关于液体欠平衡钻井的储层损害评价

对液体欠平衡钻井中的储层损害因素进行了分析，得出其主要损害方式为自吸损害、非连续欠平衡钻井产生的侵入损害、岩石表面釉化损害、水平井中大裂缝重力作用下的侵入损害等。建立了液体欠平衡钻井储层损害评价实验模拟的方法，并进行了液体欠平衡钻井和短时间过平衡钻井对储层的伤害实验。结果表明，持续负压状态完钻的井可获得较高的渗透率恢复率，短时间过平衡压差钻井可能会严重损害储层。     

非均质储层原油分布与产液特征关系探讨

非均质储层中原油分布受制于渗透率级差、注油速率、充注模式和充注量等因素.明晰原油分布的影响因素与产液特征的关系,并认识储层润湿性、孔隙结构和油质条件对储层产液的影响,才能准确地预测产液特征.该文从生产实例出发,论述了影响非均质储层中原油分布的诸多因素与产液特征的关系,提出了生产中应注意的问题及建议,以期为勘探开发方案的制定提供有利依据.     

水平井产能的影响因素

本文综述了水平井产能的４种计算方法，并给出了当储层存在差渗透率各向异性，井偏心或地层损害时修正的产能计算公式。通过计算实例和现场数据定定量地评价了储层厚度，水平段长度，储层渗透率各向异性指数，偏心距和地层损害等对水平井产能的影响。分析结果表明，以上影响因素之间是相互关的。总体来看，地层损害是影响水平井产能的主要因素。     

低渗透凝析气藏储层损害特征及钻井液保护技术

低渗透凝析气藏储层孔喉细小,渗透性差,黏土含量高,非均质性严重,因而容易因各种入井工作液侵入储层造成水敏、水锁等损害,并经常发生其特有的反凝析损害。结合吐哈油田巴喀低渗透凝析气藏,系统分析了低渗透凝析气藏的储层损害特征。室内评价实验表明,水锁是该储层的主要损害因素之一,渗透率损害率为65.23% ~ 91.01%。在该区原用聚磺钻井液基础上,优选可有效降低油/水界面张力的表面活性剂,应用成膜技术与理想充填 “协同增效”的储层保护新方法,优化设计出保护储层低损害钻井液;通过开展配伍性、动态污染等实验对该钻井液的储层保护特性进行了评价。室内实验结果表明,该钻井液具有良好的流变性与配伍性,可使储层岩心的渗透率恢复值从63.2%增至84.7%,具有明显的储层保护效果。     

油气藏水相圈闭损害预测新方法——相圈闭系数法

准确预测水相圈闭损害是储层保护技术和增产改造措施优选的基础。目前的预测方法，如渗透率损害率、水相圈闭损害指数和总水体积等，多用来预测油层水锁损害，且因考虑因素不够全面或使用不够简便，而不能较好地预测水相圈闭损害，尤其是致密气层的水相圈闭损害。根据初始含水饱和度、储层压力、流体性质和储层孔隙结构等对水相圈闭损害的影响机理，提出了预测水相圈闭损害程度的相圈闭系数法，研究了其对渗透率、初始含水饱和度和压差的敏感性，给出了预测标准。相圈闭系数是无因次量，具有考虑因素全面、实用简便、易于推广等特点，已经应用到致密气藏水相圈闭损害预测，并取得了较好效果。     

沁南地区高煤阶煤储层水敏效应及其控制因素

在煤层气开发过程中,工作液与煤储层不匹配时会造成水敏效应,导致煤储层渗透率降低,影响煤层气井产能。对煤储层进行水敏效应评价并探讨其主控因素,对提高煤层气开发效率具有重要意义。沁南地区高煤阶煤储层具有低孔低渗透特征,常规水敏实验方法已不适用,因此研究提出了煤储层水敏评价的新方法,采用气测渗透率取代传统的水测渗透率来表征煤岩水敏损害程度,并对沁南地区典型煤岩样品进行了测试。结果表明:沁南地区煤储层水敏损害率介于弱敏感到中等偏强之间,且以弱敏感为主;制约水敏效应的因素有煤储层渗透率、粘土矿物含量和粘土矿物赋存方式;煤储层渗透率越低,粘土矿物含量越高,水敏损害率越大。煤储层中粘土矿物的赋存方式有2种:煤岩裂隙填充与煤岩基质中植物细胞腔填充,且粘土矿物填充于煤岩裂隙的水敏损害程度高于填充于煤岩基质的水敏损害程度。     

储气库不同类型砂岩储层压敏特征及其影响因素

储气库库容和产能受多种因素影响，孔隙度和渗透率是其中的主要因素。为了揭示储气库不同类型砂岩储层在储气库工况下孔隙度和渗透率变化特征，针对渤海湾盆地辽河坳陷S储气库5块不同类型砂岩样品，开展应力敏感对比实验研究。结果表明，该储气库储层孔隙度与渗透率随有效应力的增加而减小，进而影响储气库的库容与产能，可以用孔隙度和渗透率的损害率来表征储气库库容和产能的损害程度。首次提出了表征库容与产能的损害因子，可用于定量评价交变载荷工况下储气库的库容和产能。S储气库储层孔隙度和渗透率损害率随有效应力的增加呈线性增加，泥质粉砂岩储层孔隙度应力损害率最大，中砂岩储层孔隙度应力损害率最小。该储气库泥质粉砂岩储层渗透率损害率同样也最大，且自身渗透率过低，应急保供时这类储层贡献较小；中砂岩储层渗透率损害率最小，对调峰保供能力影响不大。通过研究，明确了应力对储气库库容的定量化损害程度。依据不同类型储层的损害率合理优化储气库运行工况，可实现储气库库容和产能最大化。     

低渗透油藏非达西渗流视渗透率及其对开发的影响

低渗透储层渗流具有非达西特征和启动压力梯度,是研究低渗透储层开发过程中问题的基础。文中探讨了低渗透储层非达西渗流机理,研究了低渗非达西渗流特征所引起的视渗透率变化。结合储层渗流特征和工程因素等方面研究了注水开发低渗透油藏所引起的视渗透率变化,并给出了改善低渗透储层开发效果的途径。研究表明,储层渗透率变化受多种因素影响,生产中所表现出来的现象是各种影响因素综合作用的结果。采取综合治理措施,减小各种不利因素的影响,有利于改善低渗透油田的开发效果。     

硅酸盐钻井液的储层保护技术研究

硅酸盐钻井液对储层的不可逆严重损害是影响其推广应用的主要因素。通过硅酸盐、无机盐、土粉、加重剂和pH值对储层损害的影响分析认为,硅酸盐与钻井液中的金属离子生成不易酸化的多元复合沉淀及溶胶（凝胶）堵塞油气通道是造成储层损害的主要原因。对硅酸钻井液的储层保护技术进行探索,并提出以替换、稀化、缓释、屏蔽、溶解等技术措施提高储层渗透率恢复值,解决硅酸盐钻井液储层保护能力不足的问题,促进硅酸盐钻井液体系的推广应用。     

致密砂岩储层压裂液损害机理探讨

大牛地气田储层为典型的致密砂岩储层,自然产能低。在压裂过程中,压裂液不可避免地进入储层．造成储层损害从而影响压裂效果。文中针对工区低孔、低渗、低压、黏土矿物丰富、毛细管力高、局部存在超低含水饱和度等特征,开展了压裂液室内评价实验,深入分析了液相圈闭、固相侵入、黏土矿物运移、敏感性损害、压裂液与储层的配伍性等因素对储层损害的影响。实验表明：液相圈闭和固相损害是造成储层损害的主要原因;毛细管自吸、黏土矿物运移、碱敏和固相沉积等加剧了液相滞留和孔喉堵塞,减小了孔喉有效渗流,使得储层渗透率下降;储层物性越差,非均质性越强,液相滞留越严重,造成储层损害严重．返排效果越差,     

裂缝性砂岩油藏流固耦合渗流的等效介质模型

根据等效思想 ,给出了裂缝性砂岩油藏等效渗透率张量和变形场等效力学参数的计算方法 ,建立了油藏渗流和变形的等效连续介质模型 ;通过分析渗透率与应变之间的耦合关系 ,得到了裂缝性砂岩油藏流固耦合渗流计算的数学模型 ,并给出了计算方法。实例应用验证了所建模型的正确性。研究成果对认识裂缝性砂岩油藏的渗流规律有重要意义     

考虑高速非达西效应的油水相对渗透率计算模型

油水相对渗透率是描述储层多孔介质油水渗流的重要参数,高产的高孔高渗油藏在近井地带可能会发生单相或两相的非达西渗流,以致于在常规条件下得出的相渗曲线并不能准确地表达该类油藏的渗流特征,导致产能评价及预测不合理。通过考虑高孔高渗储层多孔介质的油水渗流特征,建立了考虑高速非达西效应的高孔高渗油藏非稳态油水相对渗透率计算模型,进行了非稳态油水相对渗透率实验,计算了不同油相或水相非达西系数对油水相对渗透率曲线的影响,最后数模分析了高速非达西效应对高孔高渗油藏的影响。研究表明,水相对油水相对渗透率曲线的影响较为显著,非达西效应的影响在油水相渗曲线的两端更为明显。两相高速非达西效应虽然降低了油藏的总体产液量,但是抑制了产水,增加了产油量,与单相高速非达西效应相比,两相高速非达西效应对油田生产并不一定具有负面作用。     

多氢酸体系酸化效果的室内试验研究

针对渤海辽东湾某区域油井采用常规酸液体系进行酸化处理效果不佳的现状,开展了多氢酸氢离子浓度测定以及多氢酸体系的溶蚀率、润湿性、流动效果等室内试验研究。结果表明:多氢酸原液的氢离子浓度较高,可以保证酸液体系中具有充足的氢离子与氟盐反应生成氢氟酸;多氢酸体系对石英的溶蚀率大大高于土酸和氟硼酸体系,而且对粘土矿物具有抑制反应速度的作用;多氢酸体系可以保持地层的水湿性质,不会对储层的油气渗流产生不利影响;多氢酸体系对砂岩储层的酸化效果要好于土酸和氟硼酸等常规酸液体系,应用多氢酸体系进行酸化处理后的岩心渗透率比可达3.0。采用本次试验研制的新型多氢酸体系对渤海辽东湾3口油井进行酸化处理,单井增油效果明显。     

孤东浅层气藏相对渗透率伤害影响因素分析

孤东浅层气藏具有厚度薄、胶结疏松、边底水活跃等特点,水侵和出砂等因素对气藏相对渗透率造成不利的影响,致使气井产能和气藏规模递减加快。结合典型井生产动态资料,分析了底水锥进、井筒积液反渗、出砂堵塞及水砂复合等因素对储层渗透性能伤害机理。研究表明：底水锥进、井筒积液反渗等水侵现象的发生,导致近井带气相相对渗透率降低,油压、套压同步下降,气井生产压差增大,渗流阻力增大;气藏产水后,储层中黏土矿物遇淡水极易膨胀和运移, 胶结变差,储层易出砂,堆积并堵塞近井带地层孔喉,造成渗透率降低。该研究成果为制定孤东地区浅层气藏开发技术措施提供了依据,同时为同类型气藏的开发研究提供了借鉴。     

产液量调整对ICDs完井水平井限流效果的影响规律

目前ICDs(Inflow control devices)完井水平井在国内边底水油藏的应用越来越广泛,取得了良好的控水增油效果。但产液量变化对ICDs完井水平井限流效果的影响尚没有系统研究,这在一定程度上限制了该技术的推广应用。为此,文中从井筒变质量流出发,建立了一套双流道耦合的ICDs完井水平井的数学模型,并进行了求解。在此基础上,参照胜利油田孤东某区块水平井的实际参数,研究了产液量调整对ICDs完井水平井限流效率的影响。结果表明:产液量调整对限流效率的影响与平均渗透率关系较小,而与渗透率级差显著相关;渗透率级差越大,产液量调整对限流效率的影响越小;当产液量增加时,限流效率的降幅较小,而当产液量降低时,限流效率的降幅较大;以限流效率90%为界,在平均渗透率为1320×10^-3μm^2的条件下,渗透率级差为6时,产液量偏离度上限为46%,但当渗透率级差为2时,产液量偏离度下限仅为-19%。     

The effect of fracture characteristics on reduction of permeability by asphaltene precipitation in carbonate formation

Crude oils produced in many parts of the world contain asphaltene. Asphaltene plugging is a known cause of near-wellbore formation damage. The deposition phenomenon of asphaltene has been extensively investigated in homogenous porous media. However, we have not found any reported experimental work on asphaltene plugging in naturally or artificially fractured reservoirs. The main objective of this study is to investigate the effect of fracture characteristics on reduction of permeability by asphaltene deposition in carbonate formation.A single fracture system is made with different fracture characteristics such as porosity, permeability, and fracture angle using saw-cut limestone core samples with metallic plate. The fracture aperture was kept constant for most of the studied systems. The effect of flow rate, fracture angle, matrix to fracture permeability, asphaltene concentration, and the state of stress on the retained permeability is presented. Different fracture angle orientations of 45°, 90°, and 180° relevant to the flow axis were investigated. A noninvasive imaging technique—scanning electron microscopy (SEM)—was employed to visualize changes on the surface of the fracture as a result of aspheltenic crude oil flow through the system.     

不同温度下泡沫对气液相相对渗透率的影响

泡沫能够有效封堵高渗透窜流通道,泡沫驱是一个多相流动的过程,而相对渗透率是表征多相渗流的重要参数,泡沫驱相渗规律的研究对稠油热采工艺具有重要意义。测定了不同温度下泡沫封堵压差随气液流量比的变化,分析了不同气液流量比下泡沫封堵压差的变化及温度的影响;利用稳态法测定了不同温度下泡沫存在和不存在时气液相相对渗透率曲线,研究了温度对泡沫驱中气液相相对渗透率的影响。结果表明：在实验温度范围内,温度越高,泡沫的封堵效果越好;在气液流量比为2～4时,泡沫的封堵压差最大,封堵效果最好;泡沫不影响液相相对渗透率与含液饱和度的关系,但泡沫使得液相相对渗透率整体偏小;当含液饱和度低于临界含液饱和度时,泡沫对气相相对渗透率无影响;当含液饱和度高于临界饱和度时,气相相对渗透率相较于无泡沫作用时降低了2～3个数量级;在实验温度范围内,随温度的升高,液相相对渗透率的变化很小,但气相相对渗透率的临界含液饱和度变大,并且曲线的平缓段所对应的气相相对渗透率降低。     

An Experimental Study of the Effects of Salt Solutions on Formation Damage in a Water Injection Operation in Petroleum Reservoirs

Abstract

Many laboratory studies show that numerous variables related to crude oil, reservoir rock, and salt water exists that affect production rates. Meanwhile, many observations have shown that the combination of salt-water properties and injection conditions has a prominent effect on the microscopic displacement of crude oil by injecting water. A crucial reduction of injectivity of wells may occur due to formation damage during the process of water injection in petroleum reservoirs. Therefore, study of the effect of different salts in the injected water on the level of permeability reduction of reservoir rock and formation damage and the corresponding reduction of oil production is critical. The authors investigated the effect of salts including NaCl, KCl, CaCl₂, and MgCl₂ on reduction of the permeability of formations in different temperatures, flow rates, and concentrations. Also, a comparison of the type of salt in the same conditions was performed. Moreover, different solutions were made by a combination of salts including NaCl, CaCl₂, and KCl and the solutions were compared based on the permeability reduction at the same concentration, temperature, and flow rates. At the end, of interesting suggestions were proposed regarding the composition and conditions of injected water to minimize formation damage and increases crude oil production.     

Flow simulation considering adsorption boundary layer based on digital rock and finite element method

Due to the low permeability of tight reservoirs,throats play a significant role in controlling fluid flow.Although many studies have been conducted to investiga...