华北油田冀中坳陷低渗透气藏水锁损害防治技术研究与应用

低渗透砂岩气藏具有强的潜在自吸水趋势,不利的气井作业使这种趋势变为现实,并最终导致水锁损害。根据华北油田冀中坳陷低渗透气藏地质特征,分析其潜在的水锁损害,开展水锁损害评价和水锁预防解除方法的室内研究,并进行了现场应用。研究表明:欠平衡条件下打开砂岩气层时,欠平衡压差往往并不能完全抵消岩石的毛细管自吸力,从而产生毛细管逆流自吸效应,是造成储层损害的主要因素和重要途径。通过改变岩石润湿性和界面张力,可降低岩芯毛细管自吸力、加快滞留液体排出,达到预防和解除水锁损害的效果。现场应用表明,采取针对性措施后,试验井表皮系数和堵塞比平均值在低于对比井情况下,获得自然高产,达到了良好的储层保护效果。     

姬塬油田长8段低渗透储层分类评价研究

基于低渗透储层评价和油藏开发经验,从低渗储层孔隙结构和渗流能力方面出发,引进主流喉道半径、可动流体百分数、启动压力梯度、黏土含量和原油黏度作为评价参数,建立了姬塬油田延长组长8段储层评价体系,采用模糊数学理论分析方法,对研究区储层进行综合分类评价,并研究了储层的平面分布特征。     

某低渗透砂岩铀矿层渗流特征分析

以内蒙古某低渗透砂岩铀矿床的矿岩样为研究对象,对低渗透砂岩铀矿层的矿物组成及存在形式、矿物特性、孔隙结构特征、水岩相互作用机理、流体与岩石反应前后渗流性能的变化等进行了系统的研究,分析了上述因素的变化对流体渗流特征的影响,并对流体的渗流状态进行了评价。研究结果为有效调整和改善渗流能力、制定砂岩铀矿开采方案、控制分析浸出过程提供了理论依据。     

华北油田低渗透油藏储层保护技术研究

低渗透油藏具有低孔、低渗、大比表面积、裂缝发育等特点,在钻完井过程中易于发生损害,且损害一旦发生便难以解除。本次研究以华北油田典型低渗透油藏为例,利用扫描电镜、铸体薄片等手段,系统分析了低渗透油藏在钻完井过程中的损害机理,并对其有效的储层保护措施进行了探讨。研究结果表明:低渗透油藏钻完井过程中主要的损害机理为水锁、应力敏感、固相侵入和敏感性损害。通过文献调研和室内实验,认为欠平衡钻井技术是低渗透油藏较佳的选择,若将欠平衡钻井与非直井工艺相结合可获得更好的效果,推荐采用全过程欠平衡钻完井技术;通过精细设计的屏蔽暂堵技术也可获得良好的储层保护效果。     

通过开展QC活动降低DS井储层表皮系数

DS开采井周围的储层压力系数较低(0.36~1.04),埋藏较浅,储层物性好,在储气库先导试验井钻井过程中,钻井液有可能发生渗漏或漏失,对储层造成伤害,进而降低储气库井的注采效果。根据表皮系数评价标准,当表皮系数S>0,说明井受到了污染,储层存在污染。通过开展QC活动,对工程现状调查,制定对策并实施,研究得出一套钻井液屏蔽暂堵材料的最佳配比,使DS井储层表皮系数S值小于零。     

低渗透介质非达西渗流研究进展

在低渗介质中,流体渗流往往表现出对达西定律的一定偏离。该文对低渗透介质非达西渗流的研究进展进行了总结,内容包括:1)低渗透介质非达西渗流存在的模型;2)低渗非达西渗流是否存在;3)低渗非达西渗流的成因;4)低渗非达西渗流出现的判据;5)低渗非达西渗流的应用。并对其发展提出展望,这些工作可以为从事相关工作的科研、工程应用人员提供参考。     

通南巴地区鲕滩储层评价

在通南巴地区飞仙关组鲕滩储层基本地质特征分析的基础上,利用常规测井、偶极声波测井、电成像测井等资料,对通南巴地区鲕滩储层测井特征、鲕滩储层品质、储层参数计算方法、储层流体性质进行判别。认为:通南巴地区飞仙关组鲕滩储层储集空间以铸模孔、粒内溶孔和晶间溶孔为主,且鲕滩储层具有低孔、低渗透特征;储层储集类型以孔隙型为主,且利用常规测井资料与声-电成像测井资料可以对鲕滩储层及品质进行准确分析;总结出了适合通南巴地区鲕滩储层流体性质的判别方法,以三孔隙度差值与比值、孔隙度-含水饱和度交会等两种方法为主,且运用效果较好。为通南巴区块进一步勘探开发提供了技术支撑。     

煤岩储层保护技术研究进展

中国煤岩储层具有低孔、低渗、裂缝发育但分布不均等特征,所以煤岩储层比常规储层更容易发生损害。煤岩储层的损害不仅导致煤层气采收率下降,且增加开发成本,延缓工程进程,严重制约煤层气的开发效果。主要从煤层气钻井完井及压裂、排采三个方面,介绍了损害发生的影响因素、过程机理、预防措施等研究进展,指出了煤层气的开发过程中外来流体不配伍、煤粉运移和压力变化等是诱发储层损害的主要因素,如何保护煤岩储层是煤层气经济、高效开发的重要条件。最后提出了煤岩储层保护技术存在的问题以及未来发展趋势,为保护煤岩储层发提供新的思路。     

鄂尔多斯盆地某矿区储层特征及潜在损害因素评价

采用X射线衍射、压汞实验、岩芯常规物性分析等实验方法,对鄂尔多斯盆地某矿区煤层气储层特征进行了研究,并在此基础上,采用敏感性评价实验对煤储层潜在损害因素进行了研究。结果表明,目标矿区内煤储层主要成分为炭,其次为黏土矿物、黄铁矿、方解石和少量石英;其中黏土矿物主要以蒙脱石、高岭石和绿泥石为主;储层平均孔隙度为4.83%,储层渗透率主要分布在1.5～3.5mD,物性较差。敏感性实验结果表明,目标矿区内煤储层存在较强的应力敏感性,速敏和水敏损害程度均为强,碱敏损害程度为中等偏弱,酸敏损害程度为中等偏强。根据以上储层特征及潜在损害因素评价结果,有针对性地提出适合目标矿区的储层保护措施建议,以期为鄂尔多斯盆地煤层气的高效开发提供保障。     

低煤阶煤储层敏感性分析及对煤层气排采的影响

为实现低煤阶储层煤层气的高效开发,对大佛寺井田4煤进行了流速敏感性和压力敏感性实验分析,并研究了储层敏感性对煤层气排采作业的影响。结果表明:低煤阶煤储层存在流速敏感性,当渗流速度大于临界流速,储层渗透率有所下降。低煤阶煤储层具有强压力敏感性,且存在不可逆性;升压结束后,渗透率损害率高达90%以上;卸压后,渗透率不能恢复到初始水平,不可逆渗透率损害率达60%以上。为了降低储层敏感性对煤层气井的影响,就必须遵循缓慢、连续、稳定降压的排采原则。     

多指标融合的低孔低渗储层测井评价系统

低孔低渗储层测井存在煤层扩径严重会导致其评价参数多样化,为提高低孔低渗储层测井数据的质量,设计了多指标融合的低孔低渗储层测井评价系统。基于低孔低渗储层参数建模的联动架构,设计测井评价系统的数据管理、储层有效性识别和流体识别等功能模块,完成系统硬件设计;利用多指标融合算法分类处理低孔低渗储层的岩石样本,通过计算岩石岩性的最大隶属程度,识别低孔低渗储层测井岩性特征,结合低孔低渗储层测井评价模型构建,完成软件设计,实现低孔低渗储层测井的评价。测试结果表明,多指标融合的低孔低渗储层测井评价系统无论是在岩泥扩径条件下还是井眼扩径条件下,都可通过提高探测器的计数率保证低孔低渗储层测井数据的质量。     

基于油水非稳态渗流实验的渗流规律分析——以XL油田为例

为探明XL油田二次加密后的储层相比开发初期储层的油水渗流规律差异、不同渗透率级别岩况下油水渗流规律差异性、储集层性能的变化情况。通过对XL油田开展油水相渗曲线实验,采用JBN方法计算获得油水相对渗透率并绘制出油水相渗曲线。进行不同渗透率级别油水相渗实验结果规律分析研究、不同开发阶段同级别渗透率相渗曲线规律研究、相渗曲线特征参数随渗透率变化规律研究。研究发现:相渗曲线特征参数在渗透率为10×10^-3 μm²前后,其拟合曲线呈明显的二段式变化特征;开发前期储层渗流能力优于开发后期;渗透率级别较高的中渗岩样受注水影响岩石物性及渗流能力下降较为明显,低渗岩样性能及渗流能力保持较为稳定。     

低孔低渗储层测井评价技术研究

油气田中的低孔低渗储层测井评价难度相对较大,主要以该类型储层的测井评价技术为研究对象,在对某油气田低孔低渗储层基本特征进行简要分析的基础上,重点介绍了储层的四性关系,发现电性与岩性、含油性与岩性、物性与含油性之间都存在重要的关系,是开展测井评价工作的基础。构建了泥质含量、孔隙度、渗透率、含水饱和度等参数定量计算模型。制定了油层、油水同层、水层以及干层之间的解释标准,并以2口典型井为例进行了定量测井综合评价,效果良好。     

压裂液体系对储层伤害试验研究

针对目前压裂液体系长期滞留对储层伤害的问题,通过模拟各压裂段施工条件,然后就不同压裂体系对储层的伤害进行试验与评价。实验结果表明,压裂体系滞留对低渗透层均存在不同程度的伤害。随着压裂体系滞留时间的增加,对储层的伤害程度也增加,但伤害率的增加幅度却不断减小。其中,PPQ压裂体系对储层伤害最大,对3个研究区的平均伤害率分别为64.00%、81.95%、66.50%;残渣的存在导致PPQ和胍胶对低渗透率储层伤害较大,清洁压裂液对储层的伤害则较小。     

低渗油藏水平井水泥浆体系及施工技术

水平井技术作为提高采收率、降低开发成本的一条有效途径已经在国内外得到广泛应用。水平井开发低渗透油藏能数倍的扩大油藏的泄油体积,减小生产压差,增加原油产量,但低渗油藏水平井固井一直是固井领域的难题。本文重点分析了胜利低渗油藏水平井固井技术现状、难点及攻关思路, 优选了零自由水、低失水、流变性好、直角稠化、微膨胀、防窜性能强的水泥浆体系,选用了与水泥浆体系、钻井液相容性好的冲洗前置液,采用了相应的固井技术措施,从而提高了胜利低渗油藏水平井的固井质量。     

低渗透油藏注CO2驱提高采收率预测方法

CO2驱油技术在低渗透油田中的研究已经越来越深入,无论室内实验还是现场试验证明都是可行的,不论是在高含水油藏还是低渗、特低渗油藏,注CO2能够降黏膨胀,降低界面张力,改善地层渗透率,从而提高原油采收率。该技术能够有效解决低渗油藏注水开发难的问题。国内在该技术领域的研究也越来越多,研究还发现,工程上常利用水驱特征曲线方法预测CO2驱动态指标,但水驱和CO2驱在驱油机理、开发动态特征等方面存在明显差异,导致预测结果不准确。为了增加低渗透油藏注CO2方案可靠性,根据油藏工程基本原理建立气驱采收率计算公式,并利用采出程度、采油速度和递减率的相互关系提出了气驱增产比概念,建立气驱提高采收率增幅图版,形成了低渗透油藏注CO2驱提高采收率指标预测方法。通过该油藏工程方法预测白豹油区吴26-75井区,注CO2驱油20年可提高采收率8.12%。同时,对目标区块进行三维地质建模及数值模拟研究,通过数值模拟软件计算,预测区块CO2注气速度20、30、40 t/d的情况下,20年可累计增油20.56万、22.48万、24.13万m3,可分别提高采收率7.82%、8.55%、9.18%。该油藏工程方法预测结果和数值模拟方法预测结果误差较小,可用于低渗透油藏CO2驱油产量预测和开发方案优化设计。该方法可以简单快捷计算CO2提高驱采收率指标,对区块下一步的开发及评价具有指导意义。     

低渗透油藏油水渗流特性研究

通过油水实验,分析了陕西某油田低渗透砂岩储层微观孔隙结构特征及油水两相渗流规律。根据核磁共振扫描分析表明,储层具有较强的微观非均质性,局部大通道体积小,但对渗透率有很大的影响。相对渗透率曲线表明,随着含水饱和度的增加,油相相对渗透率迅速降低,砂砾岩、含砾砂岩和粗砂岩的水相相对渗透率略有增加。中细砂岩水相相对渗透率增加,含水率快速增加,剩余油饱和度高。在岩心驱替过程中,在水驱前缘突破之前,沿程含油饱和度大幅度降低。在水驱前沿突破后,含水量迅速增加,直接进入超高含水阶段。研究成果为油水渗流特性的研究提供了依据。     

新安边地区长7主力油藏辨识

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7致密油储集层致密,孔隙结构复杂,孔隙度小,渗透率低,储集层微裂缝发育,盆地新安边地区长7油藏受沉积环境控制,砂体横向变化快,纵向隔夹层发育,主力贡献层识别难度大。综合地质研究认为,长7段页岩油具有砂泥储层大面积分布、储层致密但流体可动性较好、含油饱和度高、油质轻、气油比较高、埋藏较浅、资源量大等特点。针对新安边地区长7致密油储层,通过综合应用数理统计法和岩心观察、常规测井、核磁测井识别法,建立了主力贡献层纵向识别标准,以目前勘探成果为依据,多参数综合评价确定有利区、次有利区和不利区的阈值范围。评价结果具有很好的一致性,解决了储层单因素评价过程中出现的评价结果相互交叉、不唯一的问题,有利于对致密油储层进行合理评价。应用该结果指导水平井轨迹设计优化,取得了较好的应用效果。     

考虑启动压力的致密油水平井分段压裂后渗流规律电模拟

水平井分段压裂技术是致密油开采获取经济产量的有效手段,同时需克服启动压力后才能保障完整的渗流过程。基于水电相似原理,采用二极管击穿电压模拟致密油启动压力,自研了一套考虑启动压力的致密油水平井分段压裂后渗流规律电模拟装置。通过模拟结果分析,考虑启动压力后,变相地减少了致密油藏供给边界压力;致密油渗流过程压力损耗主要包括启动压力和基质渗流阻力。     

一种储层裂缝定量预测模型的研究

针对致密性储层裂缝中油气井产能预测准确度较低、难以满足实际工程需求的问题,基于对储层裂缝流体渗流过程的分析,提出一种储层裂缝定量预测模型。该模型针对无限水平储层和有限水平储层不同地质特点分别推导出水平井产能计算预测公式,并在预测公式中有机结合了储层径向流、裂缝线性流和裂缝径向流的流量计算。经过试验验证,储层裂缝定量预测模型的预测产量误差为13%,符合产能预测的要求。