考虑热损失的稠油热采有限多井试井模型

采用通用的稠油热采单井系统试井模型分析加密钻井后的稠油油藏,难以得到准确的分析结果。为此,根据稠油油藏的渗流特征,建立了考虑热损失和邻井为生产井的稠油热采有限多井试井模型。应用压力在拉氏空间叠加的新方法,导出了模型的Laplace空间解。利用Stehfest数值反演,绘制了样板曲线,并分析了主要油藏地质和工程参数对样板曲线的影响。结果表明,考虑热损失时油井压力受邻井的影响不明显;而不考虑热损失时,稠油油藏开发中后期的油井压力受邻井的影响较为明显。研究考虑热损失的稠油热采有限多井试井可对稠油油藏进行更深入的描述。     

润湿性及其演变对油藏采收率的影响

润湿性是油藏岩石、原油和水三者相互作用的综合表现形式.了解油藏润湿性及其演变过程对提高原油采收率有重要意义,文章综述了成藏前后润湿性的变化特征及其控制因素.原油运移进入储层后,原油中的表面活性组分可能引起油藏润湿性的改变,而水膜不稳定破裂是引起润湿性改变的关键环节.对水膜稳定的热力学条件分析表明,只有当水膜厚度及影响水膜稳定的变量的值在一定范围内,水膜才可能稳定,所以在实际油藏条件下,水膜的稳定性被破坏时,矿物与原油作用将使油藏最终润湿性偏离成藏之前的水润湿状态.水驱及化学驱对润湿性敏感程度的分析表明,可依据不同开采方式所对应的最有利润湿性类型,通过物理或化学方法改变油藏润湿性,提高原油采收率.     

煤层分支水平井井眼稳定性模拟研究

应用分支水平井技术开发煤岩气藏，具有单井产量高、采出程度高、经济效益好的优势。如何保证分支连接处的力学完整性、水力完整性和再进入能力，是煤层分支水平井顺利实施的关键技术。根据煤岩力学性质特征，运用有限元力学理论建立了数值模拟模型，对煤层分支水平井的井眼稳定性进行了分析。结果表明，分支水平井在井眼连接段出现应力集中；分支井眼与主井眼夹角为15°时，随压差的增大该处应力集中更加严重，同时连接井段随着井筒压差的增大有发生失效破坏的可能性。通过对比夹角为60°和15°时的结果得出，夹角增大有利于井眼稳定。该认识对于煤层气井的保护储层钻井、完井和生产设计具有重要意义，可进一步推广应用。     

高含酸性气碳酸盐岩气藏流体敏感性实验研究

对川东北雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组、长兴组高含H，S及032的碳酸盐岩储层流体敏感性进行了实验研究，结果表明岩样速敏损害弱～强，水敏和盐敏损害中偏弱～极强，碱敏损害严重。岩石学分析揭示，川东北高含酸性气碳酸盐岩储层发育伊利石、微晶石英、白云石、方解石、硫化钙等潜在损害物质。钻井完井液侵入会破坏储层各物质间的原始动态平衡，诱发储层损害。主要损害机理为：①储层流体pH增加引起黏土矿物以及微晶石英失稳；②碱液与微晶石英、长石、白云石反应生成硅酸盐、高岭石、水镁石等新矿相；③流体矿化度改变可降低伊利石微粒间的连接力；④硫化钙水解产生OH^-，过量的OH-与Ca^2＋结合形成氢氧化钙沉淀；⑤储层含水饱和度和流体离子浓度改变，致使焦沥青脱附并在储层深部沉积；⑥硬石膏水化膨胀、分散运移。针对该气藏损害机理，可采用屏蔽暂堵技术以形成优质滤饼，有效降低储层流体敏感性损害。图5表2参10。     

屏蔽暂堵技术在川东新探区的应用

川东地区发育多套储层,既有典型的致密砂岩和碳酸盐岩储层,也有异常发育的孔隙型储层.裂缝不同程度地发育,垂直裂缝、高角度裂缝常见.碳酸盐岩储层粘土矿物以伊利石为主,具有明显的水敏性、速敏性、盐敏、碱敏性和酸敏性.基块的应力敏感性属弱-中等,裂缝岩样属中-强.固相侵入、水相圈闭损害是产能损失的主要原因.研制屏蔽暂堵钻井完井液配方,保护储层屏蔽暂堵技术在现场应用,取得了预期效果.     

扩展钻井液安全密度窗口理论与技术进展

钻井液安全密度窗口狭窄易引起井壁失稳、漏失性储层损害和其它钻井复杂情况的发生，严重制约着油气资源的开发速度和经济效益。通过钻井液安全密度窗口的确定方法及影响安全密度窗口大小的地质及工程因素的概括，归纳了扩展密度窗口的技术条件，从物理、化学、力学的角度讨论了扩展安全密度窗口的方法，并举例说明了典型方法的成功应用。研究指出，预处理地层以提高井壁强度、用封堵、堵漏原理提高地层承压能力是扩展安全密度窗口的主要途径。建议开展多尺度井壁失稳及复杂性预测理论研究，加强用于过程监测的智能化、自动化井下测量工具研发，重视新材料开发并大幅度提高井壁强度。     

致密气藏开发过程水相圈闭损害机理及防治研究进展

在致密气藏开发过程中，随气藏压力下降，边底水侵入会导致水相圈闭损害的发生；水相圈闭损害不仅导致气藏采收率下降，且增加开采成本，延缓开发进程，严重制约气藏的开发效果。分析了水驱气藏开发过程中水相圈闭损害机理，水相圈闭损害发生的影响因素、过程机理、预防措施、治理技术，指出致密气藏的非均质性、水湿性、超低含水饱和度、高毛管压力、裂缝发育和压降等是诱发水相圈闭损害的主要因素，和裂缝一孔隙间水相渗吸、水相圈闭气的形成、水相圈闭动力学模型和水相圈闭损害防治研究等方面的主要进展，认为在含水致密气藏开发过程中，应采取早期预测、主动防御、优选开发方式、合理安排排水采气井及其产量、适时调整压力场分布及整体控制均衡开发等措施，以便有效地预防和治理水相圈闭损害。     

油气储层岩石毛细管自吸研究进展

毛细管自吸是水驱油气藏和裂缝性油气藏开采的重要机理,也是造成致密气藏水相圈闭损害的主要因素.综述分析毛细管自吸的机理认为,储层岩石毛细管自吸包括润湿相饱和度增加和重新分布2个过程.着重研究初始含水饱和度、物性、裂缝、流体性质和岩石表面性质对毛细管自吸速率影响实验的进展,低初始含水饱和度和裂缝的存在促进毛细管自吸过程,储层损害抑制毛细管自吸,流体界面张力改变和岩石润湿修饰可调控岩石毛细管自吸.毛细管自吸在岩芯分析、提高油气采收率、储层损害评价、工作液优选方面已体现出优越性,为注水、聚合物开采提高油气采收率和有效保护油气层提供依据,将成为研究致密油气藏的重要手段.     

特低渗透砂岩油藏压裂液损害实验评价

以镇泾油田长8组砂岩油层为研究对象,探讨了压裂液损害评价方法,并进行压裂液滤液对基块岩样渗透率损害率和压裂破胶液动态滤失对造缝岩样返排恢复率测定的压裂液动态损害实验;考察了压裂液与地层流体、工作液之间的配伍性,压裂液和原油的润湿性,测定了压裂液乳化率和残渣。压裂液原胶液组成为0.4%HPG(瓜尔胶)+0.4%AS-6(季铵盐类黏土稳定剂)+0.3%CX-307(阴离子型破乳助排剂)+0.1%HCHO(杀茵剂)。实验结果表明,原油与破胶液按3:1、3:2、1:1体积比混合后的乳化率均在60%以上,而破乳率仅为12.00%～23.77%。压裂液残渣含量平均为703 mg/L,易阻塞储层渗流通道。裂缝岩样经压裂液驱替后的返排恢复率为1.48%～85.83%;当裂缝充填支撑剂后的返排恢复率为0.02%～42.9%,较单纯裂缝岩样低。基块岩样压裂液乳化损害程度强,平均损害率为89.83%;残渣液损害程度强,平均损害率为73.71%;压裂液滤液损害程度中等偏弱,平均损害率为44.85%。压裂液产生的润湿反转使岩石由水湿转化为油湿。固相侵入、碱敏、润湿反转是储层损害的主要因素。固相侵入的损害率为28.86%,润湿性相关的损害率为44.98%,基块岩样碱敏损害率26.38%、裂缝岩样为32.18%。建议采用清洁压裂降低残渣损害、选用合适的表面活性荆提高返排率,为该油田储层保护和有效开发提供支持。     

页岩气井压裂返排液对储层裂缝的损害机理

为了弄清压裂液返排过程中对页岩气储层裂缝的损害机理,选取四川盆地长宁区块下志留统龙马溪组页岩和压裂返排液,利用压裂返排液对造缝岩样开展压裂液返排和气驱压裂液实验,监测压裂液返排流动阶段的岩样液相渗透率、返排液固相粒度分布和浊度变化,对比压裂液气驱前后的气测渗透率,分析压裂返排液对页岩气储层中裂缝的损害机理与损害程度。研究结果表明：①压裂返排液作用后,页岩渗透率损害率介于53.1%～97.6%,返排液固相粒度区间显著缩小,液相滞留所造成的相圈闭损害、固相残渣堵塞、气相携液诱发微粒运移和盐结晶是其主要的损害方式;②气相流阶段,渗透率损害率降至23.1%～80.2%,滞留液相损害有所缓解,但固相残渣堵塞和返排液在裂缝面的盐结晶损害仍然难以避免;③基于页岩气井压裂液返排过程中对裂缝的损害机理,考虑到返排液的处理难度及其对储层裂缝的损害,建议应积极发挥压裂液的造缝能力,优化压裂液性质与用量,尽量做到不返排或少返排压裂液。