碳酸盐岩底水油藏控水技术研究进展*

我国碳酸盐岩油藏大多底水发育,由于底水锥进导致油井含水快速上升,严重情况下造成油井水淹。控制碳酸盐岩油藏底水快速突破成为近年来研究热点问题之一,因此有必要对碳酸盐岩油藏底水控制技术进行梳理和总结。综述了碳酸盐岩底水油藏油井出水特征及机理、控水工艺以及控水或堵水材料,总结了无机材料、聚合物溶液或凝胶等控水材料及工艺的研究进展及面临的问题,展望了纳米复合材料在低渗碳酸盐岩油藏控水中的应用前景。图7参60     

深层碳酸盐岩水平井改造技术现状及进展

国内碳酸盐岩储层埋藏深,呈现非均质性强、温度高、缝洞发育等特征,给水平井增产改造带来了困难。通过调研和分析国内外水平井分段改造技术,介绍了深层碳酸盐岩储层水平井无工具分段改造技术、机械工具分段改造技术、酸液体系的研究现状和现场应用情况,形成适合深层不同储层的水平井分段改造技术,对加快深层碳酸盐岩储层高效开发具有重要的指导意义。     

裂缝性碳酸盐岩油藏化学剂辅助提高采收率研究进展

碳酸盐岩油藏在全球范围内分布广泛,原油产量占比较高。由于碳酸盐岩储层结构复杂、裂缝发育、非均质性强以及偏油湿的润湿性特征,注水开发的采收率较低,化学剂辅助采油成为进一步提高采收率的有效方法。为了更好地开展该类油藏化学剂辅助提高采收率技术研究,系统总结了化学剂辅助提高采收率的作用机理、常用表面活性剂及数值模拟方法,介绍了成功应用表面活性剂辅助采油的矿场试验实例,指出了该项技术下一步的工作重点和研究方向。     

延安以南地区奥陶系碳酸盐岩储层中流体包裹体及烃类物质的油气指示意义

为明确鄂尔多斯东南部延安以南地区奥陶系储层中流体包裹体及烃类物质的油气指示意义,对其流体包裹体的岩相学、均一温度和盐度及组分特征进行综合分析,并结合研究区埋藏-热演化史,探讨储层烃类充注史。根据流体包裹体室温下的相态特征、组分和烃类分布产状,可将研究区碳酸盐岩储层流体包裹体分为盐水包裹体、气态烃包裹体、液态烃包裹体、沥青包裹体及含烃气-液两相盐水包裹体5类,局部还存在残余游离液态烃和运移沥青等未形成流体包裹体的烃类物质。研究表明,研究区流体包裹体及烃类物质主要分布在充填于储层孔隙、溶洞、裂缝中的方解石、石英等自生矿物内,均一温度随盐度升高逐渐递增,所捕获的流体包裹体主要为烃源岩在高成熟阶段的产物。奥陶系碳酸盐岩储层曾在中侏罗世末期和早白垩世末期发生过2期油气充注,且以早白垩世末期为主。     

福泉—凯里铝土矿找矿潜力探讨

福泉—凯里铝土矿均赋存于二叠系中统梁山组中,产出特征庐山浅湖相区内,成矿条件有利。据现有资料,目前已探明储量达9000多万吨,目前发现除已经探明储量的区域外,区内还发现多处与已知矿床相类似的矿点,按已知矿床的面含矿系数进行预测,这些矿点可能还存在1亿吨左右的铝土矿找矿潜力,文中将通过其沉积环境,已知矿床特征等方面对该区铝土矿找矿潜力进行探讨。     

缝洞型碳酸盐岩油藏压裂直井非稳态复合产能模型

产能预测对油藏开发方案优化具有重要意义。根据缝洞型碳酸盐岩油藏的地质特征,结合直井压裂开发特点,建立缝洞型碳酸盐岩油藏非稳态复合产能模型,通过Laplace变换求得Laplace空间解,再运用stehfest数值反演得到实空间产量。实例验证结果表明,新建模型计算结果与实际生产数据趋势基本一致,验证了模型的正确性。由无因次产量曲线变化趋势可知,流体流动阶段共分为7个阶段,分别为人工裂缝线性流动阶段、过渡阶段A、天然裂缝线性流动阶段、裂缝耦合双线性流动阶段、过渡阶段B、基质线性流动阶段和边界控制流动阶段。影响因素分析结果表明:储容比影响前期和后期产能,天然裂缝与人工裂缝之间的相对储容比越大,前期产能越小;基质与溶孔之间的相对储容比越大,后期产能越小;而中期产能受窜流系数的影响,窜流系数越大,中期产能降低速度越小。     

顺北油气田碳酸盐岩破碎性地层防塌钻井液技术

为了解决顺北油气田奥陶系碳酸盐岩破碎性地层易发生井壁坍塌的问题，从地质构造特征、地层裂缝发育及充填程度和井壁岩块受力等方面分析了井壁坍塌的原因，发现造成井壁坍塌掉块的主要原因是强挤压段应力集中、地层微裂缝发育和定向井段受重力影响。虽然地层破碎、应力集中无法改变，但可以提高钻井液的封堵性能，通过有效充填、封堵微裂缝阻止压力传递，同时钻井液保持较高的密度支撑井壁，从而解决井壁坍塌问题。为此，综合考虑强化钻井液封堵能力、控制钻井液高温高压滤失量和优化钻井液动塑比等，优选了防塌钻井液配方，并保持较高的钻井液密度以支撑井壁，形成了防塌钻井液技术。该技术在顺北X井进行了现场试验，钻进中扭矩稳定，机械钻速较高，井径扩大率较小，防塌效果良好，可为其他油气田破碎性地层的高效、安全钻井提供借鉴。      

顺北碳酸盐岩裂缝性气藏安全钻井关键技术

为了解决顺北油气田碳酸盐岩裂缝性气藏钻井过程中溢流和漏失同存的问题，保证钻井安全，分析了其溢流和漏失同存的原因，制定了首先暂堵裂缝阻止气体侵入井筒、然后在气体侵入井筒的情况下控制气体侵入量和上窜速度以保证钻井安全的技术思路，并将裂缝性气藏暂堵技术、控压钻井技术和高温气滞塞技术进行集成，形成了顺北碳酸盐岩裂缝性气藏安全钻井关键技术。应用该关键技术时，先用裂缝性气藏暂堵技术阻止气体进入井筒；发现气体侵入井底时，用控压钻井技术控制气体侵入量；气体侵入井筒的情况下，用高温气滞塞技术降低气体上窜速度，保障钻井安全。顺北油气田在应用碳酸盐岩裂缝性气藏安全钻井关键技术后，解决了溢流和漏失同存的难题，提高了钻井速度，保证了钻井安全。      

高温深层碳酸盐岩裸眼酸压完井封隔器研制与现场试验

针对塔北深层奥陶系油藏裸眼完井过程中封隔器胶筒易老化、骨架易破损的问题，进行了故障原因分析，设计了柔性锚瓦结构，以保护钢骨架，防止大扩张比、高承压状态下钢骨架变形过大造成的胶筒破坏；在保持氟橡胶（FKM）优异耐老化性能的基础上进行了改性，提高其塑性和热稳定性，使其更容易在模具中注胶和成型；坐封机构进液通道设计了可投球激活的保护滑套，可以避免钻井液沉淀堵塞。改进后的裸眼封隔器耐温达180 ℃，封隔能力强，适用于不规则裸眼地层的长期密封。塔北哈拉哈塘作业区4口井应用了改进后的裸眼完井封隔器，封隔器下入顺利，坐封显示明显，大规模酸压施工及求产过程中套压无异常。研究结果表明，改进后的封隔器满足完井–酸压–求产一体化工艺需求，解决了塔里木盆地深层油气开发存在的问题，具有较好的推广应用价值。      

缝洞型碳酸盐岩储层压裂效果评价方法试验研究

目前，由于缺乏缝洞型碳酸盐岩储层压裂裂缝沟通效果评价体系，无法实现压裂改造效果量化评价，因而需要针对缝洞型碳酸盐岩特征建立压裂改造效果评价方法。利用人造缝洞型碳酸盐岩岩心进行了水力压裂物理模拟试验，基于试验结果建立了符合缝洞型碳酸盐岩压裂特征的评价标准，提出了“缝洞沟通系数”的概念，然后利用该系数定量分析了地应力差对缝洞型碳酸盐岩压裂效果的影响。试验发现:用以评价压裂效果的SRV系数无法准确评价缝洞型碳酸盐岩压裂效果，而缝洞沟通系数可以针对此类缝、洞发育的岩石情况作出准确的压裂效果评价；利用缝洞沟通系数评价了水平地应力差对缝洞碳酸盐岩压裂效果的影响，发现随着地应力差增大缝洞沟通系数先降低后升高。研究结果表明，缝洞型碳酸盐岩储层中各因素对压裂改造效果的影响规律与常规储层不同，利用缝洞沟通系数分析压裂裂缝扩展沟通情况针对性更强、评价缝洞碳酸盐岩储层压裂改造效果更有效。