低渗透砂岩储层压力敏感性对开采速度的影响

采用一套系统的模拟地层上覆压力、模拟油藏原始状态的加压方式及加压后物性平衡时间确定的实验方法,进行低渗透砂岩压力敏感性对开采速度的影响实验研究。通过模拟油田实际开采中压力变化过程,对比研究急速改变有效应力与慢速改变有效压力对储层岩石物性的影响,分析低渗透储层物性参数孔隙度、渗透率随有效应力变化规律及压力敏感性特征,进而研究储层压力敏感性对低渗透油藏开采速度的影响。研究表明:即使低渗透储层孔隙度只发生微小损失,将引起岩石的渗透率显著降低,且其受加压方式影响较大,有效压力增加速度越快,岩心渗透率降低幅度越大,不可逆的渗透率损失越大;反之,有效压力增加速度越慢,岩心渗透率降低幅度越小,不可逆渗透率损失越小。建议在开发低渗透油田时采取多次逐级降低井底流压、保持合理的开采速度,以提高最终采收率。     

结合NMR和毛管压力资料计算储层渗透率的方法

基于核磁共振(NMR)测井驰豫时间分布和毛管压力曲线均反应储层孔隙结构的事实,提出了将NMR测井和毛管压力资料相结合计算储层渗透率的新方法。通过对大量压汞和核磁共振测井实验岩心样品的分析,建立了Swanson参数与岩石渗透率的关系模型。为解决压汞数据受岩心样品数量限制的问题,提出了利用核磁共振横向弛豫时间几何平均值求取Swanson参数,可以连续地计算储层的渗透率。对某油田A井低孔隙度、低渗透率储层实际资料的处理表明,用新方法计算得到的渗透率与岩心分析的空气渗透率吻合较好,验证了该方法的准确性和广泛适用性。     

应力敏感实验评价结果与开发特征矛盾分析

由于储层具有较强的压力敏感性,很多深层复杂低渗透油藏的生产过程中,存在产量递减速度快、注不进采不出等问题。许多油田通过储层压力敏感性评价实验,评价结果为弱压力敏感或无压力敏感,但在实际开发过程中体现出强压力敏感性特征,实验室压力敏感性评价结果偏离实际油藏真实情况。导致实验室所测压力敏感性比处于高压下的储层压力敏感性弱的主要原因:一是异常高压油藏储层渗透率压力敏感的时滞效应,另一点是开采过程中孔隙度和渗透率损失的不可逆性。为了准确评价储层应力的敏感性,实验室需使每个围压点保持相应的时间以保证测试的渗透率已稳定;实验所用岩心必须是在储层原始状况下取出的岩心;针对异常高压低渗透油藏,如果使用的是地层压力下降后的储层岩心,建议在使用相同裂缝密度且渗透率大20%~40%的岩心进行实验。     

安塞油田王窑区储层压力敏感性研究

描述了安塞油田王窑区特低渗储层孔隙结构特征，在对25块岩心作了渗透率与有效压力实验的基础上，分别对渗透率对有效压力的敏感性，渗透率的滞后和渗透率的大小与有效压力的敏感性关系进行了研究。研究认为，存在层理缝或微裂缝时，渗透率在低有效压力下变化特别明显，岩心在净围压的重复变化过程中均具有一定的塑性；对储层进行评价时，应考虑有效压力和气体滑脱效应的影响；注水开发时，应考虑微裂缝的影响。     

利用分形理论计算相对渗透率曲线——以南襄盆地双河油田核桃园组六油组为例

相对渗透率曲线是油藏工程研究的一项重要资料,一般是通过多项式拟合室内岩心实验数据得到。然而受储层非均质性、实验误差以及岩心数目局限性的影响,通过多项式拟合室内实验数据得到的相对渗透率曲线很难代表整个油藏的相渗特征。结合分形理论,根据双河油田实际生产数据,推导出一种新的计算相对渗透率曲线的方法。通过对该油田核桃园组油藏的实例计算,依据油田的生产动态数据与分形理论,得出相对渗透率曲线,并通过含水率进行验证。结果表明,计算得出的相对渗透率较实验测定的相对渗透率更具有整体性和代表性,与油田实际情况吻合较好。该计算方法能够提高岩心实验相对渗透率曲线的可靠性,可以较好地用于油藏的开发实践中。     

基于压力衰减法的低渗透储层高温敏感性评价实验

低渗透油气藏在钻完井过程中易受到损害且难以解除,而利用传统的稳态驱替法评价低渗透储层损害存在适用性差及实验效率低等技术局限。为此,基于压力脉冲衰减法基本原理,分析了上游压力衰减规律及其与岩心渗透率的关系,以岩心损害前后压力脉冲衰减时间为评价指标,建立了适用于低渗透储层损害评价的实验设备与方法,并利用渤海湾盆地渤中凹陷深部低渗透砂岩岩心,开展了室温和150℃高温条件下的敏感性实验。研究结果表明：(1)当实验条件一定时,压力衰减时间仅与岩心的渗透率有关,压力脉冲衰减法可在无需计算渗透率的情况下对低渗透岩心的损害程度进行评价;(2)实验设备组成简单且操作便捷,避免了复杂的渗透率计算及其带来的误差,实验所需时间远低于常规的稳态法且可重复性良好,在低渗透气藏、特低渗透及超低渗透油藏具有很好的适用性;(3)高温环境明显加剧了储层的敏感性损害,深部高温储层损害特征及技术对策研究需要充分考虑高温的影响。结论认为,该认识解决了传统低渗透储层敏感性评价方法适用性差的难题,为高温低渗透储层保护技术对策研究提供了实验方法支撑和理论依据。     

安塞油田王窑区储层压力敏感性研究

描述了安塞油田王窑区特低渗储层孔隙结构特征,在对25块岩心作了渗透率与有效压力实验的基 础上,分别对渗透率对有效压力的敏感性,渗透率的滞后和渗透率的大小与有效压力的敏感性关系进行了 研究。研究认为,存在层理缝或微裂缝时,渗透率在低有效压力下变化特别明显,岩心在净围压的重复变 化过程中均具有一定的塑性;对储层进行评价时,应考虑有效压力和气体滑脱效应的影响;注水开发时,应 考虑微裂缝的影响。     

低渗裂缝性油藏渗透率的影响因素研究

为深入研究低渗透裂缝性油藏的渗流规律，结合某油田某断块岩心进行渗透率的实验研究与分析，得出地层压力、温度及流体性质等参数对低渗透裂缝性油藏渗透率的影响。结果表明，储层随地层压力的升高，裂缝逐渐开启，渗透率先降低后逐渐增大，裂缝开启压力大约在8~10 MPa范围内。对实验曲线定量回归拟合得到渗透率与地层压力的关系式；随着地层温度的升高，各岩心渗透率逐渐降低；同一岩心对地层水的渗透率值要大于对纯净水的渗透率值。实验结果为低渗透储层开发选择合理的地层压力、生产压差等方面提供了理论依据。     

地层压力变化对低渗透油藏影响规律研究——以延长油田杏2005井区为例

通过对延长油田杏2005井区低渗油藏岩心渗透率实验,对比分析了不同的加压速度及方式对储层的影响,及降压生产与油藏压敏性之间的相关性,结果表明,对于低渗透油藏,控制采油速度,合理降低油藏生产压力,可减少渗透率损失,提高油藏最终采收率;地层压力下降太快造成的地层伤害很难得到恢复。     

低渗储层物性压力敏感性研究

在实验研究的基础上，分析了渗透率的压力敏感性特征。随着有效压力(上覆岩石压力与孔隙压力之差)的增加，渗透率呈下降趋势，不同初始渗透率岩心的渗透率随有效压力增加下降的幅度不同，且都存在不可恢复量。对实验取得的数据进行回归分析后得到渗透率随有效压力(净围压)变化的关系式，对低渗透油田开发过程中确定储层的渗透率提供了依据。     

超正压射孔与负压诱喷联作技术

射孔过程中,由于射流的强大压力作用,在射孔孔道内形成压实带,严重影响着油井的产能。用超正压射孔可以解除压实带,但同时失去了负压保护油气层的作用。超正压射孔负压排液诱流技术,就是在井筒内为超正压状态下射孔,解除射孔压实带,在近井带产生多条径向微裂缝,改善近井带导流能力,并在射孔后使井筒立即转为负压状态,达到射孔、改善流动通道和负压诱喷等目的,从而获取更理想的产能。对超正压射孔与负压诱喷联作技术的设计思路、管柱结构及各部件的结构和原理进行了阐述,给出了现场应用程序和应用效果。该技术的成功应用,为低渗透储层射孔完井提供了一条新途径。     

变压力梯度下钻井环空压力预测

为准确掌握变压力梯度钻井环空温度和压力分布特性,基于井筒流体流动与传热理论,充分考虑分离器位置处流体"变质量"传热传质与循环流体物性参数随温度和压力的变化,建立了变压力梯度下钻井环空温度和压力预测模型,并应用双循环迭代算法对模型进行求解,开展了环空温度和压力分布数值模拟研究。研究结果表明:相比于常规钻井,变压力梯度钻井环空温度和压力分布曲线上均存在一个明显拐点,且拐点位置与分离器位置一致;由于具有低导热系数空心球的注入,变压力梯度钻井环空流体温度要低于常规钻井;分离器位置、分离效率、空心球注入体积分数和空心球密度等参数均对变压力梯度钻井环空压力分布有较大影响。     

轴向斜接管内压容器爆破压力的预测

接管是容器必不可少的结构,在接管部位由于开孔产生应力集中,加之与接管的连接处发生边缘效应,使得该部位的应力分布相当复杂。对3台具有不同结构尺寸的轴向斜接管内压容器进行水压爆破试验,并采用静态非线性有限元法对3种模型的爆破压力及失效位置进行了预测分析,并与试验结果做比较。比较结果表明:(1)开孔结构削弱了结构的强度,降低了容器的承载能力;(2)有限元预测得到的爆破压力与试验及理论计算所得的爆破压力比较接近;(3)带轴向斜接管内压容器的等效应变最大节点都位于筒体和接管相交的锐角侧。     

非常规螺杆的轴向压力分布及压力降

在给定６点基本假设基础上，导出适用于各种非常规螺杆的轴向压力分布及压力降的计算公式。以等距变深、等深变距和锥形螺杆３种有代表性的非常规螺杆作为算例，在不同情况下计算了其轴向压力分布，给出了轴向压力分布曲线，并分析了计算结果。     

外压容器液压试验问题探讨

阐述了对外压容器和真空容器以内压进行压力试验的理论依据和合理性。对于带夹套的压力容器 ,当内筒压力低于夹套压力时 ,在内筒压力试验中常存在一些实际操作问题 ,对存在的问题进行了探讨 ,建议性地提出了解决方法     

控压钻井井筒压力控制技术初探

常规钻井技术钻遇压力衰竭或复杂地层时,经常遇到钻井液安全密度窗口窄,并引起漏、喷、卡、塌等井下复杂问题。控压钻井(MPD)通过控制井筒环空循环流体介质的流量与流态、井口施加压力等因素,结合环空压降模型计算,使环空压力保持在一定的范围,就可以降低甚至避免这些钻井问题,减少非钻井作业时间,提高钻井效率,降低作业成本。     

利用静压数据探讨渤海海域常压油藏砂体连通性

基于同一个油藏压力系统的一致性,常压条件下地层压力与海拔理论上的线性关系是目前判断同一层序地层格架下砂体连通关系的重要依据。受储层高渗与流体非均质性的影响,判断砂体连通性的线性规律存在局限。通过数学归纳分析,发现常压油藏砂体连通关系的新方法,即建立压力系数与海拔的反比例函数关系。根据反比例函数的相交性、单调性、有界性与对称性,探讨反比例函数性质与油藏压力系统的关系,进一步判断砂体的连通性。针对渤海海域7个油田、50余个开发井已证实连通关系的常压油藏,验证压力系数-海拔反比例函数性质与砂体连通性的关系并证实：①函数图像连续且相交重合、单调性与渐近线一致且对称轴唯一是判断同一层序地层格架下砂体相连通的关键依据;②压力系数对分析砂体的连通关系比地层压力的线性关系更为敏感、可靠;③函数曲率受储层渗透性和流体性质等影响,规避了线性规律的局限。     

精细控压钻井井底压力自动控制技术初探

控压钻井技术是当前油气钻井工程领域的前沿技术之一。钻井各个工况的井底压力须保持恒定,才能确保窄密度窗口复杂地层井段的安全、顺利钻进。为此,通过分析前人对各个工况井底压力计算的研究成果,提出了精细控压钻井井底压力计算模型,该模型的环空循环压耗计算包含了多相流动的重力压降、摩阻压降和加速度压降梯度。在塔里木盆地实施了1口井的精细控压钻井作业,用停泵工况由地面回压泵施加的回压值与计算值比较,最大误差为0.30 MPa,能满足工程实际需要,为今后精细控压钻井井底压力精确计算与控制提供了理论支撑。     

井底常压控制压力钻井设计计算

井底常压控制压力钻井(MPD)技术采用专用的控压装备,将井底压力控制在合理的范围内.建立井底常压MPD关于井口回压和钻井液密度的计算模型,运用迭代求解方法进行井口回压和钻井液密度的设计计算.利用该计算模型对克拉201井进行了实例分析,3 314 m处的环空压力对比表明,常规方式下无法设计合理的钻井液密度,采用井底常压法设计可保证环空压力在压力窗口之内;窄压力窗口段的回压和钻井液密度设计结果表明,采用井底常压法设计可安全钻穿2 800 m到目的层的井段,并可减少一层套管,节约建井成本.实例计算结果表明,MPD技术既降低了钻井液密度又满足了环空压力控制的需求,能精确地维持井底压力恒定,安全钻穿窄压力窗口地层,为优化井身结构、减少套管层次提供技术基础.     

考虑启动压力梯度的低渗压敏底水油藏产能及水锥预测方法研究

控制底水锥进和确定油井合理产能是底水油藏开发面临的核心问题,前人预测产能时未考虑启动压力梯度、压力敏感效应等因素的影响,导致油井产能、见水时间的预测结果与实际情况相差较大,不利于油井的高效开发。基于流体在低渗透多孔介质中的渗流特征,建立了一种低渗透底水油藏考虑启动压力梯度、压力敏感效应等因素的油井水锥及产能预测方法。矿场试验表明,该方法预测结果更接近于油井实际情况,可以用来预测低渗透底水油藏油井初期产能、确定合理生产压差和预测底水突破时间,对于低渗透底水油藏开发方案的设计具有重要指导意义。