合理的缝内暂堵转向后,能够实现直井缝网压裂。上述2个方面的分析表明直井缝网压裂完全可行,这将为致密砂岩气藏的高效开发提供重要的技术支撑。     

海上低渗气藏定向井压裂经济开发地质下限探讨

介绍了东海低渗气藏的地质特征,分析了东海低渗气藏定向井压裂的3种开采特征,即高产平稳型、中产快速递减型、低产平稳型。通过机理模型研究了动用储量、储层渗透率、裂缝长度、裂缝宽度等参数对低渗气藏产能的影响。在此基础上,探讨了3种不同工况条件(即已有生产井兼顾、已有平台新钻井、新建平台依托开发)下海上低渗气藏定向井压裂经济开发的地质储量下限。在目前经济条件下,建议海上低渗气藏开发以现有生产井深层兼顾和已有平台新钻井压裂开发为主。     

苏里格低渗气藏水平井压参数优化分析

为了保证水平井开发效果，达到提高气藏产能和采收率的目的，以区域地质特征为基础，通过数值模拟的手段，建立单井数值模型，对苏里格气田苏6井区压裂水平井裂缝参数，包括裂缝半长、裂缝间距、裂缝条数和裂缝夹角等影响因素进行了优化研究。研究结果表明，总体而言，产量随着裂缝长度、间距、数量和夹角的增加而增加；裂缝长度大干120m以后，产量增加的幅度明显变缓，建议裂缝半长在50-60m之间，裂缝间距250m，6条裂缝且两端裂缝位置应使边界距离至少大于裂缝间距；在同等裂缝长度下，供给区域小，产能较高；在无预知裂缝方位情况下分段压裂的间距要求不小于设计缝长。     

渤海油田凝析气藏相态特征研究

针对渤海油田凝析气藏的相态特征,采用流体组成分析、恒质膨胀和定容衰竭进行了实验研究,并采用实验结果对相图进行了模拟计算。结果表明,渤海油田凝析气藏最大反凝析露点压力为43.50MPa,最大反凝析露点温度为344.51℃;临界压力为39.68MPa,临界温度为26.71℃;地层温度114.4℃处于临界温度和最大反凝析露点温度之间,属于富凝析气藏;地层压力为42.44MPa,近似等于露点压力,说明为饱和凝析气藏。相态研究为渤海油田凝析气藏开发方案提供了理论依据。     

压裂液流动压降及敏感性因素分析

连续油管内压裂液沿程摩阻压降是现场压裂施工设计的一个重要方面,同时也是压裂作业成功与否的关键因素之一。现场压裂液摩阻计算时,通常采用经验方法或相关计算软件进行分析,由于压裂液不同流体类型等因素限制,因此有必要针对连续油管压裂工作液的沿程摩阻进行分析,特别是支撑剂对流体压降的影响规律研究。在调研前人对该领域研究成果的基础上,对23/8in连续油管内前置液、携砂液、顶替液的流动压耗进行了实例分析,并对影响连续油管内压裂液摩阻压降的影响因素,如流体流变性、管径、支撑剂体积分数等进行敏感性分析。分析结果表明:幂律型压裂液,随着稠度系数的增加,压裂液的摩阻压降梯度对流变指数越来越敏感;管径是影响压裂液压降梯度较大,随着管径减小,其效果越显著;随着石英砂体积分数增加,携砂液压将系数和压降梯度呈现先增加后减少的变化规律,其分界点为体积分数30%。     

塔中碳酸盐岩凝析气藏注水注气提高采收率数值模拟研究

塔中Ⅰ号气田缝洞型碳酸盐岩凝析气藏在衰竭式开发下采收率低,需要采取注水注气方式来提高采收率。首先,运用离散裂缝方法针对不同储层类型的理想模型建立了相应概念的地质模型;其次,根据不同储层类型及不同油气藏特征而采取注水或注气开采方式下的采收率进行了数值模拟;最后进行综合对比,得出适用于不同凝析油含量和不同储层类型情况下的合理开发方式。     

运用分形理论定量识别储集层裂缝

濮城油田东区沙二下亚段是一个裂缝性特低渗的层状砂岩油藏.储层裂缝发育并分布全区,裂缝是油水流动的主要通道.尝试用分形原理及FMI成像测井响应特征对油田储层中的裂缝进行识别分析,结果显示成像测井的分形识别结果与岩心裂缝反映一致.证明分形原理识别裂缝效果较好,从而有助于解决裂缝识别的困难.     

地质条件对定向钻穿越的影响与应对措施

在长输油气管道工程设计中经常遇到黄土塬、游荡性大型河流、山体等不同地形地貌,如砾砂、卵石层、溶蚀性地层等多种地层条件及其组合。针对不同地形、地貌条件,对穿越曲线设计和泥浆工艺设计进行分析,结果表明:穿越曲线设计是定向钻穿越成功的基础;结合地形、地貌,设计具有针对性的穿越曲线是实现穿越工艺方案的关键;根据定向钻穿越地层的不同地层结构岩性,设计具有针对性的泥浆配比工艺参数,可以有效降低卡钻、抱钻及回拖阻力过大等风险;定向钻穿越时,灵活应用定向钻的单边钻、对向钻、水平钻穿越组合技术手段可解决传统技术手段难以解决的问题。     

孔隙型储层建设地下储气库库址优选

天然气地下储气库库址是关系储气库能否安全平稳运行的关键性因素,由于其选择具有多目标性,因此,在建设储气库前期必须对库址进行充分的技术和工程论证。基于国内已有储气库建设和运行的成功经验,从库址类型、构造圈闭、封闭性、储层物性、流体物性、储层埋深、老井情况、地理条件等方面,系统、定量地阐述了气藏、油藏和水藏等孔隙型储层构造改建为储气库库址的优选指标,对天然气地下储气库的规划、建设具有现实指导意义。     

颗粒荧光技术可快速判别致密砂岩油层

颗粒荧光技术可快速探测储层颗粒中油包裹体和颗粒表面吸附烃, 能较好地反映储层中油气包裹体丰度及油气性质,可以很好地确认现今油藏和古油藏,有效判别油层、水层、油水过渡带以及古油水界面。用颗粒荧光分析技术,分析了依合2A井志留系柯坪塔格组近20块样品,发现该方法可以较好地识别柯坪塔格组致密砂岩储层中的油层、油水过渡带和水层,为致密砂岩储层油水层判别提供了一种新方法;利用该技术还在志留系柯坪塔格组上段底砂岩中识别出一套含油层,表明该技术具有较好的推广和应用价值。     

管道环焊接头断裂评定方法分析

管道是石油和天然气的主要运输工具,春焊接质量对管道的安全可靠性有较大影响。管道环焊接头的断裂评定,对于管道系统的安全动物真有重要意义。介绍了欧美等国家有关管道环焊接头断裂评定方面的理论研究和工程方法的进展,讨论了各种评定方法之间的差异,目的在于为管道焊接施工提供科学依据和理论指导。     

油气管道计算机辅助断裂评定

管道的抗断裂性能关系到整个管道运输系统是否安全可靠，对油气输送管道进行计算机辅助断裂评定是管道系统安全运行的科学保证。利用自行开发的评定系统，对油气管道焊接接头进行了计算机辅助断裂评定研究。研究结果表明，断裂韧性、强度失配和初始裂纹状态等因素对油气管道焊接接头断裂评定具有重要影响，可为油气管道断裂评定提供科学依据。     

海底油气管道多相流动中的若干技术

分析了海底混输管道多相流动中的若干关键技术问题,这些技术问题是,天然气凝析液输送技术、油水(稠油/水)输送、油气水三相流动规律的研究现状及存在问题;海底管道流动保障技术(气体水合物、结蜡等固态物控制)、海洋立管中严重段塞的形成和控制方法、天然气/凝析液清管技术、多相计量和增压设备和技术等。指出了在对多相管流研究的基础上,以流动安全技术作保障,应用先进的多相计量和增压设备,采用高度自动化控制系统,建设长距离、大口径、高压力油气混输管道,可以为我国的海洋油气田向更深水海域发展提供技术支持。     

应用灰色物元分析法确定地下储气库设计方案

由于天然气地下储气库的设计和建造具有多目标性，因此在建设前期必须进行充分的技术和工程论证。通过计算实例，将灰色系统理论与物元分析法进行有机结合，对地下储气库各设计方案特征量所具有的灰数特性和影响方案的各因素间的不相容性加以分析研究，提出了基于灰色物元分析法确定天然气地下储气库的最优设计方案，计算结果符合工程实际。