新疆石油天然气

《新疆石油天然气》2023年第1 期封面、封底及目录

2023, 19(1): 0-0.

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吉木萨尔页岩油压裂开发压后闷井时间优化

张衍君 , 徐树参 , 刘娅菲 , 王晓萍 , 葛洪魁 , 周德胜

2023, 19(1): 1-7. DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2023.01.001

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压后闷井对提高页岩油储层的采收率及产量具有重要意义，闷井时间的确定尤为关键。目前，闷井时间的确定在国内外仍未形成系统、有效的方法。裂缝系统压力传递、产出液离子扩散、毛管力渗吸是解决上述难点的关键科学问题。以室内实验和现场分析为主，在明确吉木萨尔页岩油储层微观孔隙特征、润湿性、纹层、以及渗吸驱油潜力的基础上，分析了现有闷井时间确定方法及特点，形成了吉木萨尔页岩油储层闷井时间综合确定方法。研究得出：吉木萨尔页岩油储层具有较强的渗吸扩散能力，压后闷井对原油产出起到驱替作用。闷井时间由井口压降平衡时间、渗吸平衡时间、产出液矿化度平衡时间综合确定。吉木萨尔页岩油储层压后闷井需要考虑微裂缝充液和基质渗吸协同作用，以井口压降第二转折点为下限、矿化度演化稳定上升转折点为上限、结合渗吸平衡得到最优闷井时间。基于室内实验和现场数据对Q井压后闷井时间进行了优化，推荐Q井闷井时间为55 d左右。该研究为优化吉木萨尔页岩油压后闷井时间提供了重要依据。

超低渗透储层注水吞吐微观油水运移特征

崔鹏兴, 侯玢池, 孟选刚, 党海龙, 王晨晨

2023, 19(1): 8-15. DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2023.01.002

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注水吞吐已经成为国内开发超低渗透油藏的重要技术之一。为探索超低渗油藏注水吞吐过程中油水运移特征，利用南泥湾长6储层天然岩心与模拟填砂管模型，测试了时间与压力对吞吐效果的影响，开展了注水吞吐动态渗吸的作用范围与微观动用特征的研究。分析发现：第一轮和第三轮吞吐效果随着闷井时间的增加越来越好，但第二轮吞吐效果逐渐变差，闷井压力的增加可以促进吞吐效果。动态渗吸作用范围与渗吸时间呈现正相关关系，含油饱和度变化差值随渗吸距离增加而逐渐减小。渗透率、孔隙尺寸影响吞吐过程中水的波及与大小孔道中原油的二次运移，开发实践中应尽量扩大注入水的波及范围，同时也需要重视不同孔径孔隙中发生的油水二次运移。

疏松砂岩微粒运移主控因素及矿场影响特征

刘超, 申春生, 刘建华, 刘思远, 庞维浩

2023, 19(1): 16-20. DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2023.01.003

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疏松砂岩油藏开发中微粒运移堵塞造成的油井产液能力大幅下降问题是制约该类油藏开发效果的关键节点。为了搞清微粒堵塞的机理及主控因素，根据PX油田铸体薄片观察微观孔喉特征，利用激光刻蚀制备了微观孔隙结构模型，模拟了不同粒径、黏度、流量、浓度下的微粒运移堵塞机理。系统评价了微粒粒径与喉道比值、流体黏度、固相颗粒浓度、流量等对微粒运移/堵塞的影响。认识到微粒浓度、微粒粒径和孔喉大小、流体黏度、驱替速度是影响微粒运移的主控因素。微粒粒径与喉道直径之比大于2/3时容易形成大规模堵塞。矿场中不同含水阶段微粒运移的影响因素不同，流体黏度、产液波动、含水上升、生产制度调整等都会造成微粒运移堵塞。

一种低渗透油藏有效注采井距的确定方法及应用#br#

凌浩川, 吴铮, 王记俊, 孙强, 耿红柳

2023, 19(1): 23-26. DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2023.01.004

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为充分利用矿场实际产能测试数据来确定低渗油藏有效注采井距，在考虑低渗启动压力梯度基础上，利用产能公式推导了流度与米采油指数以及启动压力的参数方程，利用该方程及产能测试数据可以得到测试储层段的流度和动用半径。通过回归分析发现低渗油藏的有效注采井距与物性之间存在半对数关系，根据该关系曲线可以确定低渗透油藏定向井开发的有效注采井距。实例应用表明：储层物性越差，有效注采井距越小；低渗油藏的有效注采井距为2倍动用半径，即有效动用系数达到78.5%才能保证注采井间受效良好。利用该方法获得了渤海B油田不同流度下的有效注采井距图版，建议物性在5~20 mD之间储层的注采井距控制在300~450 m之间较为合理。

压裂支撑剂研究与应用进展

张敬春, , 任洪达 , 俞天喜 , 尹剑宇 , 周健 , 周洪涛

2023, 19(1): 27-34. DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2023.01.005

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支撑剂作为支撑水力裂缝的关键材料，其相关性能与压裂改造效果密切相关，关于压裂支撑剂的研究受到了持续而广泛的关注。本文分类概述了压裂用支撑剂及相关技术的研究与应用情况，包括石英砂、陶粒、覆膜支撑剂等常规支撑剂及近年来报道的自悬浮支撑剂、气悬浮支撑剂、原位生成支撑剂等新型支撑剂及相关技术等共计10个类别。最后对压裂支撑剂及相关技术的发展方向进行了展望，以期为相关领域的研究者提供参考，促进压裂支撑剂技术的进步。

水力裂缝导流能力对深层页岩气产能的影响规律#br#

江铭, 李志强, 段贵府, 杨静嘉, 石阳志, 石晗琦

2023, 19(1): 35-41. DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2023.01.006

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深层页岩压裂难以形成复杂裂缝且裂缝导流能力失效快，导致产量迅速递减。为明确水力裂缝导流能力对深层页岩气产量的影响，基于深层页岩裂缝导流能力实验测试数据，考虑闭合应力、支撑剂铺砂浓度和粒径对导流能力的影响，建立了支撑裂缝导流能力计算模型和深层页岩气产能预测数学模型。采用川南深层页岩气生产数据对模型进行了历史拟合和预测，验证了模型的准确性。研究分析了铺砂浓度、闭合应力和支撑剂粒径对深层页岩气产能的影响。研究表明，提高铺砂浓度和选择小粒径支撑剂有利于提高深层页岩气井稳产时间和预测最终可采储量（EUR），最优铺砂浓度在1~2 kg/m²之间；当闭合应力从80 MPa增加到110 MPa时，稳产时间缩短了约40%；受支撑剂粒径和支撑裂缝半长综合影响，最佳支撑剂粒径为40/70目。研究成果为深层页岩气裂缝导流能力设计和产能预测提供理论依据。

砾石影响下裂缝扩展规律数值模拟

王涛, 程垒明, 项远铠, 承宁, 王博, 周航

2023, 19(1): 42-48. DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2023.01.007

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大规模水力压裂是致密砂砾岩储层经济高效开发的必备技术，砾石参数是影响水力裂缝形态以及整体改造效果的关键因素。砾石的存在使压裂改造施工难度增大，裂缝形态复杂、迂曲度高，支撑缝长较短，难以达到设计的裂缝导流能力。基于连续-非连续单元法（CDEM），建立了含砾石二维流-固全耦合裂缝扩展模型，系统研究了应力差、砾石含量和施工排量对裂缝扩展形态的影响。数值模拟结果表明：基于CDEM方法的多相复合介质水力压裂模型能够准确模拟砾石影响下裂缝扩展形态；裂缝遇到高强度砾石时易偏转绕流，产生迂曲裂缝；高应力下，水力裂缝先绕砾偏转，后转向至水平最大主应力方向扩展；砾石影响下，裂缝扩展会憋压形成“高压区”，促进产生局部微裂缝，提高储层改造体积。研究为砂砾岩储层压裂设计优化奠定了理论基础。

砂泥岩储层水力裂缝穿层规律数值模拟

罗垚, 孔辉, 徐克山, 吐尔逊江·马木提, 郑恒

2023, 19(1): 49-56. DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2023.01.008

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水力压裂是实现页岩气高效开发的主要技术之一，而层理面是影响水力裂缝三维几何形态展布的关键因素。目前国内外学者已经探究了页岩储层层理面对水力裂缝纵向扩展的影响，但是对砂泥岩互层条件下水力裂缝纵向扩展规律缺乏认识。基于线弹性断裂力学理论，构建了耦合应力-损伤-滤失的多层理水力压裂裂缝扩展模型，并分析了储层应力场变化、地层倾角和层理面抗张强度对水力裂缝纵向扩展的影响。对比微地震监测结果，该模型的准确率可达95%以上。模拟结果表明，水力裂缝在贯穿砂泥岩层理面过程中的扩展动态可划分为三个阶段，储层应力场变化、地层倾角和层理面抗张强度决定了第三阶段水力裂缝的延伸方向；低应力差和低地层倾角储层有利于层理面开启，高应力差和高地层倾角储层有利于水力裂缝纵向扩展；随着层理面抗张强度的降低，层理面开启程度也随之增加，主要是由于层理面抗张强度越低，打开层理面耗费能量越小。

非均质超稠油疏松砂岩储层可压性评价

张润雪, , 林伯韬,

2023, 19(1): 57-64. DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2023.01.009

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目前国内针对超稠油疏松砂岩储层可压性尚无统一的评价方法。在研究新疆风城非均质超稠油储层可压性的基础上，用洛伦兹系数法评价储层的非均质性，定义超稠油储层可压性概念。选取多维地质工程参数作为评价新疆风城非均质超稠油储层可压性的指标，使用灰色关联法指导建立参数权重选取时的判断矩阵，采用灰色关联-层次分析法建立该类储层的可压性评价模型。计算新疆风城油田两个区块8个层段储层改造前的可压性系数，结果显示储层可压性与非均质性具有负相关关系。当储层可压性系数大于0.7时，对应洛伦兹系数小于0.5，通过微压裂储层改造后能获得较大的张性扩容量。该可压性评价方法能够判断非均质超稠油储层的可压性优劣，对现场微压裂改造具有一定的指导意义，帮助油田现场提高油井最终采收率。

二氧化碳驱化学封窜材料与方法研究进展及应用#br#

朱道义, 施辰扬, 赵岩龙, 陈神根, 曾美婷

2023, 19(1): 65-72. DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2023.01.010

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碳捕集、利用与埋存技术（CCUS）是目前能源领域在双碳目标下实现油气高效开采的重要手段。将CO₂注入油藏中可提高采收率，但其流度与原油差异大且与油水存在明显的分异作用，导致波及效率有限。急需研发高效的CO₂封窜材料及相应的控窜技术，以提高油藏采收率和CO₂封存效率。介绍了CO₂驱过程中的窜逸特征，综述了目前常用的CO₂封窜材料与方法。展示了各项CO₂封窜技术在国内外油田的应用现状，并展望了在新疆油田CO₂提高采收率与储存过程中可能的应用前景。本研究对当前国内外油田CO₂驱过程中的封窜材料研发有一定的启示，指出了新疆油田CO₂封窜技术的发展方向。

硅氧烷类增稠剂对二氧化碳压裂液的性能影响

李强, , 王福玲, , 周畅 , 陈佳硕 , 李庆超, , 王彦玲

2023, 19(1): 73-80. DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2023.01.011

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针对液态纯CO₂的低黏度及低黏度下压裂效果差的现状，基于开环聚合反应和硅氢加成反应制备可显著增稠液态CO₂的硅氧烷聚合物。测量不同温度和压力下含增稠剂的CO₂压裂液的黏度；分析硅氧烷做增稠剂的增稠机理；并基于扩展有限元（XFEM）对含增稠剂的CO₂压裂液进行压裂模拟。结果表明，当增稠剂浓度为5 wt%时，含增稠剂的CO₂压裂液黏度可达1.65 mPa·s（20℃）。压裂液黏度随温度的升高而降低，随压力和增稠剂含量升高而升高。基于XFEM的液态CO₂增稠效果压裂模拟分析显示，增稠后的CO₂压裂液可使裂缝半缝长增至38 m，相较于纯CO₂压裂液具有更好的压裂效果。增稠测试和压裂效果模拟为CO₂干法压裂用增稠剂的设计提供参考。

纳米纤维强化泡沫液膜渗透性及稳定性实验研究#br#

陈神根, 王瑞, 易勇刚, 张鑫, 徐金山, 尚晋

2023, 19(1): 81-89. DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2023.01.012

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泡沫可有效改善致密油藏气驱因气液流度差异、裂缝等造成的窜流问题，扩大气驱波及效率。但泡沫为热力学亚稳定体系，其长期稳定性受限制。基于纳米纤维（NCF）强化泡沫体系，对比分析其对N₂泡沫、CO₂泡沫中气体通过液膜渗透性影响，并观察两种NCF强化泡沫体系在不同含油条件下的微观形态变化，探讨了纳米纤维对泡沫稳定性的改善作用及泡沫体系稳定性与泡沫液膜渗透率的对应关系。研究发现，纳米纤维能有效降低液膜渗透性，0.1 wt%的NCF能使N₂气泡、CO₂气泡的渗透率分别降低约89%、65%，消泡时间分别提升2.7倍、11.3倍，表明纳米纤维通过降低液膜渗透性抑制了气泡失稳；经显微观察，NCF强化N₂泡沫液比CO₂泡沫初始膜厚度更大、泡沫直径更小，在不同含油条件下NCF强化CO₂泡沫的失稳趋势更强，表明NCF对N₂泡沫稳定性增强效果更佳。通过纳米纤维能改善泡沫性能，优化泡沫体系，从而增强泡沫稳定性，相关研究对提高油藏气驱采收率有一定的借鉴意义。

纳米微乳液驱油体系的构建及性能评价#br#

郑存川, 张莉伟, 徐金山, 曾美婷, 付高峰, 付玉龙

2023, 19(1): 89-94. DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2023.01.013

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微乳液驱油是一种有效的提高采收率技术。由十二烷基甜菜碱、异丙醇和90~120石油醚等制备微乳液，采用拟三元相图法研究助表面活性剂与表面活性剂比值Km对微乳液的影响，结果表明：随着Km值的增大，形成微乳区的面积先增大后减小，当Km=2时具有最大面积。通过微乳液稀释法制备了纳米微乳液驱油剂，采用激光散射系统和旋转滴界面张力仪分别测定其粒径分布和界面张力，结果表明：浓度为0.25%的平均粒径为149.0 nm；浓度为0.3%时具有最低界面张力为1.780 44 mN/m。实验室评价了纳米微乳液驱油剂的性能，结果表明：在不同温度下均具有良好的分散稳定性；浓度为0.5%时具有最大起泡高度为140 mm；浓度为0.3%时有最大乳化效率为55.0%；浓度为0.2%时具有最大洗油效率为88.39%；浓度为0.3%时总驱油采收率为86.78%。

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