摘要：借鉴北美HFTS成功经验,长庆油田围绕进一步提高单井产量目标,整体规划了三期水力压裂试验场HFFL建设。I期于2022年启动,2024年完成,是国内首个完整意义上的水力压裂试验场。I期重点围绕夹层性页岩油长71、长72储层,坚持“压前地质工程一体化设计、压中测试响应反演拟合、压后取心验证分析评价”的研究路径,综合应用光纤、双井微地震、井下电视、示踪剂及取心等10项16井次测试,系统开展人工裂缝形态、多簇起裂及产液贡献率等精细评价,主要认识包括:(1)页岩油压后地下裂缝类型多样,300 m取心过程中累计发现裂缝431条,其中压裂缝115条、层理缝239条;(2)裂缝复杂程度远超预期,人工裂缝总量远大于簇数,局部未严格按照最大主应力方向扩展,受到岩性、天然裂缝发育等综合影响,裂缝存在明显偏转、沟通、弯曲等现象;(3)水力裂缝缝长延伸较长,缝高整体受控,支撑剂在取心岩屑中广泛分布,裂缝面同样观察到支撑;(4)多簇100%起裂,但扩展过程呈动态变化,砂液分配差异大,光纤评价均一指数平均61.8%;(5)长期产剖动态跟踪显示,生产6个月后,多裂缝段与优质甜点段贡献逐渐凸显。综上,水力试验场对长庆页岩油重新认识油藏、缝控储量、裂缝、产量提供了更加准确科学的理论依据,对井网优化、开发技术政策制定以及体积压裂优化设计都具有十分重要的作用,同时也为国内水力压裂试验场建设发挥了示范引领作用。

摘要：陇东页岩油水平井井筒环境复杂,偏磨、结蜡、结垢、出砂及气体影响问题突出,常规井筒举升工艺措施适应性不强,维护性作业频次高达由每年1.49井次,严重影响油井正常生产。文章针对陇东页岩油水平井维护作业频次高的影响因素进行了剖析,研发了压裂前置阻垢剂、内涂层防蜡油管、水平井旋流冲砂射流除垢一体化工具等,形成了杆管双向防偏磨设计、长水平井高效冲砂解堵等关键技术,构建了蜡、垢、气、砂、磨的全生命周期防治技术体系。治理后维护性作业频次下降50%以上,采油时率提升3个百分点,该技术体系为国内页岩油井筒高效举升工艺模式提供了宝贵借鉴。

摘要：针对鄂尔多斯盆地姬塬长9为代表的底水和高水饱油藏,油水关系复杂,常规工艺改造单井产量低的难题,研发了油溶水黏型压裂支撑剂,探索形成了一种新型堵水压裂技术。通过原油组分分析,设计并研发了遇水固结、遇油溶解的堵水材料,通过特殊工艺将堵水材料以覆膜的形式与支撑剂制成控水支撑剂。设计了油溶水黏堵水支撑剂性能评价方案,性能测试表明该支撑剂在加砂压裂的同时即可实现封固水层、改造油层的双重工艺目的。建立了控水支撑剂用量计算模型,开展了压裂工艺、参数优化,确定了压后关井时间及返排制度。在姬塬长9底水油藏开展了现场试验6口井,加砂规模和注入排量与对比井相当,单井日产油量提高1.6 t,含水下降52%,控水增油效果明显。

摘要：苏里格致密砂岩气藏大井组多井型的丛式井组机械分层压裂工艺不能满足多层、高排量压裂技术发展需求。为此,根据体积压裂理论进行了致密气田高排量混合水压裂工艺设计,采用滑溜水+基液+交联液的注入模式,低黏液占比40%~75%,排量6~8m^3/min;研发了连续油管底封分层压裂工具串:导向扶正器+机械式接箍定位器+机械锚定器+Y211封隔器+平衡阀+喷射器+机械式安全丢手接头+连续油管外卡瓦式连接头+连续油管,满足了连续解封和坐封的需求;为确保安全施工,研发了连续油管井口保护器,结合全过程防砂工艺制定了标准地面作业流程,形成了安全作业配套技术,并研发了压裂返排液处理装置,实现了压裂返排液再利用,最终形成苏里格致密气田丛式井组连续油管一体化压裂技术。截至2018年12月底现场试验32个井组201口井,压后单井产量较对比井提高15%,平均单井压裂作业周期由常规模式的19.5d缩短至11.0d,提产提速效果显著。

摘要：近年来,超低渗透油藏开发普遍面临储层致密和注水不见效导致的油井连片低产问题。文章在剖析储层地质特征和油藏开发现状的基础上,结合注水井网和剩余油分布特征,利用数值模拟和生产动态等方法进行了地应力变化研究和增产潜力分析,提出了油井以增加裂缝带宽为主要目标的体积压裂设计思路,形成了"全程多级暂堵+体积改造"相结合的重复压裂工艺。现场应用表明,增油量是常规重复压裂效果的2倍以上,且后续稳产效果明显,为超低渗透油藏提高单井产量提供了技术借鉴。

摘要：进行了直线电机往复泵配套直线电机的选型分析,确定电机主要运行指标技术要求,完成电机高压密封及配套抽油泵的设计。针对采油系统的工作特点,开发了工况监测系统,通过对运行电流、功率的监测实现电机运行状况的分析,同时设计了井下电机的温度监测系统,通过监测电机初级线圈温度实现对电机的保护。通过电参数监测实现采油系统工况的监测与分析。对直线电机采油系统进行了室内性能测试,在地面试验井内测试整套系统的运行可靠性。测试结果显示电机拉力达到20.8 k N,承压达到25 MPa,在地面试验井内正常运转500 h。开展了3口井现场试验,最大井深1 659 m,最小液量2.33 m3/d,试验后平均系统效率24.6%,节电率达到29.0%,电机温度及系统工况监测工作正常,远程能够对电机生产参数进行调节。

摘要：基于聚合物互溶驱替和弥散渗流原理,利用双段塞浓度剖面法测定了聚合物溶液在长庆油田侏罗系延10储层6块岩心上的不可入孔隙体积(IPV),考察其对聚驱效果的影响。结果表明,聚合物溶液在6块岩心上的IPV值为20.6%~27.9%,平均为24.8%。岩心渗透率越高,IPV值越小,二者呈明显的线性负相关关系。IPV值与孔隙度无明显对应关系。不可入孔隙体积的大小反映聚合物分子线团与储层孔喉大小的匹配程度。M区块延10油藏聚合物驱试验结果表明,考虑聚合物驱过程中不可入孔隙体积效应的存在,在矿场注入工艺设计时适当提高注入量和增加前置保护段塞,有利于提升驱油效果。聚合物驱方案设计时考虑不可入孔隙体积效应是必要的。

摘要：长庆气区包括靖边气田、榆林气田及苏里格气田,属低渗透率、低丰度、中低产、大面积复合连片整装气区,开发难度较大。为此,结合不同区块的地质特性、气质特点及试采情况,遵循安全、高效、简单、先进、实用的原则,探索出适合长庆气区不同区块特点的3大开发工艺模式(靖边模式、榆林模式、苏里格模式)及12项地面配套工艺技术(多井高压集气、多井高压集中注醇、多井集中加热节流、周期性间歇计量、小型橇装脱水、低温高效聚结分离、小型高效设备应用、井下节流、井口湿气带液计量、常温分离中低压湿气输送、二级增压和气田数字化管理工艺技术),提高了地面建设水平,简化了工艺流程,降低了工程投资。10多年的生产运行证明:上述12项地面配套工艺技术经济、可靠,保障了长庆气区的经济高效开发,是同类气藏开发工艺设计借鉴的典范。

摘要：针对苏里格气田常用的卡瓦式井下节流器打捞解卡工艺复杂、部分卡瓦咬死油管导致打捞成功率低的问题,通过研究现有井下工具锚定方式及结构特点,设计了接箍座落式井下节流装置。该装置采用无齿卡爪配合油管接箍间隙实现坐封,打捞时无需专门解卡,具有易解卡、不咬死油管、防下滑等优点。通过有限元分析方法,模拟了井筒实际压力和温度条件,并对装置核心部件卡爪锚定机构进行了应力分析和优化设计。在室内实验成功的基础上,该井下节流装置现场应用38口井,生产一段时间后打捞10口井,坐封稳定、密封可靠、打捞方便,成功率达100%。

摘要：长庆油田纵向含油层系多,部分层系局部叠合,为有效解决多层系开发过程中笼统合采油井层间干扰矛盾,最大程度发挥各产层产能,研究形成了防气式分采泵两层分采主体工艺技术,现场试验78口井,平均单井产量提高0.58 t/d,但对于油井三层分采,该技术却无能为力。在油井两层分采技术原理基础上,文章创新提出了"产层单向过流(进入油管)、油管内层间产液桥式多级过流、封隔器层间封隔、普通抽油泵举升"三层分采技术思路,研发成功桥式分采器关键装置,设计了"桥式分采器+Y211封隔器+Y111封隔器+普通管式抽油泵"三层分采工艺技术管柱结构,并在长庆油田首次成功开展了2口井三层分采试验,效果明显,为长庆油田多层系开发区块油井多层分采提供了新的技术手段。