低渗透砂岩储层初始含水饱和度对油相渗透率的影响实验研究

在低渗透砂岩储层的钻完井过程中，外来水的侵入使近井地带的地层含水饱和度升高，导致油相渗透率迅速下降，影响油田的开发效果和最终采收率。储层的原始渗透率、孔隙结构、初始含水饱和度、油水界面张力是影响储层的水相圈闭的重要因素。通过实验研究了储层在不同初始含水饱和度的状态下由于水相圈闭引起的储层损害程度，并讨论了储层异常低的初始含水饱和度的成因，以及解除水相圈闭的措施。     

鄂尔多斯盆地平凉北地区上三叠统长8段储层低含油饱和度油藏特征及成因

通过岩心物性分析、恒压压汞和核磁共振测试,结合油源、构造等资料,对鄂尔多斯盆地平凉北地区上三叠统长8段储层低含油饱和度油藏的特征及成因进行了分析。研究结果表明：(1)平凉北地区上三叠统长8段储层含油饱和度普遍低于20%,而含水饱和度则普遍高于50%,属于典型的低含油饱和度油藏,且单井产量低,油水分异差,油藏呈零星状分布在长8段储层顶部。(2)供烃量不足是研究区油藏含油饱和度低的根本原因。M53井区为异地成藏,供烃距离较远导致供烃量不足;Y80井区为原地成藏,原地烃源岩排烃量小导致油气充注不足。(3)M53井区受低幅度构造影响,油气垂向和侧向运移动力不足。全区储层物性非均质性强,微细孔喉较为发育,束缚水占比大,可动水占比小,导致油气驱替可动水后其饱和度较低,从而使研究区油藏分布较分散、含油饱和度较低。(4)M53井区上新庄地区西南部构造高部位物性较好的储层为下一步增储上产的重要目标。     

致密油含油厚度定量计算方法

致密油不同于常规油藏上油下水、油水分界较明显,其含油饱和度一般随孔隙度增高而增大,同时离烃源岩越近含油饱和度也越高。因此,含油厚度不能简单地用油层顶到油水界面高度来表示,同时还要考虑裂缝对含油饱和度的影响。根据致密油的主要充注动力为生烃增压和毛细管压力差的特点,结合裂缝影响因素,应用渗流理论原理,建立了石油从烃源层直接渗入到致密储层深度的计算公式,应用加权平均方法计算致密油含油厚度。以中国石油3口井为例,计算各井致密储层的含油厚度,以此判断其含油情况,实践效果较好,为大面积致密油含油厚度评价提供了依据。     

常温下油包水乳化钻井液水侵后对裂缝性储层渗透率的伤害性能分析

为了分析实际钻井过程中地层水侵入油包水乳化钻井液体系对储层渗透率的影响,采用油水比分别为80∶20、70∶30、60∶40、50∶50、40∶60、30∶70钻井液体系模拟受不同程度水侵后的油包水乳化钻井液,在常温下研究了钻井液随着油水比的变化对储层的损害情况及流变性和润湿性变化。研究结果表明:随油水比的减小,一方面钻井液稳定性变差,对井壁的冲刷程度加剧,泥饼遭到破坏,滤失量增大,大量的固相颗粒进入地层造成储层伤害;另一方面裂缝表面对钻井液流体的束缚能力减小,有利于后期开采过程中近井带钻井液的反排,减小储层伤害。综合考虑,油水比40∶60数60∶40的钻井液较为合适。     

鄂尔多斯盆地侏罗系低对比度油层判识方法

鄂尔多斯盆地侏罗系发育大量低对比度油层,具有含油层系多、地层水变化大、油层特征多变、油水关系复杂的特征。综合运用地质、测井、化验分析及试油等资料,从储层特征、水性、电性及相渗分析入手,侏罗系低对比度油层的主控成因是地层水变化大,导致测井电阻率低对比度和特殊相渗关系引起低饱和度低对比度,核心问题是储层含油饱和度的准确评价和储层相渗关系主控因素的测井表征。提出电阻率增大率—孔隙度交会、相渗等效产水率含油饱和度下限这2种有效油水识别方法,有效解决了侏罗系低对比度油层判识的难题,在生产应用中解释符合率明显提高,见到良好地质效果。     

复杂油藏原始含油饱和度计算方法

运用油藏工程方法及资料，针对传统的构造油藏，对利用压汞资料计算油藏原始含油饱和度的“油柱高度法”进行了方法改进。通过对油藏油水分布、油藏类型、成藏机理及区域地质规律综合研究，提出成藏时期存在“准油水界面”的观点。利用储层物性资料、相渗透率曲线、毛管压力曲线和试油成果证实油水同层的产水率，并求出油藏的准油水界面，然后，用压汞和油藏资料制定的油层原始含油饱和度与油柱高度关系图，求出油藏各油层的含油饱和度。该方法在葡西地区的葡萄花油层进行实际应用，与密闭取心蒸馏法分析的原始含油饱和度数据对比，精度为93．6％，证实该方法是有效的。     

复杂断块油藏原始含油饱和度场分布模型研究

针对复杂断块油藏受储层非均质性、孔隙结构差异及流体毛管力等因素影响,导致原始含油饱和度分布空间差异难于准确表征的问题,基于岩样原始含油饱和度恢复资料,通过分析原始含油饱和度、束缚水饱和度对应毛管压力端点值与储层特征参数的相互关系,构建了原始含油饱和度、毛管压力端点值与储层流动区域指数、油柱高度的关系式,考虑油藏三维空间孔渗分布规律,建立了随储层特征参数变化的油藏原始含油饱和度场分布模型。研究结果表明,文中方法计算的开发早期井原始含油饱和度与测井解释结果绝对误差小于0.03。研究成果对精细表征复杂断块油藏原始含油饱和度场随储层空间变化的差异有重要意义。     

大庆长垣萨尔图-葡萄花-高台子油层组倾斜油水界面形成机理与增储潜力

大庆长垣萨尔图-葡萄花-高台子油层组（萨葡高油层组）发育倾斜油水界面,前人研究成果无法解释长垣北翼油水界面加深和长垣东、西两翼油水界面海拔差异等现象,制约了油藏增储挖潜。油水界面受油水密度差、界面张力、毛细管半径和遮挡条件、水动力条件等因素控制。以界定油底、水顶为目标,通过系统分析萨葡高含油组合的油气成藏过程,明确了水动力作用、后期构造变动和储层物性变化等因素导致大庆长垣东北部油水界面降低,局部发育的断层及隔层对油水界面也具一定影响。以叠前地震资料为基础,提出油水界面地质统计学反演技术,通过分析油水密度差来确定油水界面,该方法深化了油藏边部倾斜油水界面储层认识,适用于油藏边部、井资料缺失地区的地质研究。以倾斜油水界面认识和油水界面地质统计学反演技术为指导,优选萨尔图北部构造东北侧和长垣北部过渡带三、四条带葡萄花一油层为有利挖潜区,提高了大庆长垣萨葡高油层组的增储潜力。     

海拉尔盆地布达特潜山裂缝性油藏油水层识别方法

摘要：布达特潜山油藏属于基岩浅变质裂缝性油藏,具有双重孔隙介质的储集空间类型,含油饱和度由基质孔隙含油饱和度和裂缝孔隙含油饱和度两部分组成。通过油气成藏过程的毛细管压力平衡理论,建立油藏高度与基质孔隙度函数关系,求取基质孔隙含油饱和度;并利用裂缝含油饱和度测定的经验参数,计算出潜山油藏双重孔隙介质储层的总含油饱和度;通过对工区不同断块生产井试油、试采及初期产液性质与相应射孔层段的测井响应特征统计与对比分析,依据测井曲线计算储层基质孔隙度、裂缝孔隙度以及储层的总含油饱和度,并分别与电阻率曲线参数进行交会,建立不同断块油水层解释图版,并划定油层、水层、油水同层的解释标准;将工区各井油水层解释结果应用于油藏生产动态和油水界面系统分析,将布达特潜山油藏划分为四个油水系统,每个油水系统内部均表现出具有统一的油水界面,与油藏地质特点及储集层类型具有很好的一致性,应用效果好,对潜山油藏开发和方案调整具有指导作用。     

低饱和度油藏原始饱和度计算及含水上升规律

受低幅度构造、地层倾角小、储层渗透率低、油源供给不足等因素影响,油层中存在自由水,若整个开发层系的油层大面积内均为油水同层,则称为低含油饱和度油藏。低含油饱和度油藏油井投产初期就具有一定含水率。由于室内岩心试验获得的油水相对渗透率曲线是在饱和油情况下进行,因此,油田实际含水与采出程度和利用室内试验曲线计算出的理论含水与采出程度曲线不能较好吻合,当油藏原始含水饱和度较高时这种误差会很大,导致含水与采出程度理论曲线无法正确预测油藏含水上升规律。根据试验获得的相渗曲线和实际生产数据,采用试验数据与生产实际相互印证的方法,修正油藏含水上升规律,计算油藏原始含水饱和度,解决了油藏原始含油饱和度计算以及具有原始含水饱和度油藏含水上升规律预测问题,对正确认识油藏和开发指标预测具有重要意义。     

保护油气层技术发展趋势

对油气层损害机理、深井及深水域井的温度敏感性、完井液新技术、解除储集层损害酸化途径及有效提高油气井产量的欠平衡钻井技术等的发展趋势进行综述。水平井、大位移井的主要损害来源是微粒运移、固相堵塞;较宽裂缝和灰岩为主的碳酸盐岩的损害因素也主要是固相侵入与堵塞;致密天然气层主要因液相（水与原油）聚集而损害渗透率,损害程度与储集层渗透率、界面张力、表面润湿性、初始含水饱和度的关系极为密切;深井和深水域井温度敏感性会导致矿物向水敏性转化、矿物溶解沉淀、润湿性转化及乳化堵塞。介绍了滤饼清除和井眼溶解清理的完井液新技术,通过清理将预防与治理相结合,储集层渗透率可比原始渗透率提高40%。酸化技术成本低、效果好,介绍了各类砂岩及碳酸盐岩相应的配方。欠平衡钻井核心技术是选用合理的井眼流体和恰当的负压差,介绍了加拿大100口欠平衡钻井在后期提高产量的经验。图1表2参47（樊世忠摘）     

油基钻井完井液对页岩储层保护能力评价

在中国,页岩气储层长水平井段钻进中普遍采用油基钻井完井液,钻进过程中时常发生井壁垮塌和漏失,不得不频繁处理井下事故,导致页岩段钻井速度慢,浸泡时间长,引发严重的储层损害问题。为了探究油基钻井完井液对页岩储层的损害机理及防治策略,以四川盆地志留系龙马溪组和寒武系牛蹄塘组页岩为研究对象,开展了页岩储层敏感性评价、油基钻井完井液静态和动态损害评价系列实验。结果表明,油基钻井完井液滤液对裂缝岩样的损害率为63.5%～99.9%,体系动态损害率为49.0%～87.2%,综合损害程度为中等-强。结论认为：固相侵入、油相圈闭损害、碱敏损害、流-固耦合强化的应力敏感损害是主要的损害方式;及时高效封堵裂缝、降低滤失量、控制合理的pH值和正压差,并与井眼轨迹优化设计相结合既是强化页岩井壁稳定的技术对策,也是提高油基钻井完井液保护页岩气储层能力的重要途径。     

加重液在高温高压气藏增产作业中的盐析伤害及预防措施

对高温高压气藏使用加重压裂技术存在潜在的储层盐析伤害,降低和防止加重液盐析伤害对提高该类气藏的储层改造增产效果意义重大。为此,采用加重液压后返排过程中盐浓聚变化模拟、现场返排液分析和岩心流动试验,对高温高压气藏增产作业中加重液盐析及其伤害进行了研究。结果表明：①加重液在高温高压气藏增产压裂后返排中存在盐浓聚及其导致的盐析伤害现象,严重时将影响气井增产效果;②产生盐析的主要原因包括加重剂类型及其加量、地层返排温度、压力以及返排速度;③盐析主要发生在压裂缝壁附近和近井裂缝附近;④加重压裂液与普通压裂液交替注入可有效防止和降低盐析产生,采用活性水裂缝闭合清洗可有效解除地层盐析伤害。     

逆流自吸效应对页岩油储层坍塌压力的影响研究

页岩油储层在采用水基钻井液欠平衡钻进时,由于毛细管力作用,钻井液滤液仍会进入地层,降低地层稳定性。为此,进行了逆流自吸效应对页岩油储层坍塌压力的影响规律研究。基于两相渗流理论,建立了逆流自吸作用下的水侵模型,分析发现页岩油储层井眼附近的含水饱和度随欠压差值增大而降低;在考虑水化作用对地层岩石强度的影响的基础上,建立了井周应力模型,对页岩油储层的坍塌压力当量密度变化规律进行了分析。研究发现:逆流自吸作用下,钻井时间越长,欠压差值越小,页岩油储层坍塌压力越大,越不利于井眼稳定;当只改变欠压差值时,页岩油储层最大井径扩大率存在最小值。研究认为,建立的井周应力模型可为页岩油储层欠平衡钻井设置合理欠压差值以及调整钻井液密度提供理论依据。      

空气钻水平井注入参数优化分析

空气钻井与水平井技术相结合为开发低压、低渗、低产油气藏开辟了一条技术途径,然而诸如井斜、注入参数、岩屑沉降等很多技术问题还有待进一步解决。加之实际工程中因特定地质、地层环境需要,所钻水平井曲率半径不一,故所需的注入参数也不一样。为定量比较其区别,基于计算流体动力学方法,建立了空气钻水平井井筒内流体流动的数学模型,通过数值模拟得出了不同注入参数条件下井筒内的流场分布,并结合井眼净化与冲蚀效应评价标准进行了多组次模拟对比分析。研究结果为注入压力及井口回压等实际工程参数设计提供了依据。     

成膜剂HN-1研制及其在钻井液中的应用

在复杂地区石油勘探开发过程中,井壁失稳和储层伤害已成为国际性技术难题。钻井液中的水相进入井壁地层和油气储层是造成井壁失稳和储层损害的主要原因,为了阻止钻井液中的水相进入井壁地层和油气储层,近年来国内外学者提出了超低渗透钻井液技术,其中成膜剂是超低渗透钻井液的关键处理剂。着重介绍为恩平24-2油田所研制的一种不影响钻井液其他性能并能降低钻井液滤失量的成膜剂HN-1以及由此而构建的恩平24-2油田超低渗透钻井液体系。同时,根据超低渗透钻井液性能测试方法,评价了其侵入砂床深度、高温高压砂床滤失量、岩心承压能力和储层保护能力。评价结果表明,HN-1成膜剂阻止了钻井液中固相和液相进入储层,降低了钻井液侵入砂床深度和钻井液高温高压砂床滤失量,提高了岩心承压能力和储层保护能力,为开发恩平24-2油田提供了有效保障。     

Development and applications of solids-free oil-in-water drilling fluids

The increasing application of near balanced drilling technology to low-pressure and depleted fractured reservoirs requires the use of low-density drilling fluids to avoid formation damage. Solidsfree oil-in-water （O/W） emulsion drilling fluid is one type of low-density drilling fluid suitable for depleted fractured reservoirs. In this paper, the solids-free O/W drilling fluid was developed and has been successfully used in the Bozhong 28-1 oil and gas field, by which lost circulation, a severe problem occurred previously when drilling into fractured reservoir beds, was controlled, thereby minimizing formation damage. The O/W emulsion drilling fluid was prepared by adding 20% （by volume） No. 5 mineral oil （with high flash point, as dispersed phase） into seawater （as continuous phase）. Surfactant HTO-1 （as a primary emulsifier） and non-ionic surfactant HTO-2 （as a secondary emulsifier） were added into the drilling fluid system to stabilize the emulsion; and YJD polymer was also added to seawater to improve the viscosity of the continuous phase （seawater）. The drilling fluid was characterized by high flash point, good thermal stability and high stability to crude oil contamination.     

鄂尔多斯盆地长北气田储层保护技术

为了评价钻井过程中钻井液对鄂尔多斯盆地长北气田储层的伤害程度并评选低伤害完井液,实验中应用先进的AC-FDS-800~10000地层伤害系统,在模拟正常钻井和储层参数条件下成功地完成了3套钻井完井液体系对长北气田储层的伤害程度评价。实验结果表明：逆乳化油钻井液对该储层伤害率高达73.91%,因伤害发生在整个岩心而不易解除;油基钻井液对气层岩心几乎100%伤害,但油基钻井液滤失很小,浸入井壁的深度浅,在完井后储层开展射孔或压裂,则伤害很容易解除;相比之下,无黏土低伤害暂堵钻井完井液体系对气层平均伤害率为11.11%,暂堵性好,完钻后可以采取裸眼完井,井壁上形成的暂堵滤饼通过气层压裂完成解堵,并直接气举投产,很大程度上简化了完井、投产作业,值得推广应用。     

塔里木克深致密砂岩气藏基质钻井液伤害评价

塔里木克深致密砂岩气藏储层基质致密,发育微纳米孔喉,毛管力作用明显,在钻井过程中受到钻井液侵入从而受到伤害,导致油气藏产能降低。常规稳态方法评价低渗致密储层钻井液伤害驱替压差大、稳定时间长,评价效率低。因此,在瞬态压力传导法的基础上建立渗透率数学模型,并使用拉氏变换对模型进行求解。基于模型的解,使用压力传导渗透率仪定量分析了钻井液对克深致密砂岩基质的伤害规律。实验结果表明,油基钻井液平均伤害率为31.24%,水基钻井液平均伤害率为23.67%。该研究成果为评价入井流体伤害提供新的思路。      

2005年国外钻井液新技术

介绍了2005年钻井液技术在新型钻井液、保护油气层技术、防漏堵漏、井壁稳定等方面的新进展。新型钻井液方面介绍了高效水基钻井液、可防止重晶石沉降的INNOVERT钻井液体系、超临界二氧化碳钻井液、甲酸铯盐水高温高压井钻井液和完井液、乳化隔离液等。在保护油气层新技术方面介绍了新一代打开油层钻井液、油基钻井液滤液对气层影响的研究等。在防漏堵漏新技术方面介绍了含有膨胀聚合物颗粒和胶体颗粒的微复合有机／无机胶堵漏剂、可变形的密封剂（MAX_sHIELDTM）、一种新的漏失机理——注水冷却会诱发地层在钻井时发生漏失、交联水泥堵漏剂等。在井壁稳定技术方面介绍了利用分子模型对聚合物稳定页岩的机理进行了解，一种有效的高温高压降滤失剂——新型共聚物Hostadrill4706，预测油基和合成基钻井液密度的模型，降当量循环密度工具等。对振动筛筛网新的API标准等其它钻井液新技术也进行了介绍。