高压注水条件下泥岩蠕变的数值模拟研究——以大庆喇嘛甸油田北部背斜构造带SⅠ顶泥岩为例

主要考虑油层压力变化对上覆泥岩的影响,采用有限差分的方法,对喇嘛甸油田北部背斜构造带S Ⅰ顶泥岩蠕变进行了模拟研究.结果显示该区域最大水平主应力为近东西向,大小为-25.87～-24.88 MPa;最小主应力方向为近南北向,大小为-19.95～-18.44 MPa.应变和位移的变化主要表现在垂向上,愈靠近油层部位,受油层压力变化的影响愈大,且泥岩蠕变最大位移量(或应变量)均发生在与油层接触界面处.因此,对泥岩蠕变的最大形变量的研究,有利于油田对岩性层成片套损的预防和控制.     

玛湖油田致密砂砾岩储层岩心差应变实验北大核心CSCD

为了获得新疆玛湖油田百口泉组致密砂砾岩储层地应力大小数据并指导压裂设计和施工,利用该储层段钻井中获取的砂砾岩和泥岩岩心进行了室内差应变实验,并依据实验数据对储层三向主应力大小进行了分析。实验结果表明,百口泉组储层段水平最大主应力与垂向主应力大小相近,砂砾岩储层水平最大主应力平均为71.8 MPa,水平最小主应力平均为51.1 MPa;泥岩隔层水平最大主应力平均为72.9 MPa,水平最小主应力平均为56.1 MPa。同时,利用压裂、成像测井等工程数据对水平最大、最小主应力进行评价,验证了差应变实验数据解释地应力大小的可靠性,表明通过差应变实验得出的主应力数值能够反映玛湖油田百口泉组致密砂砾岩储层现今地应力状态,可用于钻井、压裂等工程设计。     

玛湖油田致密砂砾岩储层岩心差应变实验

为了获得新疆玛湖油田百口泉组致密砂砾岩储层地应力大小数据并指导压裂设计和施工,利用该储层段钻井中获取的砂砾岩和泥岩岩心进行了室内差应变实验,并依据实验数据对储层三向主应力大小进行了分析。实验结果表明,百口泉组储层段水平最大主应力与垂向主应力大小相近,砂砾岩储层水平最大主应力平均为71.8 MPa,水平最小主应力平均为51.1 MPa;泥岩隔层水平最大主应力平均为72.9 MPa,水平最小主应力平均为56.1 MPa。同时,利用压裂、成像测井等工程数据对水平最大、最小主应力进行评价,验证了差应变实验数据解释地应力大小的可靠性,表明通过差应变实验得出的主应力数值能够反映玛湖油田百口泉组致密砂砾岩储层现今地应力状态,可用于钻井、压裂等工程设计。     

注水开发引起泥岩层套管损坏机理研究

油田注水开发以后,由于泥岩层吸水软化,改变了作用在套管上的非对称外挤蠕变载荷分布而导致套管出现径向缩径变形的损坏现象。通过建立套管—水泥环—围岩的三维有限元数学模型,定量分析了注水开发引起泥岩蠕变对套管的影响,给出了注水开发引起泥岩层套管受蠕变载荷作用而损坏的机理。研究表明:蠕变载荷从0上升到最大的稳定值时间与泥岩的蠕变特性有关,一般约需400 d;当弹性系数由10 GPa降低到6 GPa时,套管所受径向载荷由61.95 MPa增大到68.36 MPa;泥岩吸水软化后,随着泥岩弹性模量的降低,套管外壁的附加载荷会明显增大,即泥岩在较高的注水压力下吸水软化,加剧蠕变载荷分布的非均匀性并加大蠕变载荷值,超过套管的抗外挤能力使套管柱发生径向缩径变形而损坏。     

彩南油田彩9井区西山窑组油藏应力场及裂缝分布特征

方法利用岩心测试、地层裂缝描述、现场测试及数值模拟方法．研究彩南油田西山窑组裂缝性低渗透油藏的应力场及裂缝分布特征。目的提高该油藏的开发效果。结果彩9井区西山窑组三向主应力的关系为σV＞σH＞σh，水平两向主应力之差约为5MPa．水平最大主应力方向为110°；在平面上．最小主应力梯度变化范围为0．01138～0．01446MPa／m，且与地层压力的递减速度成正比；在彩9井区西山窑组油藏中．NWW向裂缝分布广、规模大，且与水平最大主应力方向和彩9井断裂带走向一致．是造成水淹、水窜的主导因素。结论根据裂缝分布，可选择射孔段裂缝不发育或未引起水淹（窜）的注水井，进行高强度注水．以补充油层亏空；根据水平最小主应力梯度分布状况，选择注水压力。     

苏联萨雷姆油田沥青泥岩开发试验

西西伯利亚的萨雷姆油田巴若诺夫层系油层具有特殊性质,为侏罗系沥青泥岩,厚度35～40米,具异常高的地层压力(440大气压)和油层温度(130℃),油井产量变化大。油田上已钻了200口探井,根据141口井试采资料,干井占19.8％,低于1吨的井占13.5％,1～10吨井占34.7％,10～30吨的并占17.1％,大于30吨的井占14.9％。     

注水开发油田泥岩层套管蠕变损坏机理研究

注水开发油田的套管在泥岩层中发生对称缩径变形而损坏,这是由于套损段周围的泥岩进水软化后,岩石力学特性发生变化,改变了作用在套管上的非对称外挤蠕变载荷的分布并加大了该载荷所致。鉴于此,根据泥岩含水量与泥岩力学特性的关系,建立了套管水泥环泥岩蠕变力学模型,研究了围岩弹性模量对蠕变载荷大小及分布的影响,以及在该载荷作用下套管弹塑性变形的规律,揭示了在注水开发一段时间后套管往往受蠕变载荷作用而损坏的机理。     

泥岩浸水对应力应变扰动的数值模拟

以大庆油区杏树岗南部开发区为例,对注采过程中泥岩浸水软化引起的应力应变局部扰动进行了数值模拟研究,探讨了泥岩浸水对应力应变的扰动,以及对地层压力与应力应变关系的影响。结果表明,泥岩浸水对不同层位应力的扰动情况各不相同,造成了层间应力状态的差异。层间应力状态的差异、泥岩层浸水后自身力学性质的弱化、注采引起的层内及层间孔隙流体压差、泥岩层与砂岩层之间渗透率和岩性的差异以及高压注水引起的有效应力降低等因素综合作用,导致萨尔图油层组的萨Ⅰ—萨Ⅱ泥岩夹层附近剪切应变高度集中,进而引起泥岩夹层套管的剪切变形与错断。萨Ⅰ—萨Ⅱ泥岩夹层的剪切应变增量随泥岩含水率的增大而增大,且其随地层压力增大而增大的速率在泥岩浸水后明显增大。因此,在泥岩浸水后,应适当降低泥岩夹层毗邻储层的注水压力和地层压力,从而缓解泥岩夹层的剪切套损。     

镇泾油田地应力状态研究

本文以镇泾油田为例,通过波速各向异性法及粘滞剩磁法对其地应力方向进行确定,同时,利用差应变分析法对研究区地应力大小进行测量。研究结果表明:镇泾油田平均水平最大主地应力为北东81.6°,梯度为0.0198MPa/m;平均水平最小主应力方向为北东171.6°,梯度为0.0161MPa/m。     

泥岩蠕变导致套管变形损坏机理分析

油田注水开发以后，泥岩吸水蠕变使非均匀地应力作用于水泥环和套管，通过对泥岩吸水蠕变以后，在远场地应力作用下，对水泥环与地层接触的第二界面和水泥环与套管接触的第一界面压力的数值仿真分析，提出了泥岩吸水蠕变诱发地应力在井眼周围产生应力集中，迫使水泥环和套管在最大水平地应力方向产生椭圆形缩径变形，是造成套管变形损坏的直接原因，而且水泥环与套管接触的第一界面的椭圆形外压力分布规律与水平地应力方向、套管变形趋势相反，说明水泥环在套管抵抗非均布外载中起到改变受力边界条件的作用。     

泥岩盖层的封闭性能及其影响因素

泥岩盖层对油气藏能否起到封闭作用主要取决于盖层突破压力与气藏总能力(浮力、水动力、剩余压力)之差,一般大于10MPa可封住大型气藏。突破压力的大小与岩石的矿物组成、孔隙结构和成岩作用强度密不可分。蒙脱石含量高的泥质岩比邻近泥岩的突破压力高中值半径、孔隙度和渗透率与突破压力呈负相关,成岩作用强度(或埋藏深度)与突破压力呈正相关。本文以辽河盆地下第三系泥质岩为例讨论了影响泥岩盖层封闭性能的各种因素。     

薄互层油藏注水井提压增注研究与应用

渤海K油田主力产层为沙河街组薄互层,1～2.7 m厚度的油层占总油层厚度的90%,采用定向井合采分注开发模式,针对开发初期已暴露出注水井层间、层内干扰较大,约70%注水井达不到配注要求的问题,采用油藏工程方法与数值模拟方法,通过机理模型以及复合油藏模型进行注水井最大注入压力优化研究,使注水井最大注水压力值得到有效提升,K油田注水井最大注水压力由15 MPa提高至25 MPa,且提压后注水井附近地层不会出现破裂,能确保安全生产。目前已在K油田23口注水井按最大注入压力25 MPa实施注水,全油田增加注水量为2 580 m~3/d,能满足油田高效开发需求。这表明,该研究结果对相似油田注水开发具有一定的参考价值。     

渤海浅部砂泥岩地层井壁蠕变缩径研究

针对渤海油田浅部储层井眼蠕变缩径和井壁坍塌等问题,利用室内试验研究了浅部砂泥岩岩石物性与力学性质,测量了砂泥岩在不同含水量和不同偏应力下的蠕变速率,并根据Weertman模型进行了蠕变参数拟合。在室内试验基础上,利用有限元模型对井眼缩径的时变规律进行了研究。以曹妃甸6-2油田A井为例进行了现场应用分析。研究结果表明,在偏应力较大时地层会进入加速蠕变阶段,由于蠕变速率过快导致地层产生蠕变缩径坍塌。根据研究结果给出了抑制蠕变、延长钻井周期等相关的钻井工程技术对策,研究结果可为现场选择安全合理的钻井液密度提供指导。     

胜坨油田套管损坏规律及控制因素研究

胜坨油田目前已经进入开发后期,油水井套管损坏严重。分析顿坏套管的埋深、损坏类型以及套管损坏井使用寿命与开发阶段的关系,并从泥岩吸水蠕变和膨胀、储集层压力持续下降、套管腐蚀以及下套管和完井、固井过程中施工不当等方面分析了套管损坏的控制因素。研究发现,地层水腐蚀是造成胜坨油田明化镇组及浅层套管损坏的主要原因;泥岩吸水蠕变、储集层沉积压实是造成E_(s1)、E_(s2)段套管损坏主要原因。为有效减缓套管损坏速度,针对油田后期出现的油层压力持续下降,应合理调整注采井网,同时应防止注水窜入泥岩地层;提高注水质量,减缓污水对套管的腐蚀;在施工过程中应建立套管保护措施,防止时套管的人为损坏。     

模拟地层条件下泥岩三轴应力实验及其油气意义

泥岩的岩石力学性质既关系到了它能否成为良好的盖层,也关系到它能否成为优质的页岩气储层。为了明确地层条件下泥岩岩石力学性质的变化特征及其影响因素,选取四川盆地南部典型的志留系龙马溪组泥岩,进行了20（常温）,50,100,130℃四个温度点,每个温度点在0,10,20,40,60MPa五种围压条件下的20个三轴压缩实验,获得了泥岩岩石力学参数与温度和围压的关系。实验表明：在60MPa围压范围内,泥岩的弹性模量、泊松比、抗压强度和残余强度随着围压的增加而增加,基本呈线性关系;在130℃温度范围内,泥岩的弹性模量、泊松比、抗压强度的变化与温度变化没有明显的相关性,不同温度下,同一围压条件下,泥岩的岩石力学参数保持相对一致。这说明泥岩的岩石力学性质主要受埋藏深度（围压）的影响,温度变化对其影响不大。从岩石的应力-应变曲线上还可以看出,随着埋深的增加,即使是晚成岩阶段的泥岩也有从脆性向塑性转变的趋势。根据岩石峰值抗压强度和残余抗压强度的数学关系,计算出川南志留系龙马溪组泥岩脆延转变的临界深度约为4200～4400m。作为盖层时,超过该临界深度,泥岩不容易破裂,具有优越的封闭性;作为页岩气储层,超过该临界深度,泥岩的可压性变差。     

宝浪油田地应力和裂缝特征研究与应用

采用井孔崩落、差应变分析等测试技术及三维有限元数值模拟方法研究了宝浪油田的地应力大小、方向及分布特征;水平最小主应力为50～55MPa,宝中、宝北区块水平最大主应力方向分别为北东65°～84°和46°～59.6°。基于岩心的系统观测统计和裂缝测井响应研究宝浪油田的天然裂缝特征,裂缝系统发育不均匀;以倾角为0°～20°之间的低角度潜在裂缝为主,中低角度剪切裂缝普遍存在,也有大于60°的高角度剪切裂缝;岩石裂缝走向较为复杂,断层附近裂缝较发育。分析了宝浪油田地应力场特征和天然裂缝特征对开发井网布局、斜度井方向、优化射孔、压裂、注采方案设计等的影响,提出了系统而具体的建议,对合理开发宝浪油田具有现实意义。     

非均匀载荷下套管强度的计算

在建立了泥岩蠕变非均匀外载模型基础上,提出了一种对泥岩蠕变引起的椭圆形非均匀外载下套管应力和强度的计算方法。在非均匀载荷下,套管所能承受的最大载荷迅速降低。当内压为0.1MPa时,套管的临界载荷平均约为均载情况下的11%.大庆榆树林油田泥岩段的套损分析表明高压注入水沿垂直裂缝进入泥岩层,引起泥岩层吸水蠕变,使得所用J-55套管难以承受较大的非均匀挤压力,导致套管损环。建议在易发生泥岩蠕变井段,应采用P-110型套管以确保井筒安全。     

相对湿度对盐膏岩蠕变规律影响的机理研究

为了弄清盐膏岩在井下环境下的蠕变规律,对盐膏岩蠕变规律影响机理进行了研究。采用调节盐溶液中含盐量的方法来控制岩样周围环境的相对湿度值,并在相对湿度为35%,65%,95%的条件下,进行围压分别为0,2,5 MPa的三轴短期压缩试验和单轴应力为10 MPa的蠕变试验。相对湿度从35%增加到95%,盐膏岩岩样强度由38.2 MPa降至35.2 MPa;弹性模量和泊松比变化量小。相对湿度为95%时,盐膏岩岩样产生负向的体积应变(膨胀);相对湿度为35%时,盐膏岩岩样产生正向体积应变(收缩)。研究结果表明,盐膏岩的强度对于相对湿度的变化不很敏感;结合Heard模型,利用蠕变激活能可以解释相对湿度对体应变速率的影响;晶体到毛细管空间的水分子相互运移的机械化学机制,可以解释相对湿度对体应变的影响。研究得到盐膏岩井下真实的蠕变规律,为盐膏层安全钻井提供了理论依据。      

温西十区块合理注水压力研究

通过油层破裂压力影响因素分析，确定了温西十区块油层破裂压力为60MPa；通过分析注水压力对套管损坏的影响，论证了注水井井底流压应在50～58MPa之间；井口注水压力应在24．2MPa至32．2MPa之间。明确了温西十区块目前存在的主要问题是水驱效果差、注水利用率低，采油井周围地层压力未能有效恢复。针对该区块存在问题，提出了下一步技术对策。     

苏北张家垛区块特殊软泥岩钻井液技术

苏北张家垛区块存在高压巨厚软泥岩地层,压力系数达到1.1～1.5,盐城组、三垛组和戴南组泥岩中黏土矿物总量在60％以上,钻井液的抑制性偏弱就会出现严重的堵井口、糊筛布现象,主力油层阜三段地层倾角为35°～70°,在油层平行钻进过程轨迹变化大,扭矩和提升阻力大.通过实验分析,将金属两性离子聚合物体系改为阳离子乳液聚合物体系,并提高钻井液密度到1.20～1.40 g/cm3,控制钠膨润土加量为2％～3％,同时选用自行研制的新型极压减摩剂,其润滑系数降低率在90％以上,加量为1％～3％时即能满足大斜度多台阶等特殊工艺井的需要.该阳离子乳液聚合物钻井液具有合适的钻井液密度、强抑制性、低固相含量以及好的润滑性.张3-3HF井改用该钻井液后,没有出现任何复杂情况,且每米成本有所下降,表明该钻井液满足该地区的施工要求.