疏松砂岩油藏适度出砂技术完井方式优选

疏松砂岩油藏开采过程中的油井出砂是影响这类油藏开发的突出问题,目前采取的措施就是采用有效完井方式将砂完全防住,这样做由于限制了生产压差,不能充分发挥油井的生产能力,防砂措施的存在导致附加表皮增加,降低油井的产能,一旦防砂失败整个油井就要关井停产。针对这样的问题,提出了适度出砂开采技术,在此技术下优选合适的完井防砂方式,优化防砂参数就至关重要,为疏松砂岩油藏应用适度出砂技术提供依据。     

分支井构型对疏松砂岩油藏临界生产压差的影响

对疏松砂岩稠油油藏,无论采用哪种构型的分支井,主分井筒接合部区域的稳定性都很差。即使生产压差低于1 MPa,该处也会发生井壁失稳垮塌,堵塞分支井眼,削弱分支对产能的贡献。因此,必须对接合部地层进行特殊处理,以提高分支井系统整体稳定性,提高生产压差。在正断型地应力场条件下,不考虑主分井筒接合部的影响,主分井筒延伸方向应尽可能沿原地最小水平主应力方向延伸。分支造斜率对接合部地层的破坏程度和破坏区域有明显影响,相同压差下,随分支造斜率增大,主、分井筒接合部塑性破坏深度呈幂函数关系减小;在主、分井筒长度及主、分井筒夹角一定时,采用较大造斜率设计的分支井系统具有更高的井眼稳定性。分支间距是影响分支井系统稳定性的另一个重要因素。当分支处于主井眼同侧时,分支间距大于45 m后分支间影响可忽略;当分支处于主井眼异侧时,分支间距大于40 m后分支间影响可忽略。在裸眼和主井筒下筛管两种完井方式下,分支接合部破坏深度、出砂波及区域随生产压差增大均呈指数增大。     

生产压差对疏松砂岩储层出砂影响规律研究

针对疏松砂岩油藏开发过程中油井出砂与提高产能之间的矛盾,在综合考虑流体渗流、储层变形或破坏等因素的基础上,基于连续介质力学理论,建立了一种流固耦合形式的疏松砂岩合理压差预测模型,并应用所开发的有限元程序模拟分析了渤海疏松砂岩油田某油井生产压差波动对砂岩储集层骨架应力和变形的影响规律,提出了适合该井区的合理压差.     

南海西部低渗疏松砂岩油藏水平井合理生产压差研究

针对文昌A油田低渗疏松砂岩储层易出砂,难以确定合理生产压差的问题,运用岩石力学方法对水平井周岩石进行受力分析,结合Mohr-Coulomb、Drucker-Prager和Hoek-Brown准则进行剪切破坏判定,得到了全井段储层应力破坏理论下的临界出砂生产压差。分析井周储层孔隙内的非胶结砂粒受力情况,结合水平井产出剖面得到砂粒运移理论下的临界出砂生产压差。研究结果表明：水平井出砂受储层岩石强度、砂体粒度、井斜和产量等多方面综合影响。将研究成果应用于文昌A油田,计算12口水平井合理生产压差并配产,生产过程未监测到出砂。研究成果对同类低渗疏松砂岩油藏水平井合理生产压差研究具有一定指导意义。     

斜井临界生产压差预测

油层出砂是井底压降超过某个临界值后岩石骨架发生破坏引起的.从井壁稳定性的力学机理出发,分析了斜井应力分布的基本规律,建立了斜井出砂的临界压差力学模型,并根据绥中36-1油田7口井的基础数据进行了实例计算.计算结果表明:在同样的条件下,斜井的临界生产压差大于水平井的临界生产压差.利用该模型计算临界生产压差,完全可以满足生产需要.     

采油过程中压力衰减对临界生产压差的影响研究

随着油田的开采,储层段的地层压力逐渐降低,若保持生产压差不变,必然会导致油井出砂,为了防止油井出砂而影响油田的产量,研究压力衰减对临界生产压差的影响就显得尤为晕要。以岩石力学中岩石的破坏准则为基础,分析了影响临界生产压差的主要因素,建立了压力衰减后的临界生产压差计算模型,并结合油田的实例,计算了原始地层压力下的临界生产压差与压力衰减后的临界生产压差并绘制图表进行对比,从计算结果中可以看出,随着地层压力的逐渐衰减,临界生产压差逐渐变小,这符合油田的实际情况,从而为油田的实际生产决策提供指导。     

底水油藏水平井临界生产压差研究

在底水油藏水平井开发底水脊进原理的基础上,采用等值渗流阻力法,结合底水驱动垂向临界速度导出了底水油藏开发的临界生产压差计算模型及临界产能的计算方法。分析了垂向渗透率、油水密度差、水平井位置、油水粘度比以及底水锥进高度等参数对临界生产压差的影响,其结果对水平井开发底水油藏确定合理的生产压差具有指导作用,为底水油藏水平井产能设计提供了参考依据。     

疏松砂岩出砂机理与出砂临界压差计算方法研究

涩北气田由于成岩程度差、岩性疏松,在气田开采过程中极易出砂,并且伴随着地层出水,地层的出砂将逐渐加剧。合理的防砂策略是控制生产压差,实施主动防砂。本文从疏松砂岩储层岩石成分、出砂的力学-化学机理等角度,结合对岩石内聚力强度影响因素的实验数据分析,建立了新的气井出砂临界生产压差计算方法,新模型以常规理论解析模型为基础,根据实验数据的回归,引入随含水饱和度而变化的岩石强度计算模型。对比现场出砂压差实测数据,新方法的计算结果更为合理。     

固结砂岩气藏出砂预测方法研究

结合试验结果将固结砂岩储层简化为具有残余强度的弹脆塑性体,计算了强度参数。通过气藏孔隙压力和岩石骨架应力分布规律分析,以Bratli孔穴稳定准则为出砂判据,建立了固结砂岩储层气井裸眼完井出砂临界压差的确定准则,并利用该准则对南海某气田出砂临界压差进行了分析评价。为最大限度地提高气井产量,减少气井出砂对管壁冲蚀提出了可靠依据。     

疏松砂岩油藏油井出砂量预测模型及应用

在研究油井出砂机理的基础上,根据液固多相渗流条件,应用库仑摩尔破坏准则和达西公式,导出了关于疏松砂岩油藏不同产液量下油井出砂量预测的数学模型。以盘二油田为例,进行了出砂预测,与实测含砂比相比,平均误差小于0.0052%。实例应用表明所给的数学模型是可行的。     

提高粉细疏松砂岩气藏产量的洞穴完井技术

粉细疏松砂岩的出砂是气藏开采过程中日益严重的问题之一,而在其防治方面一直没有好的办法。从增产、控砂方面引入洞穴完井,研究了洞穴完井的适用性、形成条件及造洞方法、对其周围的岩石进行了受力分析,给出了临界出砂产量计算公式,研究了各参数对临界出砂产量的影响,并结合青海气田3口气井进行了算例分析。研究表明,洞穴完井是一种很好的增产控砂方式,其推广使用必将为天然气的防、控砂提供一条有效途径。     

底水气藏水平井临界生产压差变化规律

根据物质平衡原理,推导底水气藏的含气高度、含水高度随时间的变化关系,并用近似方法确定波及系数,然后采用等值渗流阻力法,结合底水驱动垂向临界速度推导底水气藏开发的临界生产压差计算模型,从而实现定量表达水平井临界生产压差随开采时间增加而呈现递减趋势的变化规律。此外,分析垂向渗透率与水平渗透率之比、水气密度差、水气黏度比以及底水锥进高度等参数对临界生产压差的影响,为水平井开发底水气藏确定合理的生产压差、制定合理产量提供理论依据。     

砂岩地层完井方式的选择

针对砂岩地层特点，提出了完井方式选择的地质和油气藏工程依据、井壁岩石坚固程度与井眼稳定性判据以及采油工程依据。推荐了砂岩地层完井方式选择流程图。     

旅大5-2油田合理生产压差确定

旅大5-2 油田生产层为疏松砂岩,胶结性差、流体携砂能力强,易出砂。科学确定生产压差,实施油井精细化管理,对于确保油井稳产,实现油田产能最大化意义重大。使用岩石力学方法确定旅大5-2 油田出砂临界生产压差,结合油藏地饱压差及油井实际生产状况研究结果,提出了旅大5-2 油田油井合理生产压差界限。     

潜江凹陷盐间非砂岩油藏完井方式初探

针对江汉油田盐间非砂岩油藏油水井完井方式严重影响油水井正常生产的实际,研究完井方式对后续的油藏开发非常重要。通过对盐间非砂岩油藏不同完井方式的对比分析,结合井壁垮塌与套管损坏机理的研究,初步探讨并确定了盐间非砂岩油藏的合理完井方式。并在开发实践中取得了良好的应用效果。     

气藏水平井分段酸化完井一体化工艺管柱

气藏水平井的水平井段长,穿越多个油气层,非均质性严重,不同位置泥浆浸泡时间不同,污染程度也不同。常规分段酸化工艺存在施工段数少、周期长、费用高、多次压井造成二次污染等问题。研制了气井不动管柱分段酸化完井一体化工艺管柱,该工艺管柱耐温110℃,耐压70MPa,通过投球、加压打开喷砂器滑套,可实现5个层段分段酸化施工。该管柱可作为完井管柱直接进行生产,减少压井作业的次数,降低压井液对储层的二次污染,有效提高单井产能。     

The Critical Pressure Difference Prediction of Sand Production in Deepwater Sandstone Gas Reservoirs

Sand production in deepwater gas fields can cause great harm, so it is vital to determine a reasonable production system. At present the prediction models of critical pressure difference of sand production in oil-gas wells are numerous, but among them there is no prediction model that aims at deepwater gas fields that the mining environment of high risks. The authors carried out a lot of experiments with real rock cores to simulate sand production in gas wells by using a set of self-developed radial displacement experimental devices. During experimenting they measured critical flow rates and critical pressure differences when sand production happened, and calculated the critical pressure differences of sand production under the condition of actual reservoirs. Comparing the results of the experiments with that of multiple sanding prediction models, the most suitable model for gas reservoirs was determined. Through doing error analysis and coefficient modification on the model, a simple and effective method was ultimately formed to predict the critical production pressure difference of gas wells. The research results showed that for gas fields if the production pressure difference was controlled within 0.4 times of the uniaxial compressive strength, sand production could be effectively prevented, and the prediction error could be controlled within 10%. This technique has been successfully applied in one deepwater gas field in the South China Sea areas, which guided the selection of sand control method and the design of production pressure difference, thereby ensuring reasonable and efficient mining of this gas field.     

酸对灰岩地层井壁稳定性及临界压差的影响研究

井壁稳定问题不仅直接影响着钻井的安全高效,而且影响着油气井完井方式的选取及油气田的开发效益。影响井壁稳定的因素包括力学的和物理化学的因素,涉及到油气田开发的全过程。为此,从岩石力学实验出发,以四川盆地某气藏飞仙关组灰岩储层为例,全面分析了盐酸作用前后灰岩地层岩石强度的变化规律,并基于实验结果,利用三维弹塑性有限元力学模型,计算分析了酸作用前后的井壁稳定性和临界生产压差的变化。研究表明,盐酸作用使岩石的机械强度及井眼的稳定性都有所降低;对致密砂岩、灰岩等在生产初期需进行酸洗、酸化或压裂增产措施的地层,其临界生产压差的控制应该考虑到增产措施的影响,而不应采用岩石的初始强度进行预测。另外,岩样取心方式对岩石强度参数、井壁稳定及临界压差的预测结果也有较大的影响。通过实验研究认为,岩石取心方式应视井眼在储层段的轨迹与水平向的夹角而定。对直井,岩石取心为直井全尺寸取心的侧向,对水平井,岩石取心则为直井全尺寸取心的平行方向。