摘要：物理模拟是认识地下油气运移和聚集机理的重要方法和手段,为了更深入地认识深层条件下致密储层天然气运移的机理,以延安气田上古生界山西组致密砂岩气为例,设计了实验模型和边界条件。基于超低渗岩石多相渗流核磁共振在线模拟实验,探讨致密砂岩中天然气运移的临界压力、临界物性动力学条件,进而分析影响天然气运聚的控制因素。选取山西组不同砂岩类型包括石英净砂岩、富石英低塑性颗粒岩屑石英砂岩、富塑性颗粒岩屑砂岩和富凝灰质杂基石英砂岩样品,代表不同孔渗分布区间的岩石相储层,进行了恒定低注入流量、不同流速(流量)和不同压差充注实验。结果表明,致密砂岩储层的临界充注压力主要受岩石相和渗透率控制,渗透率较高的优势岩石相具有更低的临界充注压力,石英净砂岩天然气临界注入压力一般小于1.2 MPa,即使是物性很差的富塑性颗粒岩屑砂岩和富凝灰质杂基石英砂岩的天然气临界注入压力一般也小于1.5 MPa。同时,致密砂岩也没有绝对的天然气充注物性下限,但致密砂岩的充注效率、含气饱和度与储层物性,尤其是渗透率呈正相关,优势岩石相越发育、渗透率越高,充注效率和含气饱和度也越高。

摘要：以鄂尔多斯盆地吴起吴仓堡长9岩心样品为实验介质,设计制作可模拟低渗透油藏注水诱发裂缝的实验装置。实验结果表明在恒定的注入速度下,仅当注入压力大于围压后,岩心才会产生裂缝,即有效压力才是产生诱发裂缝的必要条件。如果岩心非均质性强,分布差异变化大时,在出现多次破裂压力后才会产生诱发裂缝。与常规驱替实验对比表明,需要用起裂压力进行约束得出合理的注水倍数和注入压力,才能达到最佳的驱油效率和最大的采出程度。对于低渗透油藏,更是需要选择适度温和的注水技术政策,避免形成动态裂缝或延缓动态裂缝的延伸速度,有效扩大水驱波及体积,提高水驱采收率。

摘要：含油污泥成份复杂,均质性差,很难达到含油率≤1%的含油污泥利用限值标准。为了使各种含油污泥达标处理,针对油-固解析难题,开展了含油污泥多相特征测试和分析,包括油泥中油-水-固三相分布、油泥中油相四组分、油泥固相粒径分布和油泥的油-固界面活性4个方面。根据分析结果设计热水洗、破壁除油和超声波空化除油等相关除油实验。实验结果表明,可将油-固吸附特征划分为游离态、毛细管吸附态和共价结合态。对于油-固吸附状态为游离态的油泥采取热水洗工艺处理,可以将尾渣含油率降低至0.31%;对于存在毛细管吸附状态的油泥采取热水洗+高速破壁除油工艺,可将含油率降至0.36%;对于含有共价结合状态的油泥,可采取热水洗+超声波空化除油工艺,可将含油率降低至0.84%。以上成果表明,该分析方法对各类含油污泥达标处理有较强的指导性,对工程设计和工艺设计有一定的指导意义。

摘要：为了解决页岩气井水平段发生井漏、井塌及油基钻井液使用过程中的环境污染问题,开展了可替代油基钻井液的高性能抑制防塌水基钻井液体系研究。通过大量室内实验,评价筛选出最佳的抑制剂、封堵剂类型和添加量,优化处理剂的协同及配伍性关系,最终研制出膨润土-甲酸钾水基钻井液体系,并室内实验评价了该钻井液体系的抑制性、封堵性、润滑性、抗污染能力和热稳定性。实验结果表明,膨润土-甲酸钾水基钻井液的渗透率降低率达91%,岩屑回收率达97%,具有较好的抗盐、抗钙能力,可抗温120℃。现场应用表明,页岩气井造斜段和水平段钻进过程中,该水基钻井液的密度、黏度和失水等指标均在设计范围之内,体系性能始终保持稳定,能够满足延长页岩气钻井的需要。

摘要：为了搞清延长气田气井压裂施工作业中造成砂堵的原因,针对延长气田本溪组加砂压裂施工出现的砂堵问题,本文以W区域为例,系统开展了储层物性、砂堵统计及砂堵原因分析,提出具体改建措施与实施方案,并有针对性地开展现场试验。结果表明:①本溪组造成砂堵主要与储层致密、砾岩发育、非均质性强,储层地应力大、措施层段塑性大,压裂液滤失大等因素有关。②改进措施与实施方案为:提高前置液段塞粒径并增加段塞数量,段塞粒径由40~70目增大至30~50目,段塞数量由1个增加至2~3个;携砂液阶段慢提砂比,采用低砂比多阶梯方式加砂,降低平均砂比和最高砂比,平均砂比由19%降低至16%,最高砂比由28%降低至22%;增大压裂液胍胶的浓度,由0.35%提高至0.45%等。③试验井压裂施工顺利,未发生砂堵且压后无阻流量为10.65×104 m3/d,增产效果明显。以上研究对指导延长气田W区域本溪组压裂设计和施工,改进气藏开发和储层改造等具有重要的意义和推广价值。

摘要：为了优化超临界CO_(2)压裂工艺技术和施工参数,考虑超临界CO_(2)压裂液中支撑剂颗粒之间相互作用,采用欧拉-拉格朗日方法中的多相质点网格方法,建立超临界CO_(2)压裂缝内支撑剂运移数学模型,通过室内水力压裂支撑剂运移物模实验验证模型准确性,进行超临界CO_(2)压裂缝内支撑剂运移规律计算和分析。研究表明:未增黏CO_(2)由于黏度低,携砂效果极差,优化其他参数对携砂效果影响不大;CO_(2)黏度增加到2.5 mPa·s即可有效提高携砂效果,采用超轻支撑剂与细尺寸颗粒组合,携砂效果与增黏到10 mPa·s效果相差不大;优化支撑剂密度比尺寸对携砂效果提高更为明显;增大排量可以提高携砂效果,但排量继续增大,其携砂效果变化较小;流体滤失对CO_(2)携砂效果影响变化不大。该研究为解决CO_(2)携砂性能差的问题提供了技术支撑,对超临界CO_(2)压裂设计优化及现场施工具有重要指导意义。

摘要：为了优化超临界CO_(2)压裂工艺技术和施工参数,考虑到井筒温压变化与CO_(2)物性之间的相互影响与作用,基于CO_(2)物性模型,建立CO_(2)压裂井筒压降、传热耦合数学模型,通过现场压裂施工数据验证模型准确性,进行耦合计算和井筒传热规律分析。研究表明:不同排量下,油管内温度分布均明显低于地层原始温度,且随着排量增加,井筒温度出现了先减小后增加的变化趋势;井底温度随着注入温度的增大而增大,且较高排量下,井底温度随注入温度的变化更加显著;井口压力增加对井底温度的影响很小,在工程上可以忽略其影响;不同排量下,井底温度均随着注入时间的增大而降低,且降幅随着注入时间增大逐渐减小;加入降阻剂会显著降低油管内温度,且不同排量下,降阻后井筒温度差异较小。该研究对于CO_(2)压裂设计优化及现场施工具有重要指导意义。

摘要：鄂尔多斯盆地延安气田东部蕴藏着丰富的致密气资源,采用水平井多级缝网压裂技术进行开发试验,对固井工程提出了一系列新的挑战。以地层和钻井特点为基础,分析了区域内水平井固井难点,针对性地开展了漂浮套管优化、粉煤灰低密水泥浆、增弹水泥浆等一系列关键技术研究,认为:(1)漂浮下套管存在最优化漂浮长度,摩擦系数的确定是关键;(2)采用低成本的粉煤灰可配置出性能优越的1.40g/cm^3水泥浆;(3)增弹水泥浆可以满足该区域致密气水平井分段压裂施工的需求。现场应用证明采用的一系列关键技术效果良好,固井质量提高及压后密封性成效显著。应用结果认为:(1)研发的较低成本的粉煤灰低密水泥浆和增弹水泥浆性能优越,能够满足该区域致密气水平井的固井需求;(2)研制的相关固井工具附件及设计的漂浮优化方法,通过应用表明可以解决相对应的固井技术难点,具有一定的现场适用性;(3)为进一步提高延安气田东部致密气水平井固井质量,应在设计更低密度的低成本水泥浆、加强套管居中的低磨阻扶正器技术和优化浆柱结构及注替参数等方面加强研究。