加拿大公司推出油井靶向酸化增产措施

加拿大井下工具公司StimStixx Technologies，是一家主攻井下酸化技术与工具的专业公司。其作业工艺与设备简单、安全、清洁和有效，在业界已部分替代传统油气田酸化方法。

公司专家几年前提出了一种安全、经济的多油层油气井增产方法。作业人员利用电缆作业工艺，将含有化学品的井下工具安装到井底。

公司技术人员解释道，此方法实质为在油井井底启动一种“扩展放热反应”，然后确定油井的射孔层段“前方”的目标深度，在井筒内自动产生酸化蒸汽。作业者称此方法使用特定的酸化混合物，要求按照一定的作业顺序，对每个井段长度进行单独酸化处理。

这家公司实施新型酸化作业的试验油田，有一口重点井。此井结构为一个垂直采油主井眼，此井眼包括2个原有射孔井段。其中上层射孔井段，岩石性质为Worsley粉砂岩；直径为31/2英寸，渗透率为500—1000mD，以及40%—45%孔隙度。下层射孔井段，为上层射孔井段向下约50英尺，直径为31/2英寸，岩石性质为Worsley粉砂岩；孔隙度为18%—20%，渗透率为5—10mD。另外，有直径5½ 英寸的生产套管，其单位长度重量为14lbs/ft，已经固井处理，安装位置为井深3000英尺处。

技术人员在酸化作业前，刚在重点井上完成修井作业。操作工人将直径为27/8英寸的油管下入井底。按照设计要求，作业者首先在井下Montney地层中开辟一段20英尺的井段，用于射孔操作。此井段在Worsley粉砂岩以下70英尺。然后，作业者使用盐酸工具处理层段，即使用钢丝绳，进行储层的预冲洗处理，再安装盐酸酸化工具。最后，使用酸化措施处理新贯通的20英尺Montney地层井眼。

现场人员作业任务在8小时内完成。相关油井酸化之前，使用酸液成分为15%盐酸，而酸化备选油井的平均产量为6bbl/天，并且油井产量呈现出逐年下降趋势。技术专家认为酸化效果不佳原因，是酸化作业时，酸液没有全部进入目标地层。

公司技术专家使用新方法处理了7口油井，即每天处理一口油井。待到酸化作业60天后，平均每口油井产量增加到原有产量的342%，且油井产量还在持续增长。油井酸化处理90天后，油井产量增长183%。迄今，此酸化方法取代了以前方法，提高了生产效率，彰显了成本效益。

丹麦公司完成北海地区CO2注入先导试验

最近丹麦公司在北海进行海上二氧化碳（CO2）注入试验。项目名称为Greensand。此为丹麦领先的CO2封存项目，预计项目完成之后，最终可储存400万吨—800万吨CO2。据官方统计，到2030年，丹麦全国每年CO2排放量将超过100万吨。

丹麦现场项目人员开展CO2封存库的精心设计，并且在项目开始前已经制定严格的监测程序。CO2封存库的中心坐标，测深4300米，垂深1800米。工程人员由地面向封存库储层循环注入CO2，并且对于CO2进行严格监测。项目作业人员在循环注气的同时，还对CO2羽流进行详尽的概念研究。此外，项目研发人员还进行地震监测的深入研究。

丹麦项目研发人员设计了简化与实用的超临界CO2注入井下系统。尽管如此，项目技术人员在试验过程中，还面临井眼内的各式障碍物、工艺方法和材料选择等挑战。

丹麦公司采购人员选择国际市场上标准碳钢合金连续油管，并且将连续油管用于将CO2输送至储层。作业人员同时完成一系列相应操作，保护在地层中的完井和油井措施条件下，井下装备免受CO2的潜在腐蚀作用。

根据丹麦公司的设计要求，作业现场需安装一种可回收的桥塞（RBP）。桥塞（RBP）带有安装有止回阀的泵，还自带具有长期计量与记忆功能的压力表和温度表。

根据设计，井下的压力与温度参数首先传送到连续油管上，以形成井下各种地层的分区隔离。

作业人员将连续油管插入桥塞（RBP），最后完成封闭的CO2注入系统的构建。在作业现场，连续油管保持与可回收的桥塞为锁定状态，以避免井下井眼的流体交换。

在注气循环期间，技术人员努力防止井下系统发生相互干扰。一次注气作业需要大约90天，其中包括重复注入循环1天，泵送CO2总计600吨，以及为期6天的注气作业观察期。

丹麦的CO2注入试验项目，前后共完成7次泵送循环。在作业期间，CO2可与地层水发生反应，在注入点周围形成酸性环境。此刻要求所有井底钻具组合（BHA）部件，采用适当的金属和弹性材料设计，工程材料应能承受100%的CO2长期裸露。

项目人员在作业期间，隔离了装置上方的液柱。具体措施是在连续油管与油管之间的环空中的封隔器中，填充一种单乙二醇（MEG）混合物，作为腐蚀和水合物应急的流体保护屏障，以防连续油管与封隔器泄漏。

在整个连续油管工作期间，现场技术人员让应用于井内的油管头的压力保持，以此监测桥塞的完整性。当使用液态CO2时，通过临时改装的平台供应装置，让液态CO2从符合ISO标准储罐中运输到船舶。

项目设计是通过输送软管，将CO2输送至自升式钻井平台、容积泵和加热装置后，使用交换器达到项目设计的所需注入条件。此时为通过连续油管，技术人员以500升/分钟的速度，将CO2注入地下油藏。

项目现场专家组通过检查BHA（井底钻具组合）和连续油管的作业历程，未发现机具与部件的腐蚀或脆化迹象。专家认为，正确掌握CO2在井下的环境与状态，是保证注气安全作业的关键。通过这次试验项目运作，证明在工程部门进行CO2注入过程中，使用常规设备的可能性，以及作为碳存储项目，所有早期启用程序的正确性与有效性。

总之，丹麦公司从注气项目获取了宝贵的经验教训，如注入期间的材料选择、温度和压力状态，以及采集的丰富而有效的地震数据。这些经验与工艺将会用于北海未来更大碳储存项目，并获得更多成果。

基于监测井压力和应变响应的井间连接量化新方法

美国农工大学（Texas A&M University）石油工程系教授，于近期推出利用应力与应变参数监测“单井之间的连通性与传导性”的量化新方法。

项目的正式名称为“多裂缝水平井”（MFHWs，Multi-Fracture Horizontal Wells）的井间干扰作业的测试方法研究。参加项目的教授指出，研发过程突出追踪“整体”油井之间的连通性与传导性变化。

大学教授首先引入“集群级别（Cluster Leve）”概念。此概念来自计算机科学和信息技术领域，原意是指将多台独立计算机连接一起，作为整体执行任务、处理工作负载或提供服务。

教授们首先给出相应定义。即研究目标是将地下水平井的井眼中裂缝，分别归属于各个“簇”（集群级别）。而现场技术人员则要确定“多裂缝水平井”（MFHW）中各个“簇”中，每个裂缝对于此水平井的“贡献”。即此裂缝对于水平井提高产能的“贡献”。

当然从另一个角度讲，研发人员充分了解“集群层面”的裂缝连接状态后，可以为优化油井的完井设计，以及两口井之间井距，提供详细的技术与工艺指导。

教授们认为，这项科研提出新方法的实质，是提出可用于“量化集群”处的裂缝连通性和传导性的解释方法。而现场技术人员可利用非常规油藏的监测技术，实现水平井裂缝“集群级别”的分类与判断。前提是作业现场应安装永久式纤维通信工具，以及安装监测井眼外部压力的专用油井压力计。这些装备用于监测采油期间的目标井与相邻监测井的井眼内应变和压力变化。

此外，大学教授提出了一种一维线性流动模型，来模拟井眼内的瞬态流动状态下的裂缝，允许系统自主计算监测井的压力响应。

项目研发人员通过假设线性压力和应变变化之间的关系，能够匹配观测到相应的应力和应变，以确定生产井和监测井之间裂缝连通性和传导性的变化。

研发团队使用永久光纤和外部压力计的现场数据，验证了用于模拟初始生产期间的应变变化，观察到井眼内裂缝的压力和应变的变化规律。最终监测结果，显示各裂缝的变化相同。

现场技术人员还发现，试验井的水力压裂作业期间，有59处裂缝发生了撞击；其位置在距生产井水平距离250英尺以内的监测井中。期间初始生产时，DSS应变数据显示，在230个集群之间只有20个裂缝连接到生产井和监测井。

通过分析，研发人员提供出重要的现场观测结果，即在压裂作业现场的230个射孔组（考虑到井距为250英尺以内），在约26%压裂过程中，从大修井到监测井的裂缝，仅有约9%的裂缝在初次开采时保持连通。

（编译：郭永峰 编译自美国《JPT（石油技术报道）》杂志）