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水锁效应即毛细管弯液面两侧非润湿相压力与润湿相压力之差。水锁伤害主要由毛管压力和贾敏效应产生的附加压力引起。水锁效应的影响因素主要包括含水饱和度、压力、岩石润湿性、水相侵入深度和压差等。室内岩心水锁模拟实验结果表明,岩心水锁渗透率伤害率随着渗透率增加而明显降低,且驱替至油相渗透率稳定所需时间越长,水锁伤害越严重;含水饱和度越低,水锁伤害越严重,此时油相渗透率降低,且驱替压力升高。防水锁剂的最佳使用浓度(质量百分数)为10%,可使岩心油相渗透率伤害率降低50%~80%,驱替压力降低60%。添加醇等助剂时,5%防水锁剂可达到与10%防水锁剂相当的效果。 相似文献
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ˮ��ЧӦ�Ե�������������ƺͽ������ 总被引:28,自引:7,他引:21
低渗透特低渗透油藏普遍存在着水锁损害,而且渗透率越低,水锁伤害越严重;造成水锁效应有内在和外在两方面的因素。储层致密、孔隙喉道小,油藏压力低、存在绿泥石薄膜状的孔隙衬边结构是造成储层产生水锁效应的内在因素;驱动压差小、外来流体与岩石的润湿角小、粘度大及油水界面张力大是造成储层产生水锁效应的外在因素。渗透率越低,孔喉半径越小,油层压力越低,越容易产生水锁损害,且越难以解除其损害。通过室内实验研究认为:提高排液速度可以提高渗透率的保留率,抑制水锁效应;向油层中挤注一定的表面活性剂体系工作液,可以有效地提高油相渗透率的保留率,减弱和部分消除水锁效应;在注入水中加入优化后的表面活性体系,可以改变低渗透油藏流体的渗流特性,可以有效地增大油水两相同流区,改善其水驱开发效果。 相似文献
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砂岩气藏水锁效应实验研究 总被引:4,自引:0,他引:4
从气水相对渗透率实验入手,考虑了水锁实验的实验条件,研究了不同实验条件对气体渗透率恢复率的影响。实验表明,驱替气源中水饱和蒸气压条件及初始气驱压力等对水锁实验结果有影响,其表现形式多样,使通常水锁实验得到的渗透率恢复率具有部分随机性。通过水锁损害机理分析,借用气相对渗透率与含水饱和度关系,提出了判断气藏是否会产生水锁损害的指标,并将其应用到盐城新开发气田中。 相似文献
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针对影响塔里木油田高温、高盐、高压致密砂岩气藏开发效果的水锁效应,在现有技术的基础上筛选并复配了适用于该气藏的高效防/解水锁剂,配方为:0.1%改性烷基糖苷+0.02%氟碳表面活性剂+4%甲醇。利用致密砂岩气藏天然岩心,通过自吸实验、驱替实验和液相滞留实验,开展高效防/解水锁剂评价。实验结果表明:复配体系具有较好的吸附性和表面活性,处理后岩心自吸能力大幅度减弱,岩心含水饱和度降低了15%以上;随着驱替压力的升高,岩心渗透率增加;驱替压力为3.445 MPa时,处理前后岩心气测渗透率平均改善率在50%以上;在相同驱替压力下,与处理前相比,岩心的渗流能力增强,含水饱和度下降,大大减轻了岩心的水锁效应。该复配体系的研究,对恢复和提高致密砂岩气藏的产能,有一定的技术指导意义。 相似文献
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基于动态渗透率效应的低渗透油藏试井解释模型 总被引:7,自引:4,他引:3
对于低渗透油藏,驱替压力梯度较小时,渗透率和启动压力梯度随着驱替压力梯度的增加而增加;当驱替压力梯度大于某临界值时,渗透率和启动压力梯度不再发生变化,保持为常数。基于这种动态渗透率效应,建立了低渗透油藏的试井解释模型,并采用数值方法进行了求解。计算结果表明,在相同最小和最大渗透率条件下,动态渗透率效应持续时间越短,对应的启动压力梯度越大,则压力响应及其导数曲线抬升越大;比基于启动压力梯度的试井解释模型的压力响应及其导数曲线抬升幅度要平缓很多,计算结果更加符合实际情况;比封闭边界效应使导数曲线抬升的幅度要小且时间要早,分辨点明显。 相似文献
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低渗透储层水锁效应的解除 总被引:2,自引:0,他引:2
解除生产压力接近毛管吸入压力的低渗透气藏的水锁要花费相当长的时间。气井水锁效应的解除发生在两个区域: 通过流动气体蒸发, 将流体从地层中驱替出; 地层流体随压力下降变成欠饱和流体。在盐水饱和的岩心上进行了气体驱替实验。随着室温下长时间的气体注入(高达100000PV),气体相对渗透率增加。在注入50 ~100PV的气体后加入甲醇, 可提高温度及孔隙渗透率从而加快水锁的解除。岩石润湿性的改变从水湿到油湿同样促使气体相对渗透率的快速恢复。通过实验发现, 以下措施可改进水锁解除的进行: ①影响盐水驱替, 如改变润湿性; ②加快蒸发速度, 加入类似甲醇之类的挥发性溶剂。已经发现改变岩石润湿性同样会影响盐水及甲醇的蒸发速率。该项研究对影响气体相对渗透率的诸多因素进行了量化, 如岩石渗透率、润湿性、表面张力、温度。该项研究结果有助于选择一种合理的方案解除在钻井、酸化、压裂过程中造成的水锁效应, 并且推荐了向地层注入表面活性剂或溶剂来解除水锁的几种方法。 相似文献
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低渗透砂岩油藏水锁伤害研究 总被引:10,自引:0,他引:10
针对低渗透砂岩油藏受低孔、低渗的制约,在开发过程中储层极易受到水锁伤害的特点,对低渗透砂岩岩心进行了水锁伤害研究。分析了产生油井水锁伤害的机理,建立了水锁试验评价方法,研究了水锁伤害的规律和程度。试验结果表明,低渗透岩心经外来水侵入后,油相渗透率将产生比较严重的伤害,渗透率下降范围在7%~60%之间,流动压力升高1~3倍。针对这一情况,研制开发了解除水锁伤害的化学剂。室内岩心物模试验证明,研制的化学剂水锁伤害解除率达85%,经现场应用取得了显著效果。 相似文献
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杭锦旗地区致密砂岩气藏水锁伤害评价及防治对策 总被引:1,自引:0,他引:1
以鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界致密砂岩储层为研究对象,结合工区储层工程地质特征,开展室内岩心水锁伤害以及相渗实验,分析孔隙度、渗透率、束缚水饱和度等因素对水锁伤害影响。实验结果表明:水锁伤害程度与渗透率、束缚水饱和度呈负相关,与储层伊利石含量正相关;太原组、山西组的水锁程度明显大于下石盒子组,伤害率基本都在40%以上,毛管自吸和天然裂缝的作用强化了水锁储层伤害。并提出相应的防治措施:控制压裂规模,减少水相与储层接触时间,添加防水锁剂、液氮等方式降低水锁伤害。 相似文献
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水锁效应是影响气井生产开采的重要因素,在低渗透、特低渗透的致密砂岩气藏中,由于孔喉细小,水锁效应影响更加显著。根据致密砂岩气藏储层岩石中液相流体的开采前后受力特征;探讨了致密砂岩气藏生产过程中水锁效应的发生机理。利用高压压汞、气水相渗等实验分析资料,分析了压力与含水饱和度以及气相相对渗透率的关系;结果表明:压力与含水饱和度呈良好的指数关系,而压力与气相相对渗透率呈明显对数关系。随着生产压差的增大,会导致含水饱和度的升高,而含水饱和度的升高使得气相渗流能力降低,最终造成了水锁伤害程度的加重。合理的控制生产压差对于减轻气井生产过程中水锁效应,延缓气井见水有着重要意义。 相似文献
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目的随着苏里格气田规模化开发,开采过程中因水锁效应导致的低产低效气井逐年增多,针对苏里格桃X区块生产需求和气藏水锁问题,进行气井储层水锁伤害解除技术对策研究。 方法通过开展室内药剂研究,采用氟碳类和两性离子型表面活性剂、润湿反转剂等体系复配 研制出适合该区块的解水锁剂。 结果苏里格桃X区块渗透率极低,平均含水饱和度45%左右,水锁指数小于0.3,水锁强度中等偏强。解水锁剂能够使岩心的润湿性由亲水逐渐变得疏水,接触角增大10°,有效改变了岩石润湿性且能够降低储层流体界面张力,储层渗透率最终能够恢复至原来的93.86%,现场试验后单井日均增产0.409 7×104 m3。 结论该体系解水锁剂适用于研究区块,能有效解决气井水锁问题。 相似文献
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针对低渗透储层因水锁引起的地层伤害问题,开展了解除水锁伤害的研究。分析了产生油井水锁伤害的机理,同时考虑界面活性和破乳性能研制出一种高效水锁解堵剂,对其制备方法、性能评价以及解除水锁伤害实验进行了研究。评价结果表明,该产品能够有效降低油水间界面张力,使油水界面张力达到6.089×10-3 mN/m,同时具有良好的破乳性能,3 h内对模拟原油乳状液的破乳率达90%以上;岩心物模实验证明,水锁解堵剂对水锁伤害后岩心的渗透率恢复率达85%以上,能够有效地解除乳化堵塞和水锁效应对地层渗透率的伤害。 相似文献
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为了定量评价低渗透气藏潜在的水锁损害,基于相对渗透率和启动压力梯度模型,建立了低渗透气藏水锁损害定量评价模型,分析了水锁损害深度、启动压力梯度和应力敏感对水锁损害程度的影响。分析发现,该模型的预测结果与致密砂岩水锁损害实验结果吻合较好;水锁损害深度越大,潜在的水锁损害程度越严重;流体启动压力梯度越大,液相越难以返排,添加表面活性剂能够提高流体返排效率;高返排压差有利于液相返排,但应力敏感可能导致水锁损害程度增大,在启动压力梯度较低时影响尤其明显。研究结果表明,水锁损害是水相滞留引起的气相相对渗透率降低与应力敏感导致的绝对渗透率降低协同作用的结果,确定合理的返排压差能够减轻水锁对低渗透气藏的损害。 相似文献
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红河油田长8油藏具有典型的低孔特低渗储层特点,储层孔喉细小,天然微裂缝发育,入井液易污染储层。裂缝发育区主要在断层带附近分布。红河油田长8油藏水平井在钻井、完井、压裂过程中,带入许多外来流体,外来流体通过断缝系统侵入储层易产生水锁伤害、粘土膨胀与运移伤害、沉淀堵塞伤害、压裂残渣伤害以及微裂缝发育引起压裂液大量滤失导致砂堵等多种伤害。通过对储层地质特征认识,储层伤害机理及因素分析,从而确定红河油田长8油藏伤害主要以水锁伤害为主。并提出抑制和解除水锁伤害的方法。 相似文献
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应用铸体薄片、恒速压汞、高压压汞、气水相渗、水锁伤害、应力敏感等分析测试技术,对鄂尔多斯盆地上古生界二叠系石盒子组盒8段储层微观孔隙结构及渗流特征进行了分析,对钻井、储层改造、气藏开发等工程工艺措施提出了针对性改进建议。结果表明:盒8气藏为致密砂岩气藏,储层孔隙半径分布曲线主峰为70~200μm,喉道半径分布曲线主峰为0.2~2.2μm,属大孔、中_细喉储层;渗透率>1×10-3μm2、(1.0~0.5)×10-3μm2、(0.5~0.1)×10-3μm2、(0.1~0.01)×10-3μm2等4个级别储层中,由半径<0.062 4μm喉道控制的孔隙体积分别占总孔隙体积的18.8%、38.4%、57.3%、71.6%,小喉道控制的孔隙体积比例高;喉道半径大小决定了储层渗透率高低,也控制了渗流特征,水锁和应力敏感是影响盒8致密砂岩储层渗流能力的主要因素;盒8气藏压力系数低,加之储层强亲水,易发生水锁伤害,气相渗透率随含水饱和度升高急剧降低;盒8段储层管束状、缩颈状喉道发育,易发生应力敏感伤害,应力敏感伤害率为40%~80%;盒8致密砂岩气藏储层改造应广泛采用体积压裂以减弱小喉道对孔隙的控制,在钻井、储层改造过程中应尽量避免使用水基工作液,多采用欠平衡作业等措施,减少或避免水基工作液侵入。开发生产过程中应尽量避免大压差生产和频繁开关井,主动排水采气,以保护储层,提高采收率。 相似文献