水锁损害定量预测研究

通过分析确定了影响低渗特低渗砂岩储层水锁损害的主要因素为岩心渗透率、岩心孔隙度和储层孔喉半径。在室内实验数据的基础上，先采取判别分析的方法对预测样本的水锁损害程度进行分类预测，然后再利用逐步回归方法对每一类的样本进行定量预测，建立水锁损害定量预测模型。利用判别分析方法建立的水锁损害类型预测模型，经过大庆、吐哈、江苏及二连油田28个样本的检验，其对水锁损害类型的判断准确率在85％以上。在判别分析基础上，利用回归分析方法建立的水锁损害定量预测模型，通过大庆油田7个样本的检验，预测误差均小于10％，平均误差为2．27％，预测模型达到了快速准确预测的目的。     

低渗特低渗储层水锁损害定量预测方法

在低渗特低渗油气藏开发过程中储层损害严重,其中水锁损害是主要损害之一,因此建立准确、快速定量预测水锁损害程度的数学模型,对高效开发低渗透油田具有重要意义。采用线性回归分析法建立的水锁损害预测模型不能准确反映储层损害实质,预测精度较低。将常规线性回归模型转变为非线性回归模型,能够更好地反映各损害因素与损害程度间的关系;采用逐步回归法选择回归因子,建立了新的水锁损害定量预测模型,并对新模型进行了检验。结果表明,新建立的水锁损害定量预测模型预测结果准确性高,15组验证样本的预测准确率均大于80%,平均预测准确率为91.69%,可为油气层保护和储层解堵措施优化设计提供科学依据。      

低渗透砂岩储集层水锁损害影响因素及预测方法研究

水锁导致渗透率下降是低渗透油气层损害的主要机理之一。对低渗透砂岩储集层的水锁效应进行了实验研究,定量评价了气测渗透率、孔隙度、初始水饱和度。驱替压差和油水界面张力等因素对水锁效应的影响。在对大量实验数据进行处理的基础上,建立了低渗透砂岩储集层水锁效应的灰色静态预测模型。研究结果表明,影响低渗透砂岩储集层水锁损害程度的主要因素有：油水界面张力、气测渗透率和储集层的水饱和度。油水界面张力越高,钻井液、完井液等外来流体侵入储集层后的水饱和度越高,储集层的渗透率越低,水锁损害程度就越严重。建立的水锁效应灰色预测模型可以对低渗透砂岩储集层的水锁损害程度进行初步的定量预测,其准确程度还与实验岩样及实验数据的代表性密切相关。图2表2参6（张振华摘）     

用灰关联分析法预测低渗砂岩储层的水锁损害

采用灰关联分析法对低渗砂岩储层的水锁损害进行了评价和预测研究，编制了相应的计算程序。结果表明，用该方法来评价和预测低渗砂岩储层的水锁损害是可行的，对影响水锁损害的四种因素（气测渗透率、孔隙度、初始水饱和度和油水界面张力）的权值分配是合理的，预测结果与实测结果相比有较高的符合率。     

低渗透气藏地层损害的特殊性

低渗透气藏的地层损害具有压力敏感性高、液体滞留效应严重和反向吸入现象明显的特点。采用减小生产压差、应用气体或含气钻井液、合理选择最小过平衡压力或减小气水界面张力的方法,可以预防和减轻地层损害。     

孤北油田低渗透砂岩储集层损害机理与保护措施

孤北油田属胜利油区开发难度大的油藏类型,主要原因是该油田低渗透砂岩储集层在不同演化阶段经历了错综复杂的成岩作用,造成原始储集层格架内孔隙体积的缩减,致使钻井过程中被入井液严重污染。为了认识孤北油田油层渗透性损害过程,采用岩石矿物鉴定、样品微区电镜扫描等技术,结合钻井施工过程中配置的入井液性能,对其低渗透砂岩储集层的岩性分布及成分、结构的不均衡性进行了分析,研究钻井过程中入井液的固相微粒迁移、钻井液滤液侵入和黏土矿物影响对储集层渗透性损害的机理。提出了孤北油田在钻井过程中保护低渗透砂岩储集层的措施:采用正电胶钻井液体系;钻井过程中进行钻井液密度动态调整,保证近平衡压力钻进;采用屏蔽暂堵技术阻止钻井液(尤其是其中的固相微粒)进入储集层。采用正电胶钻井液体系和屏蔽暂堵技术后,以往低效试产井区新钻的井试产获商业性油流,获得明显经济效益。表2参3(张守鹏摘)     

影响水敏盐度评价实验结果的几个因素

利用SY5358—94中规定的水敏盐度评价实验方法得到的临界盐度与现场应用的临界盐度存在一定距离。讨论了影响盐敏损害程度的几个重要因素:减缓盐变下降速度有助于减轻盐敏损害程度;盐水溶液中Ca~(2-)或Mg~(2-)含量达到一定值时对盐敏损害有很大程度的减轻作用;临界盐度存在上下限,滤液的矿化度过低或过高都会造成盐敏损害。最后推荐了一套现场应用完井液控制盐敏损害的实验方案。     

低渗透油气储集层裂缝空间分布的定量预测

根据控制裂缝发育的内外因素,提出了定量预测低渗透油气储集层裂缝空间分布的三维有限元数值模拟方法。从岩石的脆性破裂理论出发,在建立合理的地质模型、力学模型和数学模型的基础上,通过构造应力场的数值模拟计算,并结合实际的岩石破裂准则,可定量地预测裂缝的空间分布规律。经过多个油田应用和实践证明,该方法具有较高的符合率,对指导隐蔽性油田的勘探具有重要的意义。     

断层封闭性的定量预测

断层封闭作用是由于储层层与非储层层毗邻或者由于具有高排替压力的断层岩的发育而产生的。本文的方法是利用详细的地震图和钻井分析来评估这些可能性。     

鄂尔多斯盆地子洲-清涧地区上二叠统储层损害因素分析

鄂尔多斯盆地子洲一清涧地区上二叠统气藏具有常温低压低孔低渗的特点。研究表明，储层应力敏感性和水锁效应强，是储层伤害的主要形式，其原因是由于储层平均孔喉半径细小，微裂缝较发育，喉道类型以片状喉道为主造成的。储层速敏性、水敏性、盐敏性、碱敏性总体表现为弱敏感性，仅部分岩样反映出较强的敏感性，这与岩样中粘土矿物类型不同紧密相关。表现强敏感性的岩样，一般含有较高的伊利石或绿泥石，而高岭石含量较高的岩样，敏感性较小。     

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水锁效应是油、气层开采过程中普遍存在的问题，并以钻井深化酸化、压裂液对致密储层的水锁效应尤为突出。前人对这些问题均论述，但理论分析不够，至于引起水锁效应的原因及其影响因素迄今尚无统一看法。文章根据毛细管束模型，从理论上分析了产生水锁效应的原因。指出外来流体在油、气层中毛细管力是控制不锁效应的主要因素，并用渗透率恢复试验加以证实。实际工作表明，要降低完井液水锁效应必须加入表面活性剂，并用渗透率恢复试验加以证实。实际工作表明，要降低完井液的水锁效应必须加入表面活性剂，但不是凡能降低表面张力的添加剂均能降低水锁效应，有的甚至适得其反。文章认为决定水锁效应扩要因素是毛细管力，而表面张力只是影响毛细管力的一个因素，此外还必须考虑接触角和毛细管扔效半径的影响。     

砂砾性低渗气层压力敏感性的试验研究

低渗气层压力敏感性是钻井过程中造成气层损害的主要因素之一。采用来自胜利油田的岩样作为代表低渗气层的标准岩样,进行了气层压力敏感性的试验研究。试验表明,气层压力敏感效应的强弱决定于压力敏感声、的大小,气层存在明显的压力滞后现象,另外,气层内部含水饱和度越高,气层的压力敏感效应越强。     

低渗油气层液锁损害的快速智能预测方法研究

低渗储层一般具有泥质胶结物含量高、渗透性差、结构复杂、非均质严重、水敏性强及孔喉细小、毛细管现象突出、油气流动阻力大、常伴有天然裂缝等特点。大量研究表明,液锁损害是低渗储层主要的损害类型之一,损害率可达70%～90%。本文研究了液锁的损害机理及主要影响因素,建立了预测水锁损害的灰关联分析方法,并研制了快速智能预测软件(关于水锁损害预测软件的报道尚不多见),通过对样本库内、外实测资料的检验,表明该方法具有良好的自适应性和容错性,预测所需参数较少而符合率较高(平均90%以上),有助于更好地防止低渗储层损害、保护原状地层及提高油气藏的综合开发效益。     

低渗气层岩样束缚水饱和度的室内实现方法

在进行储层损害室内评价过程中,关键之一是准确测定和计算代表储层的岩样被钻井液或其它介质污染前后气相渗透率的变化。为此,在测定岩样气相渗透率时,应使所试验的岩样内部含水饱和度保持一基本不变的值,在室内试验的基础上,给出了实现并保持低渗气层岩样束缚水饱和度的试验方法──加湿气体稳态驱替法。     

特低渗砂岩油层保护剂RP-3的研制与应用

桐21断块为低孔、特低渗砂岩储层,储层污染比较严重。研究认为,储层伤害的主要原因是水敏和水锁。针对储层这一特点,研制了油层保护剂RP-3。现场应用13口井,其中试油6口,平均单井日增原油1.53t,平均单井日减水量6.54m3,取得了良好的保护油层效果。     

压裂液伤害性研究

文章对油田使用的3种压裂液（羟丙基瓜胶、聚合物及表面活性剂）产生的二次地层伤害进行评定，通过吸附实验、固体残渣测定及岩心流动实验，定量和定性地说明了３种压裂液对地层的伤害。结果表明：增稠剂CTAB和聚合物KTU在４种吸附剂上的吸附量大小顺序为蒙脱土＞高岭土＞岩心砂＞石英砂，而阳离子表面活性剂在高岭土和蒙脱土上的吸附量均高于KTU；清洁压裂液对地层的伤害最小，损害率为12.5%， 聚合物压裂液次之，为35%，而瓜胶压裂液伤害最大达到43.7% ；瓜胶压裂液破胶后在地层的残余量最大，为333.3 mg/Ｌ，清洁压裂液和聚合物压裂液几乎没有残渣。通过膨胀性测试可以看出，清洁压裂液的粘土防膨性能最佳，粘土膨胀率仅有5.7%；聚合物压裂液次之，为9.47%；瓜胶压裂液最差，为43.54%。     

水敏指数变化规律研究

探寻水敏指数变化规律,可有效指导油田开发调整方案.作者通过统计文南油田的水敏试验资料,找出了水敏指数与岩石空气渗透率和注入水矿化度的关系.结果表明,其关系式相关程度很高,利用该式可预测这一地区不同岩石、不同注入水的潜在水敏性.该方法对其它油田或其它方面实验资料的应用具有重要的借鉴作用.     

对油井产出水回注造成地层损害的模拟

油井产出水是油、气田生产中、后期的一项副产品。把油井产出水回注地层是石油工业防止油井产出水在排放地面时污染环境并充分利用这一水资源的一条有效途径。但在回注油井产出水时,防止地层损害是必需的。本文通过大量的岩心流动实验,在调查了油井产出水所含固相颗粒和油珠对渗透率的影响并分析了固相颗粒和油珠的浓度、尺寸及尺寸分布、流速等参数与渗透率损害之间的关系后,建立了经验数学模型。通过模拟实验中揭示的渗透率变化的规律,深入的分析油井产出水回注时造成地层损害的机理,这为综合治理和利用油井产出水提供了科学依据。     

泥页岩水敏性评价新方法——比亲水量法研究

基于近代表面物理化学有关理论和试验分析,首次提出并论述了比亲水量法是泥页岩水敏性评价的科学新方法。比亲水量法能克服传统总亲水量法的局限性,特别适用于当前面临的深井硬脆性泥页岩井壁稳定性的分析研究。文中概述并试验研究了比亲水量的测定方法。试验研究表明,EGME法和亚甲基蓝法均是重复性好、准确可靠的泥页岩比表面测定方法,尤其是亚甲基蓝法简便易行,成本较低。比表面积和比亲水量是泥页岩水化变形和强度变化的决定性因素:试验测得了10种泥页岩样的比表面积和比亲水量。     

考虑应力敏感的低渗透底水油藏见水时间预测

目前预测低渗透底水油藏油井见水时间没有考虑渗透率应力敏感问题,基于低渗透底水油藏的渗流特征和储集层介质的压力敏感性等特点,推导出了考虑应力敏感等多因素影响的低渗透底水油藏底水突破时间预测公式。分析了应力敏感、启动压力梯度及油水黏度比对底水突破时间的影响。研究表明:应力敏感系数越大,底水突破越早;随着启动压力梯度增加,底水与井底之间的压力差值越大,底水突破的时间提前;油水黏度比越大,油井见水时间越早;油井见水时间随着产量的增加而提前,因此合理地设计生产井产量,可以延长油井无水采油期。