新型示踪剂产能监测技术研究及应用

水平井分段酸压是低渗、致密碳酸盐岩储层改造的有效措施,尚无有效的监测方法验证压裂改造后各压裂段对产油产水的贡献。笔者用新型化学材料做示踪剂,该示踪剂无毒无放射性,与地层吸附率极低,试剂检测灵敏度达到10~(-3) mg/L,水剂只与水亲和,油剂只与油亲和,可以对油、水两相单独测试并分别评价产出剖面。该示踪剂适用于高温酸性环境,与酸压工作液配伍性良好,油剂可良好分散在胶凝酸体系中。该研究可解决致密油气田水平井分段酸压改造产能监测困难的问题,为该类区块水平井分段酸压效果评价提供可靠依据。     

碳酸盐岩水平井产能影响因素计算与对比

T油田属于低渗裂缝-孔洞型碳酸盐岩储层,主要采用水平井大规模多级交替酸压技术进行改造、建产,但酸压改造有效率较低,建产不明显。为提高水平井酸压工艺改造效果,快速找出影响水平井产能的主控因素,采用信息量分析法和灰色关联度分析法2种方法对T油田水平井产能影响因素进行了计算与对比分析,确定了各个影响因素对产能影响程度的大小。结果表明,水平井酸压工艺、储层反射类型、储层有效厚度和酸压施工段数是影响T油田水平井产能的主要因素。     

聚酯纤维-多粒径暂堵剂裂缝暂堵试验

通过暂堵模拟试验装置开展了聚酯纤维、单一粒径暂堵剂、多粒径暂堵剂、纤维+多粒径暂堵剂的裂缝暂堵试验,并对比分析了其暂堵效果。试验结果表明,聚酯纤维和单一粒径暂堵剂的暂堵效果较差;满足"理想充填"理论的多粒径暂堵剂的暂堵效果优于聚酯纤维和单一粒径暂堵剂;在"理想充填"的多粒径暂堵剂基础上加入聚酯纤维,暂堵压力更高,液体漏失量更小,暂堵持续时间更长,且增大泵注排量能加速暂堵层的形成。该研究能推进压裂暂堵工艺的应用和发展,达到了非常规油气储层缝网改造以及提高油气采出程度的目的。     

靖吴油区中高含水区块控水增油技术研究与应用

随着油田开发的深入,靖吴油区进入中高含水期,油藏堵塞由单一的无机垢堵塞逐渐转变为无机-有机垢堵塞,主力油层层间层内矛盾日渐突出,常规暂堵酸化措施控含水效果逐年变差,出现增液不增油的现象。针对油井酸化措施后出现的问题,研究了既能有效地封堵高出水层,同时又可以解除低渗层污染的综合工艺措施。通过分析不同区域堵塞特征,针对性开展了酸液体系优化,形成了以胶束酸为主的土酸体系;优化了适应性更强的"分浓度,组合粒径"多轮次注入暂堵酸化工艺;同时开展了分层暂堵酸化的技术试验。通过187口井的现场试验,取得了较好的控水增油效果,为靖吴油区开发提供了技术保障。     

特低渗透油藏水平井整体压裂裂缝参数优化

在特低渗透油藏水平井分段压裂数值模拟过程中,模型网格对压裂缝的描述精度直接影响了模拟仿真程度。采用整体PEBI网格方法,以牛圈湖油田东Ⅱ井区为例,进行了水平井整体压裂开发井组油、水井裂缝匹配关系以及裂缝半长和导流能力的优化研究。研究发现,压裂缝的导流能力与裂缝半长综合影响油井产能,但两者作用阶段存在差异;在低导流阶段,油井产能主要受裂缝导流能力影响,受裂缝半长影响较小;而高导流阶段,油井产能主要受见水快慢影响,即受注水井裂缝端部间压力梯度的影响。     

江苏油田VES稠化酸缓速性能及酸蚀裂缝导流能力优化研究

常规酸酸压时,由于酸岩反应剧烈,酸液主要消耗在近井地带,难以形成长缝。为提高储层酸压效果,江苏油田自主合成了一种VES (黏弹性表面活性)稠化酸。通过室内试验研究了该VES稠化酸对裂缝壁面的酸蚀效果及酸蚀裂缝导流能力,并进一步研究了注入排量、注入工艺对酸蚀效果及酸蚀裂缝导流能力的影响。结果表明,VES稠化酸具有一定的缓速性能,应用于深度酸压中可以增加裂缝的有效长度,减少近井地带的溶蚀;注酸排量的增加有利于提高裂缝有效长度,注酸排量的降低有利于提高裂缝导流能力;相比于单级注入,多级交替注入酸压工艺可以改善裂缝壁面的酸蚀效果,有利于酸蚀裂缝导流能力的提高和有效缝长的增加。研究结果可为酸压方案的优化提供理论依据。     

理想充填理论在吐哈油田温西三区块的应用

在屏蔽暂堵技术基础上,引入“理想充填理论”,并根据暂堵颗粒与地层孔喉最佳匹配原则建立暂堵新方法。通过对温西三区块储层物性研究,使用暂堵方案优化设计软件对该区块主力储层进行暂堵方案优选,建立完整的暂堵剂粒径分布序列对各种尺寸孔喉实施暂堵和保护,现场在温西三区块应用40井次。现场应用表明,应用理想充填保护储层新技术可使油井初期产量提高13％以上,储层保护效果显著。     

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。     

苏10-32-50H井压裂地质优化设计

在苏10-32-50H井分段压裂地质设计过程中,通过分析裂缝参数对产能的影响,利用数值模拟法对裂缝参数进行优化设计,最大限度的提高了纵向和水平方向的扫气范围。提出了优化压裂规模,同时压开多个砂体,多层动用、提高储层纵向动用程度的新思路,并取得较好效果,提高了水平井产能和采收率。     

BIO PERFOR体系室内暂堵评价及现场应用

在修井作业中，因井下地层压力亏空常常导致大量修井液进入储层，从而造成对储层不同程度的伤害。有效控制修井液进入储层的漏失量是储层保护的一项重要措施。这就要求选用有效的暂堵剂建立井筒液柱实现过平衡压井。对BIO PERFOR暂堵液体系基本配方的承压指标、酸溶、储保、综合性能以及高温配方所需破胶时间等5个方面进行了室内评价。评价结果表明，该体系具有良好的暂堵效果，储保效果优，配套的隐形酸完井液对该体系具有辅助破胶功能，且耐高温配方具有自行破胶和易于破胶的特点。BIO PERFOR暂堵液体系应用在一油田5口井修井作业过程中获得成功，暂堵储保效果令人满意。     

应用反褶积方法评价页岩气井压裂改造效果

用微地震、产剖测试、示踪剂监测等方法,研究页岩气多级压裂水平井缝网形成特征,评价压裂改造效果,由于受施工条件、经济和环境等因素影响,难以取得明显成效。以涪陵页岩气开发试验井为例,应用反褶积方法,结合不稳定生产动态分析,研究多级压裂水平井线性流、拟稳态流(或边界控制流)响应特征,评价压裂改造体积(SRV),可以取得良好效果,为钻完井、压裂试气工艺优化提供了技术依据。     

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。     

酸蚀裂缝导流能力数值模型研究

酸蚀裂缝导流能力的计算对于酸压方案优化及压后产能评估有着非常重要的作用。采用裂缝面离散化思想,将裂缝面法向变形过程离散为有限个微凸体法向应变的集合作用,从而反映酸蚀裂缝在闭合应力作用下的变形过程;考虑裂缝内流体非达西流动的影响,建立了裂缝导流能力数值计算模型,可描述裂缝内压力及流场分布。通过计算分析表明:在闭合应力作用下,裂缝闭合前后流场分布发生较大差异,且闭合应力越大,导流能力下降越快;当裂缝内处于高速非达西流动时,裂缝的导流能力将大大降低,流体向井筒流动过程中消耗大量能量,使得地层压力下降更快。     

水平井垂向位置优化研究

利用数值模拟方法,在考虑重力、不同水平井长度、不同渗透率各向异性系数和不同原油粘度影响的情况下,建立了新的地质模型对水平井在地层中的最优垂向位置进行了研究,得出了影响水平井垂向最优位置的关键因素,并对模拟结果进行了分析和回归;在此基础上,提出了水平井产能修正系数的概念,得出了新的水平井产能公式。     

苏里格气田二开水平井固井留塞分析与对策

苏里格气田已进入水平井整体开发模式,为减少水平井投资,同时给后期储层改造提供更多先进技术工艺,苏里格气田水平井逐渐由三开水平井向二开水平井转变,而二开水平井固井过程中留塞情况将严重影响后续施工质量和进度。详细分析了二开水平井固井的难点及改进措施、二开水平井固井留塞的原因,提出了通过优化固井工艺,优选水泥浆体系、压塞液、顶替液等措施解决二开水平井固井留塞的方法,并取得了很好的现场应用效果,丰富完善了二开水平井固井技术。     

海上断块油藏示踪剂现场监测与数模预测对比研究

海上某油田8井区构造复杂、断层较发育,主力油组产能不足,前期实施了注水开发。采用示踪剂监测技术,对 D4、D13井加注示踪剂,现场监测了 D8、D12采油井示踪剂浓度,测试了井组注采对应关系、前缘水线推进速度等参数。结果表明,D4井与 D8、D12井在 M2Ⅳ油组上连通,水驱前缘推进速度分别为38m/d 和14.3m/d,向 D8井推进速度较快；D4井 M2 V 油组注入示踪剂 Ho,D13井 M2 V 油组注入示踪剂 Lu,D8井、D12井均未见采出,表明其断层封闭不连通。运用数模预测软件对示踪剂产出曲线进行了对比分析,数模预测与现场监测趋势相吻合,为该类型海上断块油藏的开发措施(布井、堵水)提供了依据。     

高温裂缝性凝析气藏压裂技术研究

针对安棚深层系特低孔特低渗高温裂缝性凝析气藏压裂的难点,研究确定了压裂液配方。根据压裂裂缝温度场模拟计算结果,研究了变浓度压裂液优化设计技术,既可保证压裂施工携砂的需要,又可实现压裂液的迅速破胶和快速返排,避免对储层的伤害;研究了在前置液中段塞式加入粉陶降滤技术,解决了压裂过程中砂堵的难题,从而保证压裂效果。通过压裂设计优化及配套斜率式加砂和裂缝强制闭合技术,提高气井的产能。现场应用后取得了明显的增产增储效果,为安棚深层系凝析气藏的开采提供了技术支撑。     

广谱型屏蔽暂堵剂Nonsel Seal及其性能评价

在使用传统的屏蔽暂堵技术时,由于受到储层的非均质性及制粉工艺的限制,仅用刚性颗粒很难达到理想充填效果。研制了一种不依赖储层渗透率的广谱型屏蔽暂堵剂 Nonsel Seal,介绍其基本组成,并通过室内试验对其性能进行了评价。Nonsel Seal 是由架桥颗粒 AST、充填颗粒 FILLER 及增黏剂 VIS组成的复合暂堵剂,根据使用温度极限的不同,分为3个系列产品 Nonsel Seal100、Nonsel Seal120及Nonsel Seal150,耐温极限分别为100℃（适用于低温井段）、120℃（适用于中温井段）和150℃（适用于高温井段）。研究表明,该暂堵剂具有具有良好的自然降解、承压封堵性能,且对储层的伤害较低,具有较好的储层保护性能。     

海上油田特低渗透碳酸盐岩储层改造技术研究与实践

珠江口盆地珠江组发育了一套特低渗透碳酸盐岩储层，若不进行储层改造就无法获得产能。在充分了解储层特征的基础上，制定了泡沫酸压的储层工艺改造方案。现场实施结果表明，利用该方案能有效改善储层物性，大幅度提高原油产量。     

考虑应力敏感的页岩气藏压裂水平井渗流模型建立与分析

在以纳米孔隙及裂缝发育为特征的页岩气储层中,由应力敏感带来的渗透率降低引起的渗流规律和产能预测研究具有重要理论和现实意义。通过试验研究,分析了应力敏感与渗透率的指数关系,定量计算了应力敏感引起的渗透率变化值。应用页岩气藏压裂水平井的等效渗流模型,在页岩岩样应力敏感性试验结果及分析基础上,建立了考虑应力敏感的渗流综合模型并得到单井产能方程。以威201-H1井为实例,应用已经建立的产能方程进行了应力敏感影响下的产能变化规律分析,结果认为,裂缝是应力敏感的主要来源,并且当储层孔隙越大即产量越大时,应力敏感越强,尤其是在压裂水平井初期影响最为强烈。由此,综合模型的建立及影响因素的分析为实际生产提供了参考依据。