摘要：为了获得新疆玛湖油田百口泉组致密砂砾岩储层地应力大小数据并指导压裂设计和施工,利用该储层段钻井中获取的砂砾岩和泥岩岩心进行了室内差应变实验,并依据实验数据对储层三向主应力大小进行了分析。实验结果表明,百口泉组储层段水平最大主应力与垂向主应力大小相近,砂砾岩储层水平最大主应力平均为71.8 MPa,水平最小主应力平均为51.1 MPa;泥岩隔层水平最大主应力平均为72.9 MPa,水平最小主应力平均为56.1 MPa。同时,利用压裂、成像测井等工程数据对水平最大、最小主应力进行评价,验证了差应变实验数据解释地应力大小的可靠性,表明通过差应变实验得出的主应力数值能够反映玛湖油田百口泉组致密砂砾岩储层现今地应力状态,可用于钻井、压裂等工程设计。

摘要：我国非常规油气资源丰富,压裂技术是其开发的重要手段,其中极限限流压裂技术是促进水平井压裂段均匀改造的关键技术,但井下监测表明射孔孔眼动态磨蚀严重,制约了工艺应用效果。为了解决射孔孔眼动态磨蚀带来的多裂缝扩展形态不确定性影响,提高现场工艺实际应用效果,在水平井多裂缝竞争扩展模型基础之上耦合孔眼动态磨蚀模型,然后根据实际井下射孔成像数据校正数值模型,研究了孔眼磨蚀作用下多裂缝扩展行为以及限流射孔参数优化方法。研究结果表明:(1)孔眼磨蚀作用将显著增大孔眼直径和流量系数,迅速降低射孔摩阻,加剧各簇流量分配和多裂缝扩展的非均匀程度;(2)段内应力均匀分布时,孔眼磨蚀作用随着限流作用增强而增加;(3)段内应力非均匀分布时,高应力簇裂缝扩展容易受到抑制作用,考虑孔眼磨蚀作用后将进一步加剧各簇裂缝流量分配的非均衡程度,甚至导致高应力簇裂缝停止进液,裂缝不能充分扩展。结论认为,研究结果对孔眼动态磨蚀机理研究以及改进压裂工艺设计具有重要理论和现实意义,有助力我国非常规气油气的高效开发。

摘要：水平井多簇射孔分段压裂是非常规油气储层体积压裂改造主体技术之一,然而我国非常规储层普遍非均质性强,水平井段不同位置裂缝起裂压力差异较大,多簇射孔难以保证簇间裂缝的均衡起裂扩展,因此,亟须精细评价水平井段岩石强度的差异性,优选岩石强度相近井段布缝,以达到均衡改造的目的。为此,基于钻录井数据,建立了水平井段钻头井底机械比能无监督聚类模型,考虑了钻柱摩阻、复合钻进和射流辅助破岩等因素对井底机械比能的影响,获得了分米级空间分辨率的井底机械比能分布和聚类类别;最后综合考虑缝间应力干扰、套管接箍位置、桥塞位置和井底机械比能聚类结果,形成了以均衡改造为目标的水平井体积压裂布缝优化方法。研究结果表明:(1)相较脆性指数、泊松比、应力差等因素,射孔孔眼冲蚀面积与井底机械比能相关性较高,井底钻头机械比能可有效表征水平井段射孔簇进砂量的差异性,能够作为优选布缝位置的重要指标之一;(2)钻录井数据清洗与平滑、手肘法优选聚类数是获取井底机械比能聚类结果的关键步骤,可实现分米级分辨率区分井底机械比能的差异性;(3)优选了段内井底机械比能均值10%范围内布置射孔簇,所编制的计算机算法能自动优选压裂段簇位置,实现了段间距和簇间距的差异化设计。结论认为,该项研究成果可进一步提高非常规油气储层体积压裂布缝效率和压裂改造均衡性,该技术有望为非常规油气储层水平井体积压裂布缝优化提供思路和新方法。

摘要：滨里海盆地东缘中区块北特鲁瓦油田的油井具有较长的自喷采油期,合理选择油嘴对获得最优自喷产量至关重要。由于气液两相嘴流的理论描述的复杂性,一般采用经验关系式。但关系式中未考虑含水率的影响,因此应用时存在较大的误差。对实际生产数据进行回归得出经验常数,其综合评定系数均高于其他经验公式,更符合油田的生产特征。嘴流模型考虑了含水率的影响,使得自喷井油嘴设计与开发指标的对应性更强。

摘要：准噶尔盆地玛湖凹陷东斜坡的玛东2井区致密砂砾岩储层埋藏深,物性差,水敏、压敏现象严重,储层岩体砾径分选性差,非均质性强,脆性差,导致其效益开发难度大。在吸取邻区经验的基础上,将地质认识和工程技术紧密结合,对玛东2井区内第一口评价水平井(玛东1号)的工程设计进行了大量研究论证,并引进先进技术保障实施效果。开展大量岩心实验和精细测井解释,摸清了区块砂砾岩的岩性和物性;采用精细地震采集、解释和建立砂砾岩储层分类方法,优选了目的层和轨迹;采用先进地质导向工具并利用模型重构技术实时调整,确保了钻遇率和钻井效率;通过试油分析和数值模拟分析影响砂砾岩储层压裂增产的因素,进行了工艺技术优化等。通过多学科的协调配合,玛东1号水平井在含水稳定后,采用3mm油嘴生产时的平均产油量达到53.9t/d,取得了远超区块直井的提产增效成果。

摘要：研究混合流体密度、黏度等参数的变化规律对采出井井筒举升工艺的设计工作有着重要意义。为了对新疆油田五3东上乌尔禾组CO2-含水原油体系密度进行更为准确的预测,设计开展室内混溶实验,测试了不同温度、压力、含水率和CO2注入量条件下的原油密度,实验结果表明:注入CO2摩尔分数相同的条件下,原油密度随着温度和压力的升高呈线性减小趋势,压力每增大6 MPa,密度降幅为2.7%,温度每升高15℃,密度降低2.0%;原油密度随着含水率的增大而增大,且含水率越大密度增幅越大;而相同温压条件下,注入CO2摩尔分数越大,原油密度越小。通过正交实验结果分析得到4种因素对原油密度的影响显著性依次为:压力>温度>含水率>CO2摩尔分数。由于现有密度计算模型极少同时考虑CO2含量与含水率对于原油密度预测的影响,对该地区预测结果偏差较大,为此对其进行修正。新模型考虑因素更为全面,对该地区原油体系密度预测平均相对误差仅为-2.03%,利用森拉克原油数据进行验证,平均相对误差为-3.45%。

摘要：针对压裂施工过程中渗吸增产效果受储层性质、作业条件等多种因素影响的问题,开展了不同因素对渗吸采收率影响的量化研究。以渗吸理论为基础,结合新疆油田致密油M区块的储层特征和开发状况,利用自行研发的电子式高精度静态渗吸装置,对影响渗吸的6个因素进行了室内对比实验。在简化实验过程、提高实验精度的基础上,得到了渗吸液体系、渗透率、原油黏度、界面张力、润湿性和防膨剂含量对采收率的影响规律;并基于L9(34)正交表设计了正交试验,通过较少的试验次数得出其中4个主要因素对渗吸采收率影响程度大小的排序,从大到小依次为:界面张力、渗透率、原油黏度、润湿角。该结论不仅为M区块现场作业压裂液类型的选择和配方的优化以提高渗吸采收率提供一定的理论依据和技术指导,也可为其他致密油区块的压裂施工和提采增效提供参考。

摘要：为给水平井体积压裂设计优化、降低压裂工具下入阻卡风险提供理论依据,采用自主研发的大型孔眼冲蚀现场试验模拟系统,进行了高速携砂液冲蚀套管及压裂材料的试验,基于试验结果建立了动态描述孔眼内壁冲蚀形态的模型。试验结果表明,携砂液加砂浓度增大,冲蚀后孔眼内壁最大直径与泵送压降幅度逐渐增大;套管内壁支撑剂附着层厚度从井筒跟端至趾端呈逐渐增大的趋势,可使下级套管内径缩小35 mm,随着加砂浓度逐渐增大,套管跟端附着量逐渐增加,但趾端附着量逐渐减小;随着携砂液加砂浓度增大,冲蚀后支撑剂的破碎程度逐渐增大,碎屑占比提高,冲蚀后压裂液黏度降低幅度先升高后降低,压裂液黏度最大降幅可达52%。建立了高速冲蚀套管内支撑剂运移数值模型,分析了套管内支撑剂颗粒运移的规律,验证了通过试验得出的动态描述孔眼内壁冲蚀形态的模型。研究结果可为水平井压裂优化施工参数和降低工具下入阻卡风险提供依据。

摘要：随着全球油气公司逐步加大对致密油气藏、页岩气藏等非常规油气藏实施勘探开发力度,水平井压裂技术目前己成为提高非常规油气田开发综合效益的主体技术。而致密油气的高效开发离不开水平井压裂增产技术。目前,水平井压裂增产技术也逐步向多级分段压裂、大规模分段多簇的"体积压裂"的趋势发展,工厂化作业已经成为致密油气高效率低成本开发的模式。通过研究致密油水平井体积压裂改造技术的发展趋势,分析国内外体积压裂工艺的完井方式、储层改造方式和工厂化的作业模式,围绕致密油开发技术、生产作业模式和组织管理模式等多个方面形成可复制的标准开发模式和规范,为国内各油田水平井体积压裂"工厂化"技术模式的设计和选择提供依据和参考。

摘要：石南21井区作为整体压裂区块,压裂措施在油田开发上的地位是举足轻重的。但2004年实施的压裂井发现支撑剂回流现象比较严重,导致砂埋油层以及支撑剂上返地面,对设备造成伤害,并影响生产。尾追覆膜砂防砂压裂工艺可以有效防止压裂后支撑剂的回流,并且通过改良配方及优化设计,能够达到预期的改造效果,同步实现了增产和防砂两个既定目标。