摘要：鄂尔多斯盆地页岩油资源丰富,主力开发层系延长组长7段储层物性致密、原始油藏压力系数低,非均质性强,开采方式不同于常规储层,一般需大规模体积压裂、闷井、排液,待压力降至一定程度后优选人工举升方式投产。鉴于长7段页岩油与国内外页岩油储层特性差异较大,压裂后闷井时间以及排采工作制度缺少可直接借鉴的理论方法,为此,以陇东地区庆城油田长7段页岩油开发水平井为研究对象,对体积压裂后的闷井时间、放喷排液、举升工艺进行综合研究。结果表明:压裂后闷井时间的确定主要考虑该区块最小水平主应力,结合数值模拟、矿场实践,优化合理闷井时间约为30d;根据油嘴尺寸计算模型,建立了油嘴选配图版,有效指导了长7段页岩油放喷工作。举升工艺根据平台井数选用有杆泵采油和无杆泵采油两种,从矿场应用来看,两种工艺都存在维护性作业频次高、检泵周期短等特点,主要原因为页岩油普遍采用大平台三维水平井开发,井身轨迹较常规二维水平井更为复杂。从长远发展来看,无杆采油技术是大平台丛式水平井举升工艺发展方向,但如何延长运行寿命仍需深入研究。

摘要：连续波钻井液脉冲器是随钻测量仪器(MWD)中以强脉冲形式向地面传输数据的关键部件。为满足老井开窗侧钻作业要求,必须解决小尺寸空间下钻井液脉冲器的结构设计、水力冲蚀和信号强度问题。根据实际小井眼尺寸、悬挂钻铤及匹配MWD仪器结构尺寸,确定了小尺寸钻井液脉冲器上悬挂挂接方案及脉冲信号产生方式(连续波),完成了连续波脉冲器的结构方案及关键部件(旋转阀)的设计;以实际脉冲器设计案例(设计参数)为研究对象,并根据实际工况,采用CFD方法对脉冲器(旋转阀)的耐冲蚀性能与脉冲(钻井液压力幅值)产生能力进行了分析;通过响应曲面方法对该脉冲器案例进行了多目标参数优化。研究结果表明:设计研发的小井眼钻井液脉冲器能够满足实钻要求,且优化后脉冲器的最大冲蚀速率降低了7.41%,脉冲信号强度提高了16.24%,工作性能明显提升。设计分析及优化结果可为其在实际设计开发和应用中提供依据。

摘要：2012年,中国石油天然气股份有限公司提出了"体积改造"的技术理念,促使压裂理论从经典走向现代。随着鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏勘探开发工作的持续推进,储层条件更加复杂,压裂改造技术在理念、材料和工艺等多方面都面临着新的难题和挑战。为了将体积改造技术原理的普遍性和苏里格气田致密砂岩气藏储层的特殊性相结合,建立有效的体积改造技术模式,借鉴近年来美国非常规天然气成功开发的经验,从地质特征入手,探讨了苏里格气田致密砂岩气藏储层体积改造面临的关键问题,并提出了技术发展的方向。研究结果表明:(1)控制裂缝纵向延伸,适度提高排量、大幅增加液量的滑溜水压裂设计是提高单层产量的关键;(2)通过直井多层、水平井多段压裂,实现致密砂岩气多层系立体式开发,是提高单井产量和采收率的基础;(3)小井眼、小油管完井实现高排量压裂设计、长期生产,是实现提产降本的前提。

摘要：地下储气库注采井与常规气田开发井运行工况存在着很大差异，要求具有采气和注气双重功能，能够实时监测井下动态，在长期（30～50a）频繁剧烈的注采气和压差变化下能够确保井筒的密封性和安全性。为此，针对鄂尔多斯盆地榆林南地下储气库注采井气量大、周期性强注强采的特点以及高安全性能、长使用寿命等的特殊要求，应用节点分析方法对天然气的流入、流出注采过程、不同尺寸油管注呆能力等进行了分析，并结合冲蚀流量和临界携液流量等的计算结果，最终确定了I类注采井（小于等于200×10^4m^3/d）采用p139．7mm油管，Ⅱ类注采井（小于等于80×10^4m^3／d）采用乃114．3mm油管。通过管柱结构优化设计，注采井采用井下悬挂压力计测压完井管柱，从上至下完井工具包括“上流动短节＋井下液控安全阀＋下流动短节＋循环滑套＋永久式封隔器＋磨铣延伸筒＋堵塞坐落短节＋带孔管＋悬挂坐落短节”等。现场2个注采周期运行试验结果表明，完井管柱能够满足地下储气库生产运行要求，其设计方法可供同类储气库注采井完井设计时参考。

摘要：苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧,属于大型陆相砂岩岩性圈闭气藏,是我国迄今为止已发现的开发难度最大的低渗透率、低压力、低丰度的"三低"大型气田。气田开发模式历经直井、定向井再到水平井,但钻井周期长、建井综合成本高一直严重制约着该气田的经济有效开发。为此,中国石油长庆油田公司针对如何提高钻井速度、降低钻井成本等一系列难题,开展了多年的探索、攻关与实践,最终形成了以井身结构优化、PDC钻头个性化设计、井眼轨迹优化与控制,以及钻井液体系优化[斜井段应用复合盐钻井液、水平段应用无土相暂堵钻(完)井液]等为核心的水平井快速钻井配套技术。2010年至今,该技术已经在该气田240余口水平井上规模推广应用,平均钻井周期由以前的90.2d缩短至67.1d,平均砂层钻遇率达到了81%,取得了显著的技术经济效益,成为苏里格气田经济有效开发的主体技术之一。

摘要：鄂尔多斯盆地苏里格气田具有“低渗透、低压力、低丰度、强非均质性”的地质特征,是典型的致密砂岩气藏,经过20年的技术攻关和开发实践,目前已成为我国致密气高效开发的成功典范之一。为此,以苏里格气田致密气藏为例,在深化地质认识的基础上,通过转变完井方式,攻关了固井完井多层多段压裂工艺,并根据致密砂岩体积压裂裂缝复杂性研究和现场试验效果,不断优化压裂参数、压裂液体系和作业模式,逐步形成了压裂、试气、开采一体化的苏里格致密气小井眼完井压裂关键技术。研究结果表明:(1)直井形成了“小井眼(?114.3mm套管)钻完井、套管高排量注入、压后小直径油管采气”的全生命周期提效降本新模式;(2)水平井由裸眼完井向固井完井转变,提高了段间封隔有效性,压裂增产效果提升显著;(3)基于地质特征,形成了“适度排量、适度规模、适度段长”的致密气经济、高效压裂设计模式;(4)研发了低浓度胍胶压裂液和缔合类聚合物压裂液体系,满足了苏里格致密气不同深度储层的改造需求。结论认为:(1)?114.3mm小井眼完井压裂模式,降低了开发成本,且进一步提高了苏里格气田大平台工厂化作业效率,助推了苏里格气田致密气藏的规模效益开发和长期稳产,为其他地区致密气开发提供了有益借鉴;(2)形成的小井眼完井压裂关键技术与苏里格气田致密气低品位储层特征和低成本开发战略是相匹配的,相比国外致密气和页岩气大排量体积压裂也是独具特色的。

摘要：鄂尔多斯盆地太原组石灰岩资源丰富,是长庆油田天然气勘探开发的重要接替领域。但由于储层致密、厚度薄、酸岩反应速率快等因素,以往多种酸压工艺均未能获得产量突破。为此,转变增产技术思路,强化裂缝扩展规律实验研究、压裂液及关键材料研发配套、体积压裂模式精细刻画,形成“多段少簇密集造缝、酸压—加砂双元复合”为一体的水平井复合缝网加砂压裂技术。通过开展大露头压裂物理模拟实验,结合储层地质特点及岩石力学特征,明确储层高脆性、低两向水平主应力差、微裂缝发育特征,采用体积压裂工艺能够实现复杂缝网改造;集“深度酸压+大规模加砂”双重技术优势,构建“水力缝网+酸蚀裂缝”相结合的高导流裂缝流动通道,结合水平井密切割压裂大幅提高裂缝改造体积;针对石灰岩高杨氏模量、高破裂压力、高裂缝延伸压力、低裂缝宽度的三高一低特征,通过提高套管承压等级、差异化裂缝铺砂设计,形成多尺度小粒径连续加砂模式,解决了高杨氏模量储层加砂难问题;基于基质、壁面、裂缝三级伤害评价,研发低伤害变黏滑溜水体系,实现高杨氏模量储层造缝、成网、携砂需求。现场试验4口井,平均单井产量为59.7×10^(4)m^(3)/d,较酸压直井提高5~20倍以上,增产效果显著。目前,水平井复合缝网加砂压裂技术已成为太原组石灰岩水平井储层改造的主体技术,为该类气藏的勘探突破及有效开发提供了有力的技术保障。

摘要：为了准确预测压裂过程中流体的相态变化,有效指导矿场CO2压裂施工设计,以鄂尔多斯盆地神木气田致密砂岩气藏SH52井为例,基于商业软件CMG,建立井筒—地层耦合数值模拟模型,通过对该井的压裂施工动态进行拟合,获得了可靠的数值模拟模型。在此基础上,对CO2注入—压裂—返排的全过程进行模拟,研究CO2压裂全过程的流体相态变化特征,以及压裂工艺参数对注入期末井底压力、温度和流体高压物性的影响。研究结果表明:①CO2从注入到返排的压裂全过程,经历了“液态—超临界态—液态—气态”的相变过程,在注入、造缝和裂缝扩张的过程中,CO2由液态转变为超临界态,且密度变化显著,介于800~1 100 kg/m^3;②CO2注入期末,随CO2总量的增加,井底温度逐渐降低,而井底压力、井底CO2密度和黏度逐渐增加;③CO2排量对井底压力、温度及CO2密度、黏度的影响规律与CO2总量对其的影响规律总体相似,只是CO2排量对井底压力的影响程度更大;④当CO2总量大于400 m^3、排量大于4 m^3/min后,二者对井底压力、温度和CO2密度、黏度的影响不再显著。结论认为:所建模型实现了对CO2压裂过程中流体相态变化特征的准确预测且拟合精度较高、2019-0模型质量可靠,该研究成果为CO2压裂施工设计的优化提供了技术支撑。

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。

摘要：苏里格气田地层压力系数低,部分区块水敏、水锁问题突出,常规水基压裂用水量大、压后排液困难,进而严重影响气井产能发挥,采用氮气泡沫压裂是该类气藏提高单井产量有效手段之一。为提升氮气泡沫压裂液整体性能、评价泡沫压裂液体系,应用闭式混砂车和微泡沫发生器等辅助设备、优选?88.9 mm施工管柱和“变冻胶液浓度+变泡沫质量+变粒径陶粒”的施工参数。在苏X井进行了氮气泡沫压裂现场试验表明,优化后的泡沫压裂液稳泡性能、造缝效率、携砂能力明显提升,与同区块常规胍胶压裂相比,地面最高砂浓度达1452 kg/m^(3),用水量减少62%,排液周期缩短47%,测试无阻42.9×10^(4)m^(3)/d,实现了用水少、携砂高、见气早的改造目的,在低压致密气藏的储层改造中显示出良好应用前景。