疏松砂岩注水开发储层物性变化特征——以孤岛油田为例

油田开发过程中,由于长期的注水开发,储层骨架颗粒、胶结物和油藏流体与注入水的作用,以及油层温度和压力的变化,油藏储层孔隙结构发生了较大变化,使注水后的储层与注水开发前在物性、孔隙结构、润湿性、非均质性等方面有较大差异。孤岛油田砂岩储层以高孔、高渗、疏松胶结为主要特征,通过对孤岛油田中一区11J11井区的低含水期、中高含水期和特高含水期的物性研究发现:(1)注水开发使储层物性不断得到改善,且越到后期改善效果越明显;(2)开发初期相互之间有关系的储集层属性,特高含水期的关系更加明显;开发初期相互之间没有关系的储集层属性,特高含水期也表现出了一定的关系;(3)由低含水期到特高含水期河道微相的渗透率增长速度快,河漫砂、边滩与天然堤微相的渗透率增长速度慢,注水开发使储层差异性更大,规律性增强。     

通过模拟砂岩压实作用和石英胶结作用预测孔隙度

目前，定量预测储集层品种的有效技术仍局限于应用于特定地区，特定岩特的地层单元，或者需要输入约束性很差或难以获得的数据。我们开发了压实和石英胶结构的正演数字模型，这种模型为预测成熟盆地和边远盆地的石英砂岩和富含韧性颗粒砂岩的孔隙度提供了合适的通用方法。     

温度及渗流对疏松砂岩储层钻井液密度窗口的影响规律研究

在井壁稳定分析中,将疏松砂岩储层作为孔隙介质,依据孔隙热弹性小变形应力叠加原理,建立温度及井壁渗流等多种因素影响下,疏松砂岩储层井眼周围有效应力计算模式,结合井壁岩石破坏准则,给出了地层坍塌压力、破裂压力计算模式,研究了温度变化和井壁渗流等因素对安全钻井液密度窗口的影响规律,为确定疏松砂岩地层的安全钻井液密度窗口提供理论依据.研究结果表明,随着地层渗透性增大,地层破裂压力降低,坍塌压力升高,安全钻井液密度范围变小;井壁温度降低,地层坍塌压力和破裂压力同时降低,安全钻井液密度范围变窄;井壁温度升高,地层破裂压力和坍塌压力同时升高,安全钻井液密度范围变宽.但在温度降低及井壁渗流综合影响下,地层承压能力大幅下降,地层坍塌压力也降低,为了保证钻井安全,应适当降低钻井液密度.     

疏松砂岩制样技术与实验分析

柴达木盆地东部的涩北一号气田是我国最大的浅层生物气田，其储层琉松，岩石颗粒细，泥质古量高，多年来存在取心制样困难的问题。油田缺乏岩心实验分析参数。近年来通过采用PVC套筒密封取心技术，在多口并进行了系统取心，平均耽凸收获率达到90％以上。并采用冷冻制样技术，使柱塞岩样的制样成功率在95％以上，由此获得了大量合格的储层岩心样品进行实验分析。为气田的勘探开发提供了丰富的岩心分析数据，对气田的储量评价和开发建设具有重大的意义。     

疏松砂岩油藏大孔道中高速非达西渗流对产能的影响分析

疏松砂岩油藏在开发过程中容易形成大孔道,通过对矿场示踪剂资料的计算分析,认为大孔道中流体流动可视为高速非达西渗流;建立了存在大孔道的储层模型,计算了大孔道中高速非达西渗流的产量对储层总产量的影响,以及大孔道各种参数对产能的影响,认为厚度只有几厘米的大孔道对产量影响极大,在开发指标计算以及大孔道的识别描述中不能把大孔道中的高速非达西渗流近似看做达西线性渗流,否则会产生较大的误差。     

疏松砂岩油藏出砂应力敏感实验研究

为研究疏松砂岩储层应力敏感特征,模拟出砂对储层渗透性的影响,制作了全直径人造疏松砂岩油藏岩心,利用研制的疏松砂岩油藏应力敏感测试实验装置,采用不同驱替压差和驱动流速,模拟研究储层不出砂及出砂情况下储层渗透率和相对渗透率的变化规律。实验结果表明,疏松砂岩储层具有较大的压实空间,当轴向压缩率超过2%以后,渗透率的下降幅度均超过50%;在轴向压缩率范围内,两相共流区均从55%降低到20%,但在同样的轴向压缩率下,出砂会降低两相共流区的缩减速度。研究表明,疏松砂岩储层渗透率具有较强的应力敏感特征,适度出砂可以减小渗透率的降幅,降低油水两相共渗区的缩减速度,在一定程度上有助于保持油井产能。      

海上疏松砂岩油藏相对渗透率曲线影响因素实验分析

分析了影响渤海S油田典型疏松砂岩油藏天然岩心室内油水相对渗透率实验结果的各种因素,总结了岩心物性、实验流体性质、实验驱替方式对海上疏松砂岩油藏的相对渗透率曲线关键参数的影响。实验结果表明,岩心物性、注入水类型和模拟油黏度对实验结果影响较大,稳定流法和非稳定流法对实验结果影响较小。高渗岩心与中渗岩心相对渗透率相比,其束缚水饱和度平均值较低,残余油饱和度平均值较低,两相流动范围平均值较大,驱油效率平均值较高;模拟注入水驱油效率高于地层水,地层水高于海水;样品实验原油黏度越低,其束缚水饱和度平均值较高,残余油饱和度平均值较低,驱油效率平均值较高。     

沉积岩的压实／成岩作用和压实梯度与层间传播时间的关系

沉积岩的压实与成岩作用已经被认为是一种独立过程，从一定程度上讲，这些过程虽独立的但是它们又是相互联系的，压实是孔隙度减小的初始因素，埋藏到一定深度时，温度和成岩变化变成孔隙度连续减小的主导因素。     

疏松砂岩油层出砂问题的Monte-Carlo模拟

石油开采过程中，由于水动力的冲刷等作用引起的疏松砂岩储层出砂，会导致储层损害和产能降低，甚至造成套管损坏，油井报刻度。通过分析疏松砂岩油藏出砂发生和发展的机理，设计了出砂预测的数学模型，在此基础上，用Monte-Carlo法模拟疏松砂岩油藏出砂的发生和发展。孔隙介质的渗流数服从给定分布的随机变量。模拟结果表明，在同一生产压差下，出砂几率随并距的缩短而增大，当井距一定时，随着生产压差的增大，出砂几率增大；储层越不均匀，出砂的几率越大，但是扩展到大量出砂的几率较小，反之，储层越均匀，油藏出砂的几率越小，但是扩展到大量出砂的几率却越大，总之油藏是否出砂，不仅与生产压差有关，还的几率却越大。总之油藏是否出砂，不仅与生产压差有关，还取决于储层的非均质程度，随机模拟的结果很好地实验上印证。     

疏松砂岩气藏的开发工艺技术

涩北气田属于第四系自生自储的生物成因原生天然气藏，天然气组份中甲烷含量在98％以上，不含硫，微含氮气。储层埋藏浅、欠压实、胶结疏松、成岩性差，易出砂，这些条件限制了开发工艺技术的应用。经过工程技术人员多年的研究与探索，逐渐形成了以分层采气、防砂工艺、堵水封窜、井下节流、泡沫排液等为基础的一系列适合涩北气田的开发工艺技术，提高了涩北气田的工艺开发水平。     

超临界CO2对疏松砂岩储层物性影响的实验研究

为了评价超临界CO2注入对绥中36-1油田疏松砂岩储层物性的影响,利用改进的实验装置在地层条件下测试了岩心在注气前后的孔隙度和渗透率。结果表明:在接触反应后,储层的孔隙度、气测渗透率和液测渗透率均降低。含气饱和度为30%、50%岩心的孔隙度分别由平均值55.36%、54.84%降至55.15%、54.59%,变化率分别为-0.4%、-0.5%;其气测渗透率分别由平均值5.019、5.060μm2降至4.925、4.952μm2,变化率分别为-1.9%、-2.1%;其液测渗透率分别由平均值2.417、2.426μm2降至2.289、2.291μm2,变化率分别为-5.3%、-5.6%。在地层条件下,溶蚀产物由于CO2分压的降低生成了碳酸盐沉淀。初始孔隙度和渗透率越大,储层物性降幅越小;含气饱和度对储层物性的影响不明显。     

致密砂岩凝析气藏微观结构及渗流特征

为了搞清吐哈油田凝析气藏致密岩心的储层特征和两相渗流规律,基于恒速压汞原理研究了微观结构特征,并利用稳压安全阀设计出一套稳态法相渗实验流程开展真实油气相渗曲线研究。研究表明:孔隙半径分布因渗透率不同而差别较大;平均喉道半径、主流喉道半径和最大喉道半径随渗透率的增加而增加,喉道半径主要分布在0.6μm左右,渗透率受喉道控制,且主要由微细喉道贡献;孔喉连通性差,排驱压力高,开发难度大;束缚水饱和度较高,相渗曲线存在气体单相流动区和液体单相流动区;气相相对渗透率随着含液体饱和度增加下降速度较快;共渗区跨度平均为13.7%,等渗点相对渗透率平均为0.015;油相相对渗透率曲线较低,因此,合理控制生产压差对凝析油气开采具有重要意义。     

疏松砂岩油藏"适度防砂"技术研究

在常规防砂和出砂冷采的基础上，提出了“适度防砂”技术。论述了“适度防砂”技术的实验依据，提出了“适度防砂”技术的概念及现实意义，指出了适度防砂技术的思路及实现“适度防砂”技术需解决的几个关键问题。     

三台油田头屯河组疏松砂岩油藏可动流体赋存特征

准噶尔盆地三台油田头屯河组疏松砂岩油藏储集层孔隙结构复杂,非均质性强,流体分布差异大.为确定疏松砂岩油藏储集层可动流体赋存特征,通过测试典型岩心样品离心前后的核磁共振T2谱,定量评价疏松砂岩油藏储集层的T2截止值及可动流体饱和度.分析结果表明,头屯河组头二段储集层孔隙类型复杂,喉道细小,连通性差;根据T2谱计算,油藏的...     

疏松砂岩油藏酸化技术研究

桩106块Ng组储层砂岩胶结疏松、泥质含量高等特征，导致油层污染严重，出砂严重且防砂效果差，停产井多而频繁且难扶起。通过储层特征、敏感性评价、构建涂料砂与地层砂混配模型等，研究储层潜在损害和防砂措施；通过酸液溶蚀岩心及滤堵物试验、混配模型通酸试验等优选解堵液体系，确定了适宜该块稳定开发的“先酸后防、先防后酸”施工工艺，现场应用效果较好。     

疏松砂岩衰竭油藏完井工艺技术优化研究

地层疏松和储层压力衰竭,是目前渤海油田在调整开发过程中遇到的突出问题。针对这类油藏完井作业过程中,防砂与储层保护的技术难点,根据适度防砂的理念,采用了＂量体裁衣＂式的防砂设计,创新发展了简易PRD射孔液技术及其配套完井工艺,达到了＂适度防砂＋储层保护＂的双效目的。在绥中36-1油田的现场应用表明,此项技术有效地解决了砾石充填与防止漏失之间的矛盾,大幅度提高了单井产能,为同类油田的完井工艺技术提供了重要的依据。     

柴达木盆地疏松砂岩气层测井解释

柴达木盆地涩北气田为第四系的生物甲烷气田,埋藏深度浅,成岩作用差,岩性疏松,含泥质量,给测井解释工作带来了很大困难,根据其独特的测井响应特征,结合成岩机理研究,充分考虑泥质在疏松砂岩中的特殊贡献,找出一套以双孔隙度交会计算为基础,适合于高阻,低阻不同类型气层的疏松含气砂碉解释方法,并对其重点探井进行了解释。     

疏松砂岩油层出砂影响因素分析

油藏开发中出砂问题是影响产能的重要因素,分析油藏出砂影响因素对有效控制出砂以及选择合理的防砂方法具有重要意义.综合国内外文献及大量实例认为,地质因素、开采因素和完井因素是影响油层出砂的三大因素.进一步详细分析了油层出砂的影响因素,提出针对不同出砂原因应采取与之相对应的防砂方法.     

疏松砂岩TCP射孔工艺优化与实践研究

常规TCP负压射孔技术由于受到射孔深度、射孔压实带、作业风险高以及负压值太小等因素的限制,不足以彻底解除储层污染,使得射孔后近井地带综合表皮系数依然很高.为了解除近井地带的污染、降低射孔作业过程的风险,通过对TCP负压射孔技术进行优化,结合渤海油田高渗、胶结强度差的疏松砂岩极易出砂的防砂理论研究,提出一套针对疏松砂岩的TCP射孔优化技术--平衡射孔、大负压反涌放喷解堵工艺.在渤海油田经过近百口井作业现场实践,取得成功.     

疏松砂岩油藏化学驱技术研究与试验

曙光油田曙三区为疏松砂岩油藏,埋藏深度为950 m,储层泥质含量高达13.9%。受此影响储层压实作用差、胶结疏松,油井出砂严重,开发效果差,预测采收率仅为30.8%。针对曙三区疏松砂岩油藏已进入开发中后期,含水上升快、采油速度低等问题,开展疏松砂岩油藏化学驱相关油藏工程研究,结果表明,采用优化的化学驱配方体系,辅助系列防砂技术可有效提高采收率。将研究结果应用于6个井组的化学驱先导试验,日产油明显提高,综合含水下降14.2个百分点,有效改善开发效果。该研究为同类油藏化学驱开发提供了借鉴意义。