【摘 要】
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针对重庆市沥鼻峡背斜呈高陡复杂构造区,活性水压裂施工压力高、加砂风险大、支撑剂展布差及排采期间出砂严重等难题,评价优选了一套性能优良的氮气泡沫压裂液体系,即0.5％复合发泡稳泡剂JZQW-1+1.5％KCl防彭剂+N2,并成功实现对合煤1-X2井4个煤层三级分段压裂合层排采实验.室内评价及现场实验结果表明:起泡稳泡剂JZQW-1采用小分子稳定剂代替大分子稳泡剂,有效提高泡沫液黏度、弹性和稳定性,克服了传统泡沫压裂液的缺点;该泡沫压裂液体系在30℃条件下,起泡体积约为700 ml,半衰期超过800 min,
【机 构】
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重庆地质矿产研究院,重庆401120;页岩气勘探开发国家地方联合工程研究中心,重庆401120;自然资源部页岩气资源勘查重点实验室,重庆401120;重庆市页岩气资源与勘查工程技术研究中心,重庆401
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针对重庆市沥鼻峡背斜呈高陡复杂构造区,活性水压裂施工压力高、加砂风险大、支撑剂展布差及排采期间出砂严重等难题,评价优选了一套性能优良的氮气泡沫压裂液体系,即0.5％复合发泡稳泡剂JZQW-1+1.5％KCl防彭剂+N2,并成功实现对合煤1-X2井4个煤层三级分段压裂合层排采实验.室内评价及现场实验结果表明:起泡稳泡剂JZQW-1采用小分子稳定剂代替大分子稳泡剂,有效提高泡沫液黏度、弹性和稳定性,克服了传统泡沫压裂液的缺点;该泡沫压裂液体系在30℃条件下,起泡体积约为700 ml,半衰期超过800 min,压裂液黏度达81 mPa·s,泡沫液稳定性好,耐剪切能力强.压裂施工期间裂缝监测结果对比证实该泡沫压裂液可有效降滤以提高改造效果,也为推进重庆市煤层气地面抽采工作奠定了良好的基础.
其他文献
基于家庭智能电能表采集数据,构建居民需求响应样本库.基于该样本库,开展特征工程,充分挖掘响应用户的家庭属性、响应行为、用电行为等特征.在此基础上,构建居民电力需求响应神经网络自学习优化模型,根据不同家庭标签与历史响应结果数据,预测居民需求响应参与情况,随着典型场景下需求响应的不断开展,对模型进行循环迭代与优化.最终,依据调节目标,智能化制定需求响应调控策略.算例结果表明,所提的需求响应策略能够准确识别居民需求响应参与度,降低需求响应激励成本.
为了明确筠连煤层气的煤层含气量主控因素,通过区域构造控气作用,结合煤岩储层中镜质组含量、灰分及含气量的影响因素分析,开展了煤层顶底板及水动力特征研究.结果 表明:构造剥蚀区附近吨煤含气量低,向斜斜坡带中部及向斜核部含气量较高;煤岩平均镜质组反射率为3.3％,煤层变质程度是影响含气量的主要因素;储层中的镜质组是生烃和储集的主要贡献,镜质组含量高有利于甲烷气体的形成及吸附;煤层的灰分含量为10％～45％,随着灰分含量的增加,煤层含气量呈下降趋势;煤层顶底板的岩性封隔是气藏保存的重要条件,泥岩及碳质泥岩具有较好
裂隙对于煤层气开采的重要性相当于人体的血管.为了有效、科学地掌握研究区煤层气潜力层宏-微观裂隙特征,打通煤层气排采通道,以野外69个实测点、183个测量数据、40个煤岩样品的液氮等温吸附试验为依据,开展宏观节理认识基础上的微观孔隙特征探索.结果 表明:1)研究区节理发育的优势方向为NWW或NNE;随着岩石颗粒变细,节理裂隙线密度越大,反之亦然;随着岩层厚度的增加,节理裂隙发育的线密度呈指数递减,相关性系数为R2 =0.8732.2)根据地表围岩裂隙产状推断研究区煤层裂隙发育的优势方位的原则是岩性越细,优势
为了搞清德惠断陷深层烃源岩品质情况,针对平面及纵向存在的烃源岩岩性、成熟度等差异大的问题,应用最新的分岩性、分成熟度的评价标准,根据不同的地层对每个洼槽进行精细分类评价,明确重点洼槽烃源岩品质特征,落实优质烃源岩分布情况.研究结果表明:有机质成熟度方面,德惠断陷Ro为0.7％～2.0％,其中郭家、鲍家洼槽以高熟阶段为主,其他洼槽以成熟阶段为主;有机质丰度方面,泥岩在成熟区的农安南洼槽火石岭组、兰家洼槽营城组及沙河子组以及高熟区的鲍家洼槽营城组烃源岩品质好,碳质泥岩在高熟区的鲍家洼槽营城组品质好;有机质类型
赵凹油田泌73-1井区为侧缘尖灭油藏,为了弄清该区的砂体展布特征,部署新井进行效益开发,针对砂体变化速度快,砂体识别、储量动用认识不清等问题,充分利用钻井、测井、测试等资料,开展了单一河道砂体识别及砂体组合方法河道识别.结果 表明:1)将储层分为油组、小层、单层、单一河道砂体4级;单一河道砂体纵向边界识别标志主要为泥岩夹层,平面边界识别标志主要为河道间泥岩沉积和砂体厚度差异.2)垂直于物源方向砂体横向展布宽度较窄,砂体分布宽度为300～500m,油砂体分布区间为180～220m,顺物源方向延伸长度为140
缝网导流能力是影响页岩气高效开发的要素之一,评价不同缝网结构和测试流体下导流能力的大小可为压裂施工提供参考.采用DLC-Ⅱ大尺度裂缝导流仪,在页岩岩板端面上设计30°型、45°型、60°型和90°型4种不同的缝网结构,采用等效理论测试并计算导流能力.实验结果表明:闭合压力增加,导流能力下降;次生缝与主缝夹角越小,导流能力越大;在小于30 MPa闭合压力下,其导流能力随闭合压力最大下降速度最快.测试的流体黏度不同其缝网导流能力测试结果也不同,增产倍数随缝网间角度的变大而变小,且闭合压力越大其导流能力相差越大
针对海上生产气井生产过程中因生产压力及测试成本无法开展实时产能评估的问题,基于不稳定试井理论及二项式产能方程,分析了引起产能变化的参数,推导并建立了适用于海上的在生产气井动态产能评价方法.研究结果表明:1)对于定容或弱水驱气藏、无污染气井,天然气黏度和偏差因子是引起产能衰减的主要原因;2)对于中强水驱气藏、无污染气井,除天然气性质参数外,生产时长、气藏综合压缩系数及非达西流系数均会引起产能变化;3)若气井存在污染,表皮系数也不可忽略,需经不断地调整拟合后确定.经实际应用,该方法计算地层压力与实测值差别在1
为了明确不同期次气井的产能特征,摸清致密凝析气藏的生产规律和影响因素,从静态和动态两方面入手,结合龙凤山气藏B213井区生产实际,分析归纳出各个期次气井产气量、产油量、产水量的差异特征及影响因素;通过与不同气藏物性进行对比,结合气井相图特征,归纳出龙凤山凝析气藏的特点;结合产气量递减率、气油比、油压压降速率、静压压降速率等生产动态指标,分析工作制度对气藏开发过程的影响.结果 表明:1)受火山机构含气性、有利相带占比、储层电性物性、气井所处构造部位等因素的影响,期次5产气量和产油量最高,期次3产水量最高,期
J区块实施注水开发多年,出现注水压力高、水驱开发效果差等问题.为了制定有效的区块开发调整方案,亟需对注水开发储层物性变化规律进行研究.该文通过物理模拟,采用CT扫描岩心薄片的方法,研究储层物性随注水开发阶段的变化规律.结果 表明:随着驱替倍数的增加,孔隙度及孔道直径的平均值有增大的趋势,孔隙度由0倍孔隙体积倍数的16.51％变为50倍孔隙体积倍数的17.06％;随着驱替倍数的增加,渗透率先降低后升高,但整体趋势是升高的;不同注水开发阶段的储层,胶结方式和颗粒之间的接触关系未发生变化,胶结方式依然是孔隙胶结
为提高海上深层砂岩储层改造效果,针对油藏埋深较深、测试产能低、储量落实程度低等问题,开展了砂岩可压裂性影响因素分析,重点基于脆性指数和断裂韧性建立了可压裂指数模型,并在现场进行了应用.研究结果表明:1)J油田储层杨氏模量约为(1.5～2.2)×104 MPa,泊松比为0.274～0.440,主要的约为0.270,岩石硬度总体适中,有利于裂缝的起裂.2)研究区归一化后的脆性指数为25％～45％,水平应力差异系数0.19～0.22,有利于压裂改造,具备形成复杂缝基础条件.3)基于J油田测井数据绘制了砂岩可压裂