摘要："水平井+体积压裂"技术是获取致密性储层中工业油流的重要手段。为了对影响体积压裂水平井开发效果的参数进行优化设计,基于离散裂缝模型的数值模拟方法,采用更为灵活的非结构化网格,建立了体积压裂水平井模拟模型,经Eclipse软件及矿场实际井资料验证该模型可靠性较高,可准确地表征复杂裂缝的几何参数和描述流体在裂缝中的流动。利用长庆油田某致密油藏实际参数,对水平井方位、布缝方式、段间距、簇间距、改造体积等参数进行了优化设计,结果表明:当水平井方位与天然裂缝平行时,开发效果最好;根据累计产量的大小,哑铃型布缝方式优于交错型、均匀型、纺锤型布缝方式;段间距应大于相邻2段的泄油半径之和,避免段间干扰;簇间距应尽可能大,但要小于天然裂缝平均缝长;当改造体积一定时,细长形状的改造区域比短粗形状的改造区域开发效果更好,当工艺上难以增加压裂裂缝长度时,可通过增加段内簇数改善开发效果,簇数越多,初期累计产量越高,但最优簇数取决于开采时间的长短。研究结果可为致密油藏体积压裂水平井造缝设计提供依据。

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：南海西部涠洲某油田待开发油组存在出砂风险。根据Saucier提出的最优砾石尺寸设计方法,进行防砂精度初步设计。使用地层岩心砂,进行筛管挡砂介质和砾石层进行挡砂驱替实验,评价及论证筛网与砾石挡砂效果,进一步论证设计挡砂精度的合理性,并验证放大筛管挡砂精度的可行性,为防砂方案提供参考。本评价方法可为海上油田防砂效果评价提供参考。

摘要：南海西部北部湾盆地乌石区块低渗储层硬脆性页岩发育,孔隙喉道小,水敏性强。前期钻井过程中水锁伤害严重,表皮系数高,且井壁失稳问题突出,井眼扩径严重,钻井事故频发。在前期使用的钻井液基础上,通过优选氟碳防水锁剂,降低油水界面张力,使用成膜封堵剂及优化碳酸钙粒径配比,在加强井壁稳定的同时可显著降低钻井液滤液及固相颗粒侵入储层,进一步保护低渗储层。室内评价优化后的钻井液滤失量及砂床侵入深度得到显著降低,高温高压滤失实验滤液固相粒度分布显示固相侵入低,高温高压滤失实验泥饼表面扫描电镜观察显示致密光滑,水锁伤害率降低至17.5%,岩心渗透率恢复值大于80%。乌石区块现场应用表明,优化后的钻井液井壁稳定性好,井径扩大率仅为5.4%,储层保护效果较好,测试表皮系数仅为1.2。该钻井液技术对其他低渗储层钻井液设计有一定的借鉴意义。

摘要：为实现CO_2驱油工艺中的深部波及控制,基于不稳定交联策略,设计了一种具有pH响应性质的预制凝胶颗粒。在同时引入酸性敏感型缩醛和稳定型双重交联剂的条件下,以丙烯酰胺为单体,通过溶液自由基聚合反应进行了制备。考察了缩醛含量、温度和介质pH值对其溶胀性质的影响,将制备的预制凝胶颗粒连续置于盐水和pH值≤3.0的酸性缓冲溶液中后,表现出两级溶胀特性,而按常规方法制备的凝胶颗粒在同样条件下仅为单级溶胀模式。当稳定交联剂用量一定时,在两种介质中的平衡溶胀度均随缩醛用量的增加而降低。制备的凝胶颗粒在中性介质中的平衡溶胀度受温度影响较小,在酸性介质中溶胀速率和平衡溶胀度均随温度升高而增大。因此,这种具有pH响应性两级溶胀行为的预制凝胶颗粒对于实现CO_2驱油工艺中的深部波及控制将具有潜在的应用前景。