检索结果-内蒙古大学图书馆

吉林大学学报(地球科学版) 2025年第2期55卷 575-586页

作者：考佳玮杨康谭鹏陈作中石化石油工程技术研究院有限公司中国石油化工股份有限公司西北油田分公司石油工程监督中心中国石油集团工程技术研究院有限公司

为准确评价干热岩储层压裂及其注采热效果,本文建立了一种流-固-热耦合的干热岩水力裂缝扩展数值模型,可以模拟干热岩复杂压裂裂缝形态,并进行注采热分析。以青海省共和盆地干热岩为研究对象,基于其地质力学参数特征建立了2个算例,并开... 详细信息

为准确评价干热岩储层压裂及其注采热效果,本文建立了一种流-固-热耦合的干热岩水力裂缝扩展数值模型,可以模拟干热岩复杂压裂裂缝形态,并进行注采热分析。以青海省共和盆地干热岩为研究对象,基于其地质力学参数特征建立了2个算例,并开展了干热岩多井压裂及采热过程模拟。结果表明:干热岩起裂裂缝受非均匀应力场扰动呈体积裂缝特征,水力裂缝遇天然裂缝可激活并形成复杂裂缝形态;多井间压裂裂缝可通过天然裂缝连通,为注采热提供超过95%的流动换热通道;注采热时,流体主要沿着贯通裂缝流动,形成换热优势通道,导致注采热初期出口温度降幅较大,在前3a,出口水温下降幅度达30～50℃,后期降速趋于平缓;提升压裂裂缝复杂性可增大有效换热面积,配合以合理的井位及注采参数提升换热效果,实现干热岩的高效开采。

关键词：干热岩水力裂缝扩展天然裂缝采热流-固-热耦合非连续离散裂缝模型换热青海共和盆地

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塔河地区下寒武统玉尔吐斯组沉积环境及有机质富集机理

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海相油气地质 2025年第1期30卷 17-29页

作者：张文文徐勤琪尚凯张楠廖启丰林静文李帅中国石化西北油田分公司勘探开发研究院新疆乌鲁木齐市830011 中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院

下寒武统玉尔吐斯组是塔里木盆地重要的烃源岩层段,开展有机质富集机理研究可为海相烃源岩评价与超深层油气勘探提供参考和依据。基于塔河地区典型单井矿物岩石学、无机地球化学和元素分析等资料,综合氧化-还原条件、古生产力、水体滞... 详细信息

下寒武统玉尔吐斯组是塔里木盆地重要的烃源岩层段,开展有机质富集机理研究可为海相烃源岩评价与超深层油气勘探提供参考和依据。基于塔河地区典型单井矿物岩石学、无机地球化学和元素分析等资料,综合氧化-还原条件、古生产力、水体滞留程度等地球化学指标,探讨塔河地区玉尔吐斯组烃源岩沉积古环境及其对有机质富集的控制。研究表明:塔河地区玉尔吐斯组烃源岩有机质丰度高,下段的烃源岩有机质品质优于上段。从玉尔吐斯组沉积早期到晚期沉积水体古生产力水平、水体滞留程度、陆源碎屑输入及缺氧程度均呈现逐渐降低的演化趋势。玉尔吐斯组有机质富集与海平面变化引起的沉积古环境变化密切相关,有机质富集受保存条件、弱热液活动、上升洋流等因素共同控制,弱热液活动与上升洋流为优质烃源岩的发育提供了营养物质基础,中等滞留的沉积环境为有机质的富集提供了良好的外部条件,硫化-缺氧还原环境是有机质保存的关键。

关键词：地球化学特征古环境有机质富集玉尔吐斯组寒武系塔河地区塔里木盆地

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复杂大裂缝地层恶性漏失堵漏剂的研究与现场应用

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应用化工 2025年第03期 804-808页

作者：臧传贞刘颖彪叶成戎克生鲁铁梅刘凡都伟超中国石油新疆油田分公司中国石油新疆油田分公司工程技术研究院中国石油集团工程技术研究院有限公司西安石油大学化学化工学院

大裂缝及断层恶性漏失有效治理难，严重影响钻井提质增效。“凝胶+水泥”堵漏是解决大裂缝恶性漏失的常用方法，其中凝胶材料是关键，但常规凝胶可泵性和成胶强度难以平衡且抗温性差。对此，研制了一种耐温160℃以上、交联时间1～7 h可... 详细信息

大裂缝及断层恶性漏失有效治理难，严重影响钻井提质增效。“凝胶+水泥”堵漏是解决大裂缝恶性漏失的常用方法，其中凝胶材料是关键，但常规凝胶可泵性和成胶强度难以平衡且抗温性差。对此，研制了一种耐温160℃以上、交联时间1～7 h可控的高强度井下交联堵漏聚合物CLD体系，由0.2%～1.0%凝胶主剂(DMCs-AM-AMPS共聚物),0.4%～1.2%酚醛交联剂，1.0%～3.0%增韧材料(丝瓜瓤+超细碳酸钙)和0.02%稳定剂硫脲组成。体系配制后黏度仅有42 mPa·s、易泵送，抗水基钻井液污染性能较好；交联后凝胶黏弹性强度可达H级，缝板承压实验表明，1～3 mm楔形缝板承压可达6.5 MPa。准噶尔盆地某口预探直井在三开钻遇大裂缝，发生失返漏失，多次桥堵和水泥堵漏均失败，采用“CLD体系+水泥”堵漏工艺，一次堵漏成功，应用前景较好。

关键词：井下交联聚合物可控交联大裂缝漏失凝胶堵漏

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基于核磁技术优选页岩储层增能介质

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西安石油大学学报(自然科学版) 2025年第03期 75-81页

作者：戴志鹏李太伟王彪朱杰虞建业中国石化江苏油田分公司石油工程技术研究院

基于核磁共振技术，研究了压裂液、常规表面活性剂AES以及CO2等不同介质对页岩油藏的增能、渗吸采油能力；依据基质-裂缝强制渗吸模型，明确提高渗吸量的技术思路为原油降黏、改善地层润湿能力与适当的油水界面活性，选用强化渗吸洗油剂... 详细信息

基于核磁共振技术，研究了压裂液、常规表面活性剂AES以及CO2等不同介质对页岩油藏的增能、渗吸采油能力；依据基质-裂缝强制渗吸模型，明确提高渗吸量的技术思路为原油降黏、改善地层润湿能力与适当的油水界面活性，选用强化渗吸洗油剂FD1进行气液协同作用效果评价。结果表明：大分子压裂液难以进入页岩基质，渗吸剂FD1吞吐可大幅提升采收率至37.52%;气体中CO2吞吐效果明显优于CH4和N2,吞吐5轮次采出程度达38.28%,渗吸剂FD1协同作用下可进一步提高采收率约24%。确定适应苏北盆地页岩油的渗吸体系为CO2+渗吸剂FD1。从作用机制上看，CO2在微小孔隙中对吸附油的动用效果较好，并可驱动少量游离油，渗吸剂主要作用于中大孔，强化改善润湿的能力使吸附油易于剥离，较强的界面活性更方便置换游离油，渗吸后吸附油、游离油进一步减少。该研究为入井介质优选及增渗驱油提供了理论支撑。

关键词：渗吸实验渗吸剂吞吐核磁共振页岩油

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抗高温固井用悬浮稳定型降失水剂的制备与应用

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钻井液与完井液 2025年第1期42卷 102-109页

作者：杜宇斌刘子帅吕斌赵维超周崇峰樊荣华中国石油青海油田公司油气工艺研究院甘肃敦煌736202 中国石油集团工程技术研究院有限公司北京102206

青海油田柴达木盆地地温梯度高且多处于地层超压带或邻近区带,深井超深井固井过程中,对高密度水泥浆高温高压工况下的失水、流变以及热冲击后的沉降稳定性、力学性能等提出了更高的要求。通过接枝聚合制备了含有温敏基团和支链结构的悬... 详细信息

青海油田柴达木盆地地温梯度高且多处于地层超压带或邻近区带,深井超深井固井过程中,对高密度水泥浆高温高压工况下的失水、流变以及热冲击后的沉降稳定性、力学性能等提出了更高的要求。通过接枝聚合制备了含有温敏基团和支链结构的悬浮稳定型降失水剂DFS-200,并对其综合性能进行了评价。结果表明,DFS-200可将2.10~2.30 g/cm^(3)水泥浆体系高温工况下的API失水量控制在50 mL以内,游离液为0、密度差小于0.03 g/cm^(3),流变和稠化性能良好,浆体“低温不增稠、高温不稀释”;水泥石强度发育快,静胶凝强度过渡时间短,200℃下48 h抗压强度大于30 MPa、无衰减。应用DFS-200在柴达木盆地目的层尾管固井中进行了多次现场试验,效果良好,为改善青海油田深井超深井封固质量、保障井筒完整性提供了技术支撑。

关键词：降失水剂支链结构沉降稳定性水泥浆高温深井

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基于二维孔隙网络模型的悬浮颗粒微观尺度滞留规律及渗流场特征

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工程科学学报 2025年第3期47卷 411-418页

作者：王世玺崔连可俞晓鸾宋智勇王中楠北京科技大学资源与安全工程学院北京100083 中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院南阳473000

油气田开发是典型的多相渗流过程,在长期并持续的开发过程中,注水、气驱、化学驱及压裂等技术都会导致携带来的矿物颗粒及储层内原有喉道的砂体颗粒逐渐松散并脱落,造成储层孔隙中的迁移及堵塞,继而影响储层的动用及最终采收率.因此,研... 详细信息

油气田开发是典型的多相渗流过程,在长期并持续的开发过程中,注水、气驱、化学驱及压裂等技术都会导致携带来的矿物颗粒及储层内原有喉道的砂体颗粒逐渐松散并脱落,造成储层孔隙中的迁移及堵塞,继而影响储层的动用及最终采收率.因此,研究悬浮颗粒在多孔介质中迁移与滞留过程及流场特征有重要意义.然而,现有针对悬浮颗粒在多孔介质中迁移与滞留的研究主要关注颗粒的迁移和滞留对渗透率的损害,没有体现颗粒运移的过程,也不能反应孔隙网络中颗粒堵塞和流场变化的关系.为探究悬浮颗粒在多孔介质内的流场特征,本研究利用微观可视化模型及微观粒子图像测速技术(MicroParticle image velocimetry,简称为Mirco-PIV)分析了在二维孔隙网络中悬浮颗粒的滞留特征及相互关系,并揭示了流场的变化规律.实验结果表明,初期主通道流速更高,但由于主通道颗粒滞留量(6.5μg·μm^(-2))比边界区更多(2.4μg·μm^(-2)),颗粒续注入导致主通道流速降低,扰乱原有流场导致“斑”状流场出现,也使主通道(110μm·s^(-1)降低至41μm·s^(-1))在中期流速低于边界区(67μm·s^(-1)降低至45μm·s^(-1)).这也表明高流速区更有效的输运了颗粒.滞留的分布特征观察到主要滞留在了边壁附近,较高浓度条件下还会在主通道内产生聚集现象,这些都导致了对孔隙的有效封堵.本文首次提供了颗粒和流场互动过程,给出二维孔隙条件下可视化的直接的证据.此外,本文还得出了颗粒分布特征,并总结出滞留靠近边壁、流动有效半径变窄及主通道高浓度的聚集问题,是导致封堵的核心机理,为进一步颗粒滞留理论的完善提供参考.

关键词：多孔介质颗粒滞留时空分布流场可视化

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玛湖凹陷砾岩储层CO_(2)前置压裂工艺支撑剂嵌入特征

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大庆石油地质与开发 2025年第2期44卷 68-78页

作者：刘凯新杜布戈李杰董景锋王斌王笑涵彭岩中国石油新疆油田分公司工程技术研究院新疆克拉玛依834099 中国石油大学(北京)石油工程学院北京102249

玛湖凹陷部分砾岩储层水基压裂后导流能力损失严重,CO_(2)前置压裂工艺应用潜力巨大,但CO_(2)前置压裂后支撑剂嵌入行为表征尚不明确。为研究CO_(2)前置压裂支撑剂嵌入特征及其机理,选取上乌尔禾组砾岩开展支撑剂嵌入实验,表征储层条件... 详细信息

玛湖凹陷部分砾岩储层水基压裂后导流能力损失严重,CO_(2)前置压裂工艺应用潜力巨大,但CO_(2)前置压裂后支撑剂嵌入行为表征尚不明确。为研究CO_(2)前置压裂支撑剂嵌入特征及其机理,选取上乌尔禾组砾岩开展支撑剂嵌入实验,表征储层条件下水基和CO_(2)前置的支撑剂嵌入特征差异,建立数值模型对比导流能力,利用双电层理论分析CO_(2)前置减轻嵌入的作用机理。结果表明:CO_(2)前置压裂工艺在保证携砂能力的同时,可以减轻黏土水化导致的支撑剂嵌入;与水基压裂相比,CO_(2)前置深度为[0.15,0.25)mm的嵌入坑的相对频率降低了13%~70%,而前置深度为[0.25,0.4)mm嵌入坑的相对频率降幅达78%,导流能力可提升24%~30%;CO_(2)前置对低黏土矿物含量试件的作用效果最好,随黏土矿物含量升高效果逐渐减弱;CO_(2)前置缩短了水-岩接触时间,“毛细捕获”及吸水干燥效应减小了弱结合水膜吸收自由水能力,减弱了黏土水化膨胀,弱化了支撑剂嵌入程度。CO_(2)前置压裂工艺有助于水敏储层的高效开采。

关键词： CO_(2)前置压裂水敏黏土矿物支撑剂嵌入砾岩储层玛湖凹陷

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基于地质工程一体化压裂模型的页岩油压裂方案优化——以吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

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断块油气田 2025年第1期32卷 35-46页

作者：李嘉成邹家伟田刚王亮王俊超佟亮中国石油新疆油田分公司工程技术研究院(监理公司) 新疆克拉玛依834000 北京远望景盛科技发展有限公司北京100083

芦草沟组页岩油储层致密、天然裂缝发育,采用小井距开发时,井间应力干扰严重,优选压裂施工参数、明确压后裂缝扩展规律是提升芦草沟组开发效益的关键。为减少井间、簇间应力对页岩油小井距多层立体井网压裂的干扰,同时降低重复改造,文... 详细信息

芦草沟组页岩油储层致密、天然裂缝发育,采用小井距开发时,井间应力干扰严重,优选压裂施工参数、明确压后裂缝扩展规律是提升芦草沟组开发效益的关键。为减少井间、簇间应力对页岩油小井距多层立体井网压裂的干扰,同时降低重复改造,文中在明确芦一段裂缝特征、地应力分布的基础上,建立了芦一段精细地质模型,在其约束下联合FracMan平台建立了地质工程一体化的压裂数值模型,并基于该模型开展了加砂量、簇间距、井距等压裂参数优化的研究。结果表明,芦一段最优加砂量为1600 m^(3),合理簇间距为6 m,最优井距为200~250 m。现场微地震监测与模拟缝网吻合度高达91.2%,表明地质工程一体化压裂模型的模拟结果可真实反映地下实际缝网。芦一段压裂后形成了“水力主缝”型、“水力主缝+天然裂缝”型和“天然裂缝”型等3种缝网。研究区以“水力主缝”型缝网为主,压后裂缝的半缝长集中在70~105 m,缝高主要分布在20~30 m。虽然缩小井距和簇间距可以增加“水力主缝”型缝网数量,获得更大的半缝长和缝高,使储层改造更充分,但也极易产生井间窜流,造成最终采收率的损失。

关键词：页岩油天然裂缝井距优化芦草沟组吉木萨尔凹陷

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顺北深层碳酸盐岩储层坍塌产物堵塞筛管机理及完井方式优选

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特种油气藏 2025年

作者：苏鹏黄有艺李渭亮李林涛董长银张晋毅中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院中国石油大学(华东)石油工程学院中国石化西北油田分公司石油工程监督中心

顺北油田深层碳酸盐岩储层在开发过程中面临着严重的井壁坍塌及控制问题，为探究该储层坍塌产物的堵塞机理并设计合理的完井方式，开展不同坍塌产物组合模式下的防塌完井模拟实验，研究打孔筛管和割缝筛管完井方式的适应性。研究表明：... 详细信息

顺北油田深层碳酸盐岩储层在开发过程中面临着严重的井壁坍塌及控制问题，为探究该储层坍塌产物的堵塞机理并设计合理的完井方式，开展不同坍塌产物组合模式下的防塌完井模拟实验，研究打孔筛管和割缝筛管完井方式的适应性。研究表明：坍塌产物的堵塞机理包括颗粒的逐级递进桥架、大颗粒桥架-小颗粒自由通过和大颗粒桥架-小颗粒空隙堆积；当坍塌产物粒度中值分别为3.83、3.35、2.00、1.65、1.54mm时，使用割缝筛管进行防塌完井总体可行，而打孔筛管不适用于坍塌产物粒度中值为1.54mm的纯砂粒模式；在坍塌产物颗粒粒径分布较为连续的条件下，推荐使用打孔筛管并适当提高孔密；在坍塌产物颗粒粒径分布较为间断且砂粒占比较小的条件下，推荐使用打孔筛管并适当提高孔密，若砂粒占比较大，推荐使用割缝筛管并适当减小缝宽。该研究可为碳酸盐岩储层防塌完井设计提供借鉴。

关键词：深层油气碳酸盐岩防塌完井评价优选堵塞机理评价实验

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基于支撑剂嵌入实验的玛湖凹陷砾岩储层CO_(2)泡沫压裂液体系优选

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科学技术与工程 2025年第4期25卷 1419-1427页

作者：董景锋刘凯新路宗羽王斌邹娜娜杜布戈丁克保崔健彭岩中国石油新疆油田分公司工程技术研究院克拉玛依834000 中国石油大学(北京)石油工程学院北京102249

CO_(2)泡沫压裂可以减少储层伤害,有助于非常规油气藏增产开发,但目前缺少定量评价泡沫压裂液碳水比对导流能力影响程度的方法,泡沫压裂液体系碳水比优选存在不足。为优选适用于玛湖凹陷砾岩储层的CO_(2)泡沫压裂液体系,开展模拟储层条... 详细信息

CO_(2)泡沫压裂可以减少储层伤害,有助于非常规油气藏增产开发,但目前缺少定量评价泡沫压裂液碳水比对导流能力影响程度的方法,泡沫压裂液体系碳水比优选存在不足。为优选适用于玛湖凹陷砾岩储层的CO_(2)泡沫压裂液体系,开展模拟储层条件下不同碳水比泡沫流体作用下支撑剂嵌入实验,得到各嵌入深度区间的比例,建立考虑支撑剂非均质嵌入的导流能力模型,计算获得不同泡沫流体提高导流能力的效果并分析其作用机理。结果表明:使用CO_(2)替代部分水基压裂液,可以降低支撑剂的嵌入程度;随着CO_(2)比例升高,泡沫流体提高导流能力的效果逐渐减弱并达到上限,模型导流能力较水基提高约12%;碳水比7∶3时低黏土含量(黏土矿物含量<20%)试件导流能力提高达到上限,高黏土矿物含量试件(黏土矿物含量≥20%)的导流能力受碳水比的影响更敏感,达到上限时碳水比较低;CO_(2)泡沫压裂液可以提高支撑裂缝-缝周边地层系统的渗流能力。研究成果可为CO_(2)泡沫压裂液体系碳水比优化提供参考。

关键词：支撑剂嵌入砾岩储层 CO_(2)泡沫压裂导流能力

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