应用屏蔽暂堵技术提高致密砂岩气层测井识别能力

致密砂岩气层低孔低渗、低初始水饱和度和裂缝发育等特征使其极易受到钻井完井液损害。钻井完井液侵入诱发的水相圈闭损害将使测井数据不能反映地层真实情况,导致气层测井响应弱或无,错判漏失气层。屏蔽暂堵技术在井壁形成薄、韧和渗透率近于0的滤饼,能减少和防止固相侵入和水相圈闭损害。以鄂尔多斯盆地北部塔巴庙致密砂岩气藏为研究对象,通过屏蔽暂堵钻井完井液室内评价和现场应用前后常规测井资料分析指出,屏蔽暂堵技术改善滤饼质量、井径和井壁粗糙度,为测井数据提供良好的采集环境,提高气层测井响应和测井解释含气饱和度,促使了高产气层发现。通过毛细管自吸实验揭示出水相圈闭损害是暂堵技术前未发现盒2+3高产气层的原因。     

低渗气层原状电阻率的求取方法

由于钻井液滤液侵入会引起低渗气层电阻率发生变化,因此测井测得的电阻率已不是低渗气层的原状电阻率。为求得低渗气层的原状电阻率,根据达西定律、质量守恒定律、状态方程建立径向数值模拟的数学模型,利用测井、测试等数据模拟钻井液滤液侵入对低渗气层电阻率的影响。模拟结果和钻井液滤液侵入动态模拟试验的对比表明,数值模型的参数设定合理,可以利用数值模型预测钻井液滤液侵入后低渗气层的电阻率。利用该方法反演了西湖凹陷XH-1井H4气层的钻井液侵入前的电阻率,并根据反演结果计算了气层初始含水饱和度,计算出的气层含水饱和度与相对渗透率试验获得的气层束缚水饱和度接近,并且气层测试结果证明计算出的初始含水饱和度比较合理,这说明采用反演方法得到的钻井液侵入前的电阻率与低渗气层原状电阻率非常接近。      

应用核磁共振测量技术测量稠油-水相对渗透率曲线

相对渗透率是稠油开发实验中一个重要的基本测量参数。由于稠油黏度较高,水驱过程易发生油水乳化 现象,使得稠油-水相渗曲线较难准确获取。传统的相渗曲线测量方法存在测量精确度低、获得信息少等缺点。 为准确测量稠油-水相渗曲线,选取人造砂岩长岩心,并基于低场核磁共振测量技术,通过同时标定渤海B油藏的 稠油和地层水,采用非稳态法进行稠油-水相渗曲线的测量。结果表明,通过对岩心以及出口端的采出液进行T₂ 谱测试,较为准确地获取了岩心的孔隙体积（147.18 cm³）、束缚水饱和度（25.9%）、残余油饱和度（43.83%）以及出 口端的油、水含量,并得到较为精确的稠油-水相渗曲线。通过对发生油水乳化的采出液进行自扩散系数（D）/T₂ 二维谱测试,可较为准确地判断油水是否发生了乳化。研究结果可以为稠油水驱开发提供一定的理论指导,有 利于稠油水驱开采机理的研究。     

裂缝-孔隙型致密砂岩气藏水相圈闭损害模式

裂缝一孔隙型致密砂岩气藏具有低孔低渗、高毛管压力、裂缝发育、水湿性、高束缚水饱和度等地质特征.在钻井完井、增产改造及气藏开发过程中,滤液和边底水等侵入会导致气井近井地带舍水饱和度上升,气相渗透率下降,致使发生水相圈闭损害.针对裂缝-孔隙型致密砂岩气藏的地质特征,对裂缝-孔隙网络系统在钻井和开发过程中不同的水相圈闭损害模式进行了研究,探讨了基块和裂缝系统中工作液和边底水侵入导致水相圈闭损害的形成过程和损害机理,提出在钻井、完井、修井、增产改造及开采过程中.通过屏蔽暂堵及欠平衡等技术减少工作液侵入量、优化工作液、增大返排压差、减少界面张力、蒸发或加热降低含水饱和度以及排水采气、均衡开发等措施防治水相圈闭损害.     

水饱和煤岩储层甲烷运移动态特征

为了获取低渗煤层两相流动参数,系统分析了水饱和煤层甲烷运移动态特征。通过水饱和煤样气体运移实验明确了两相流体流动行为,获取了气相渗透率、排驱压力和吸附速率等参数。结果表明:水饱和煤岩中甲烷运移需克服毛细管排驱压力,渗透率越小其值越大;基于压差与排驱压力的大小关系,水饱和煤层中甲烷运移可分为毛细管力控制和扩散控制两个阶段;气体存在损失现象,毛细管力控制阶段甲烷滞留于煤岩孔隙,扩散控制阶段甲烷吸附于煤岩表面;水相降低了气体扩散能力,渗透率越高吸附速率越小。研究成果有助于原地条件下低渗水饱和煤层两相流动参数测试方法的改进,有利于水饱和煤层气藏排采制度优化。     

用核磁共振技术测量低渗含水气藏中的束缚水饱和度

低渗含水气藏的探明储量越来越多，急需开发。这类气藏具有低孔隙度、低渗透率和高含水饱和度等特点。鉴于当前测试束缚水饱和度方法存在较多问题，利用核磁共振技术研究了苏里格低渗气藏的束缚水饱和度及其在不同气驱条件下岩心的束缚水饱和度的变化情况。研究结果表明:渗透率与束缚水饱和度有很好的相关关系，渗透率越低，其束缚水饱和度越高，含气饱和度也越低，可以用束缚水饱和度来表征低渗气藏开发潜力特征；在不同的气驱水过程中，其束缚水饱和度是变化的。该研究成果为低渗含水气藏的储量计算和合理高效开发提供科学的决策依据。     

特低渗透岩心相对渗透率实验研究

室内实验研究表明,大庆油田扶杨油层特低渗透岩心气测渗透率越低,油水两相流动区范围越窄;残余油饱和度条件下的水相相对渗透率值总体比较低;水相相对渗透率曲线呈现凹向和凸向含水饱和度轴及反S型3种形式,这反映了特低渗透油藏水驱油过程中流体与流体、流体与介质之间相界面作用及变化诱导出流体渗流状态的多变性和复杂性.     

低渗透天然气气层损害机理及其预防

低渗气藏通常具有束缚水饱和度高、毛细管压力高、地表面积大等特点,使得低渗透气层在钻井、完井和开发过程中引起的损害更具特殊性.文章研究了低渗透气藏在气层打开后主要产生的损害特点和损害机理,并对预防各种损害的方法进行了探讨.研究结果表明,液相滞留、应力敏感性、水敏性和反向自吸效应损害是气层损害的主要特点.在预防和治理气层损害问题时,应综合考虑,系统运筹.     

页岩气藏自然返排缓解水相圈闭损害实验研究

水平井分段压裂是页岩气藏开发的主要技术手段。然而,页岩纳米孔与微裂缝的毛管自吸作用往往导致压裂液返排困难,滞留压裂液对页岩气解吸—扩散—渗流过程潜在损害严重。为深化页岩气藏压裂液返排与及其水相圈闭损害动态变化的认识,利用川东龙马溪组页岩样品,在岩心柱尺度上实验模拟增产改造时压裂液自吸—返排过程,讨论了孔隙结构、裂缝发育情况、返排压差及时间影响自吸—返排效果的机理。结果表明:孔隙半径越小,毛管力越大,页岩自吸速率越大,水相返排效果越差;自吸诱发页岩产生裂缝,增大了气相渗流通道,促进了滞留水相返排;返排压差、返排时间与水相返排效果呈正相关关系,在返排压差0.2MPa和1.0MPa条件下先后各返排12h,水相最大返排率约为46%,最大渗透率恢复率约为67%。分析表明:页岩气藏潜在水相圈闭损害严重,滞留水相的返排有利于增强页岩气渗流能力。     

基于常规测井资料的束缚水饱和度综合确定方法研究

对于流体类型判别,其关键为束缚水饱和度的确定.现有的实验测定法需要大量岩心分析数据,且实验测定周期较长;统计分析方法受区域影响较严重.基于常规测井资料的束缚水饱和度综合确定方法是根据钻井液对储层的侵入特征及侵入带中钻井液滤液、束缚水电阻率和束缚水饱和度的关系,通过严密的理论推导,利用常规测井资料综合计算确定束缚水饱和度.通过在不同区块多口井的应用,此方法计算的束缚水饱和度确定的流体类型与试油结论一致,能准确判别纯气层、气水同产层、低阻气层的流体类型;适用于浅气层和中深层的流体类型判别,且受区域影响较小,适用于新老区块,可推广应用.     

临兴区块致密气储层压裂损害影响因素

为明确临兴区块致密气储层压裂损害影响因素,以储层岩心渗透率损害率为评价指标开展室内实验,分析储层敏感性、水锁效应、胍胶压裂液破胶残液和残渣含量对储层的损害程度.结果表明:储层具有中等偏弱水敏,弱—中等偏弱程度酸敏和碱敏;储层水锁指数为85％～100％,损害程度为强—极强;当使用单一过硫酸铵作为破胶剂,温度低于30℃时破...     

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水锁损害广泛存在于低渗透致密砂岩油气藏，是低渗透致密砂岩油气藏的主要损害类型之一，这严重地影响着油气藏的勘探开发效果。文章在改进现有水锁损害室内评价方法的基础上，以川西致密砂岩气藏为研究对象，采用模拟地层水对致密砂岩气藏由于自吸作用造成的水锁损害，以及作用压力对水锁损害的影响进行了实验研究。结果表明，与水敏损害不同，即使是采用与地层配伍的模拟地层水与岩心接触，水锁损害仍然存在，且水锁损害程度可以超过80%。对于低渗透气藏，即使不存在压差，或采用负压作业，只要作业流体中包含有水相，那么在自吸作用下，水溶液都将进入地层，造成水锁损害，且损害程度随接触时间及作用压力增加而增加。因此，对低渗透致密砂岩油气藏应尽可能采用负压作业，尽可能减少与水相作业流体接触的机会。     

基于致密砂岩气藏初始含水饱和度的水锁伤害评价

针对现有的水锁伤害评价方法不适用于致密气藏岩心的现状,建立了基于初始含水饱和度情况下的抽真空饱和水锁伤害评价方法,完成一种塔里木油田聚磺钻井液滤液对岩心的水锁伤害实验,并通过使用气测渗透率的方法,测定污染前后岩心的渗透率变化,计算钻井液滤液对岩心的水锁伤害程度的方法。该实验方法可以对比初始含水饱和度条件下岩心的气体渗透率和束缚水饱和度条件下的气体渗透率变化情况,相对于常规方法更加符合气藏的实际状况。实验过程中,设计了致密砂岩气藏较低初始含水饱和度的建立方法。另外,开展实验评价了抽真空饱和时间、气驱返排时间、气驱流速等对抽真空饱和法的影响。用建立的实验方法测定了塔里木油田聚磺钻井液滤液对致密岩心的水锁伤害程度为54.83%~72.73%。      

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克拉2气田是世界上比较罕见的大型、超高压、巨厚砂岩气田。它是保证西气东输的气区,克拉203井又是目前克拉2气田中最具代表性的重点井。因此,从这口井试井资料的分析,可以了解到许多指导克拉2气田开发的重要信息。本文介绍利用分点录取的压力,研究了井筒中气水分离的相变过程。在仔细分析克拉203井试井资料的基础上,结合物探、测井、地质及工艺过程资料,对影响克拉2气田今后开发的诸多焦点问题一一给出了答案;排除井筒干扰后的无阻流量,地层的有效渗透率,钻井完井对地层的损害及措施改造的必要性,储层的延伸情况及对今后气田开采的影响。经过上述分析后认为,克拉2气田具有担负西气东输上游重点产气区的能力。     

致密气储层流体赋存与气水共渗规律实验

致密气储层气水关系复杂，气井产能会随着气井见水而迅速降低。为明确致密气储层流体赋存与气水共渗规律，以定北区块和大牛地区块致密气储层为研究对象，采用渗吸、离心、核磁共振和气水驱替等实验方法，研究压裂过程中流体含量变化、动态分布以及生产过程中气水两相共渗规律。结果表明：在压裂过程中，致密气储层岩心对压裂液的自发渗吸先快后慢，流体先进入较小孔隙中，流体分布随渗吸时间增大而更加集中。在返排过程中，较大孔隙中的流体在返排时优先排出，存在可动流体向束缚流体的转变。同时还分析了储层物性参数与流体赋存的关系，渗吸量、返排率与岩石物性存在正相关关系。定北区块气水相渗曲线束缚水饱和度大，共渗区小，在生产过程中储层内气水两相干扰严重，见水后气相相对渗透率迅速降低。     

异常低含水饱和度储层的水锁损害

当储层原始含水饱和度低于束缚水饱和度时,称异常低含水饱和度储层,一般意义的水锁指数就不能反映该类储层的水锁损害过程和解除水锁损害的难易程度。为此,通过异常低含水饱和度储层水锁损害机理研究,提出了这类储层存在暂时性水锁和永久性水锁观点。暂时性水锁是指油、气反排外来工作液至束缚水饱和度过程中造成的水锁,是可以解除的;永久性水锁是指油、气反排外来工作液降至束缚水饱和度后再也不能降低了,从而达不到原始含水饱和度,造成一部分水锁永远无法解除。将该研究方法运用于长庆气田上古生界致密砂岩气藏的水锁损害评价实验中,结果表明:储层渗透率越低,束缚水饱和度与原始含水饱和度差值就越大,永久性水锁损害和暂时性水锁损害就越强,解除暂时性水锁所需时间越长。     

致密砂岩气藏气水流动规律及储层干化作用机理

致密砂岩气藏储层渗透率低，在地面条件下开展真实岩心的驱替流动实验很困难，因而无法研究其微观流动机理。为此，基于格子Boltzmann方法（以下简称LBM），模拟地层高温高压条件下致密气驱替地层水的流动过程，得到了地层中束缚水的分布状况；然后采用激光刻蚀模型，进行储层干化实验，并借鉴该实验的可视化结果对储层干化数值模拟进行简化；在此基础上利用数值模拟手段研究储层干化对致密气渗流能力的影响。研究结果表明：①所采用的格子Boltzmann模型在地层高温高压条件下满足Laplace定律，由该模型计算得到的两相Poiseuille流速度数值解与解析解结果基本一致，表明该模型可以用于地层条件下气水非混相驱替的模拟；②致密气在多孔介质连通的大孔道中优先突破，并且在突破后驱替地层水的速度显著下降；③地层水与岩石壁面的接触角显著影响气水两相流动，岩石亲水性越强驱替速度越慢；④致密砂岩气藏中束缚水可分为吸附水膜、盲端孔隙水、死孔隙水和卡断水4类，在多孔介质中大量连通的微小通道被卡断水和吸附水膜占据，存在着明显的“水锁”现象，严重影响致密气在储层多孔介质中的渗流能力；⑤干化剂可与束缚水反应并且产生大量气泡，将吸附水膜、卡断水和盲端孔隙水消耗掉，从而提高气体的渗流能力；⑥对于由卡断水形成的“水锁”区域，增大干化强度可以有效改善气体渗流能力，整体上随着干化强度的增大，致密气渗透率也增大，但干化强度超过一定的限度后，致密气渗透率的增幅逐渐减小。     

致密火山岩气藏水相和油相圈闭损害实验评价——以南堡凹陷5号构造沙河街组为例

致密火山岩气藏通常与致密砂岩气藏呈互层分布,尽管储层岩石物性与致密砂岩气藏类似,但致密火山岩气藏水相圈闭和油相圈闭损害却未能引起关注。为了揭示致密火山岩气藏水相和油相圈闭损害潜力,选取南堡凹陷沙河街组致密火山岩气藏储层岩心,开展了水相和油相毛管自吸与液相返排实验评价,并与沙河街组致密砂岩气藏液相圈闭损害进行对比。结果表明：①致密火山岩气藏储层岩石水相和油相毛管自吸能力弱于致密砂岩,致密砂岩既亲水又亲油,致密火山岩亲油性更强;②沙河街组致密火山岩气藏液相圈闭损害呈现“三低”特点,即毛管自吸进液量低、液相返排率低和渗透率损害率低;③沙河街组致密火山岩气藏水相圈闭损害比油相圈闭损害更严重。孔喉呈多峰分布、裂缝发育、存在大量溶蚀孔等孔喉结构差异是造成致密火山岩气藏水相和油相圈闭损害显著区别于致密砂岩气藏的重要原因。致密火山岩气藏钻井过程中,需控制裂缝性漏失,避免水基或油基工作液滤液进入裂缝侧面储层深处;控制压裂等增产改造措施规模,以防沟通底水诱发水相圈闭损害;在开发生产过程中要制定合理工作制度,预防凝析油析出引起的油相圈闭损害。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田致密砂岩气层应力敏感性综合研究

致密砂岩气藏开发过程中有效应力增加所带来的渗透率应力敏感损害是导致气井产量快速递减的根本原因,故对应力敏感性损害机理研究能够为气层保护工作提供合理依据。在考虑岩石组分、裂缝、温度、含水饱和度和施压次数等因素的同时,对大牛地气田致密砂岩应力敏感性进行了评价,指出随岩屑含量增加和温度升高,致密砂岩应力敏感性增强,温度与有效应力联合作用使致密砂岩应力敏感性更强,水的存在对致密砂岩应力敏感性具强化作用;重复施压过程造成致密砂岩渗透率不断降低,裂缝岩样的渗透率应力敏感程度远大于基块;采用屏蔽暂堵储层保护工作液技术能够减轻致密砂岩气层的应力敏感性损害。     

致密性气藏储层损害实验方法探讨与评价

致密性气藏具有低孔低渗、高含水饱和度、高应力敏感性和黏土矿物发育等特点,气体渗透率一般小于0.001mD,这使得气藏损害具有不同于油藏损害的特殊性。目前国内外尚未形成统一的针对致密性气藏储层损害评价方法,而常规储层敏感性评价方法采用液相为驱替介质,在评价致密储层时出现测试时间长、实验误差大、易发生应力敏感的局限。因此,通过对致密性气藏储层损害方法研究,制定了一套“致密性气藏储层损害评价方法,评价了BZ19-25区块储层岩心敏感性损害,并采用行业标准方法对其敏感性损害进行复测,结果表明新方法测试结果与行业标准方法测试结果一致,说明新研究的方法具有可靠性,适合致密性气藏储层损害评价。