摘要：针对长庆油田长水平段水平井应用拖动管柱找水工艺时存在配套的机械式封隔器坐封压力控制难度大、反复坐封密封胶筒损伤导致封隔器稳定性大幅度降低等问题,研制了可定时或实时坐封解封、可实现任意层段封隔的水平井电控封隔器。该封隔器在设计时充分考虑了水平井段重复坐封次数及密封件的承压性能,尤其是驱动机构动力输出部分采用直流电机+行星减速器、运动转换部分采用丝杠螺母机构方式,确保在许用套管空间内可实现输出扭矩最大化及封隔器胶筒的压缩坐封。通过室内试验评价了电控封隔器的耐温耐压、输出力矩和坐封推力等性能,相关性能指标均满足设计要求。水平井找水电控封隔器在长庆油田3口井进行了现场试验,试验结果表明,该封隔器可最大程度地降低工程条件的影响,提高作业成功率及测试质量,使拖动管柱找水测试工艺更简便、费用更低。

摘要：连续油管速度管柱排水采气技术已成为长庆气田三大主体排水采气技术之一。但气井生产至后期,由于地层能量衰减,气井再次出现积液,需要带压起出连续油管才能开展其他排水采气工艺。目前普遍采用的带压起管工艺仅有一道管内封堵屏障,安全风险较高,且需要将起出管反穿设备,工艺复杂。文章对通过管内堵塞器结构设计进行优化改进,降低了管内堵塞器坐封载荷,并研制了可缠绕式的内连接器,建立了管管对接的上提解卡连续油管工艺,最终形成一套完整的连续管速度管柱带压起管改进工艺。现场应用表明,改进后的工艺既避免了解卡后的连续油管反穿注入头、防喷器等设备,又增加了对连续油管的第二重封堵,能够显著提高现场作业的安全性和效率。

摘要：聚丙烯酰胺活性微球广泛应用于油田深部调剖堵水领域,纳微米丙烯酰胺共聚物微球对提高原油采收率发挥越来越突出的重要作用。微球的化学组成、比例、结构等指标影响着微球的应用性能,而微球的形貌、粒径大小及其分布是影响封堵性能的重要因素。通过聚丙烯酰胺活性微球评价方法研究,初步建立微球评价体系,明确微球结构和性能的关系,能够为聚丙烯酰胺活性微球的性能改进、结构设计提供一定程度的指导。

摘要：长庆油田面临大量地层采出水处理压力和水力压裂施工用水紧张形成的巨大反差和矛盾。以利用长庆油田采出水配制压裂液为目标,在分析油田不同区块、不同层位采出水水质的基础上,通过分子设计合成了耐盐疏水缔合聚合物;通过优选表面活性剂,配套形成了采出水压裂液体系,并根据SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》对该体系进行评价。实验结果表明,该体系携砂能力较高,耐盐50 g/L,耐悬浮物40 mg/L,耐油100 mg/L,具有良好的耐温抗剪切性能,能够满足油田采出水的配液要求。现场试验表明,利用采出水配制的疏水缔合聚合物压裂液性能稳定,措施效果明显,为油田降本增效、绿色开发提供了可靠的技术保障。

摘要：低渗透油藏分层注水合格率受压力波动等因素影响下降快,针对这一问题,设计了井下小体积水嘴自调节机构,将其集成于桥式同心井下恒流分层配水器,以缓解压力波动导致的分层注水量不稳定问题。基于伯努利方程,在理论分析及室内试验的基础上,设计了水嘴自调节机构,以达到井下小流量分层恒流注水目的。室内试验可知,自调节机构可在注入压力0.2~1.5 MPa范围内实现调节。采用水嘴自调节机构形成的桥式同心井下恒流分层注水技术,已在长庆油田低渗透油藏应用40余井次,实现了注入压力上升1.5 MPa以内不需人工干预、自动调节分层注水量至配注合格。长庆油田现场应用表明,桥式同心井下恒流分层注水技术可将6个月后分层注水合格率由常规分层注水的43.4%提高至75.0%,可将测调频次由常规分层注水的4次/年优化为2次/年,并延长分层注井测调周期,单井作业费用降低2.6万元/年。桥式同心井下恒流分层注水技术,为低渗透油藏精细注水开发提供了更高效的分层注水手段。

摘要：基于空气泡沫驱现场操作中注入参数设计的理论依据不足进行研究。首先设计了垂直管泡沫注入模拟实验装置，实验装置考虑了不同管径对泡沫流体剪切的影响，着重观测了泡沫流体沿程压力变化规律。结果表明泡沫流体垂直管注入流动中泡沫流体符合假塑性幂律模式，剪切速率在0～1．3s-1的范围时，随着剪切速率的增加，剪切应力在不断增加；剪切速率超过1．3s-1后，剪切应力增加趋势不再明显；依据此结论可以进行泡沫流体注入参数设计。

摘要：鄂尔多斯盆地西部的乌拉力克组海相页岩气藏有利含气富集区面积达9000 km^(2),但气藏埋藏较深,地层压力系数低,且总有机碳含量与含气性等指标较低,压裂提产的难度较大。为此,分析了乌拉力克组页岩气储层地质特征和压裂技术难点,针对该类深层海相页岩气储层裂缝延伸和加砂难度大的问题,优化多段少簇裂缝设计,同时将井筒井口压力等级提高至140 MPa;针对低压条件下大液量压后连续排采的要求,通过增加液氮伴注或者前置液态CO_(2)增加地层能量,室内模拟和矿场数据拟合优化了压后控压排液生产制度。开展了直井高压混合压裂、水平井分段多簇增能体积压裂现场试验,单井压裂用液强度、加砂量及排量等关键参数达到四川页岩气水平,井下微地震监测裂缝带长579 m、带宽266 m,试气无阻流量直井突破10×10^(4) m^(3),水平井超过20×10^(4) m^(3),实现了大规模体积改造提高产量的目的。鄂尔多斯盆地海相深层页岩气压裂技术为该地区页岩气勘探开发提供了技术支持。

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：为了探索适合于注水井带压作业的化学堵剂,理论分析了其环境因素及自身要求,提出了化学堵剂(CPA)的设计思路,并通过室内实验对设计的化学堵剂进行评价。结果表明,以环氧树脂E-44体系为主剂的化学堵剂CPA(E-44、活性稀释剂660 A、密度调节剂TJ-182的质量比为100∶5∶210)的适用期随着固化剂JZ-6加量或温度的增高而快速下降,尤其是温度较高时更显著;在井底温度为50℃率70℃时,CPA更适合于温度梯度较大的注水井。当固化剂加量为10%、封堵长度为3.0 m时,CPA适用期达到4.7 h(25℃),最大承压强度可达26.51 MPa。

摘要：找水控水是水平井见水后的开发政策调整、综合治理的重要手段。低渗透油田注水开发水平井单井液量低、水平井段长、改造段数多,常规生产测井找水受井筒低流量限制无法适应,现有封隔器分段生产找水技术作业效率低、周期长,无法满足现场快速制定调控措施的需求。为了实现低渗透油田见水水平井精细找水目的,采用技术集成思路,提出了连续油管起下钻作业、井筒电潜泵排液增大流量、拖动MAPS测井仪对产层段连续监测为核心的快速找水新方法,设计了内穿复合电缆连续油管+电潜泵+MAPS测井仪的快速找水工艺管柱,研制了配套的复合电缆、撬装滚筒、高压滑环、穿越接头、测井仪器连接接头等工具和装置,系统具备了电潜泵供电和数据传输功能,形成了低渗透油田水平井快速找水技术。在对工艺系统运行安全性评价的基础上,开展了现场先导试验2口井,实现找水周期由25 d缩短至1 d,为低产液量水平井高效找水开拓了新的技术途径。