川西地区新场气田储层伤害因素研究

四川新场气田蓬莱镇组和沙溪庙组属于低渗、高束缚水饱和度气藏,测试表明储层存在较为严重的伤害问题,因此开展了储层伤害因素分析和试验研究。研究结果表明,主要伤害因素为外来液体引起的水锁、水敏伤害,碱敏伤害次之。针对伤害因素,提出了相应的建议。     

储层水敏性损害及其影响因素研究

采用X衍射对粘土矿物分布及产状进行分析研究与储层敏感性评价流动试验研究相结合，对新沟咀组储层进行了水敏感性研究，并与人造岩心试验进行对比。对使用离心机试验进行敏感性研究从理论和实验两方面进行了深入研究，总结出了一套实用的敏感性微观评价技术。研究认为，储层的水敏性损害除与膨胀性粘土矿物的含量、产状等因素有关外，还与共生水和矿化度有很大关系，并从理论上对这一观点进行了分析与阐述，得出了一套行之有效的改善储层水敏损害的方法，对新老注水井均有一定的实用价值。在沙27、马25井区推广应用，有效地预防了地层损害，获得了较好的经济效益。     

莫里青高凝油储层的压裂增产技术

莫里青断陷属强水敏的高凝油汪藏，原油凝固点大于45℃，含蜡量大于40％，粘土矿物复杂，水敏性较强；渗透率和孔隙度较低，采用常规压裂设计思路和常规压裂液体系，难以聚得好的压裂效果。在系统分析储层特性，以往压裂实践的基础上，提出了一套强水敏高凝油油藏的压裂优化技术及适合储层的压裂液体系，该技术使用保护储层加热的预前置液，防止压裂液降温引起原油结蜡伤害储层；使用水力裂缝优化技术，优化裂缝支撑半缝长；使用多级渐进式加砂程序和较高的砂液比提高裂缝的导流能力，使用复合的粘土膨胀，选用快速破胶，彻底反排的优质压力以减少压裂液储层的伤害，该技术在莫里青断陷实验3井次，取得了明显的增产效果。     

抽油机井暂堵热洗工艺初探

针对水敏、低压抽油机井热洗伤害问题，引入屏蔽暂堵工艺，实验筛选出DCX-01暂堵剂，在韦2—4等四口井进行暂堵热洗试验，与抽油机井常规热洗效果相比，一次性减少原油损失298t,取得了较好的试验效果，为解决抽油机井热洗对油层的伤害进行了有益的探索。     

煤气储层应力敏感、速敏和水敏性研究

研究了煤岩储层的应力敏感、水敏和速敏。结果表明,煤岩对应力的敏感规律与砂岩类似,但煤岩是有机质,骨架容易压缩,所以敏感性比砂岩强烈;煤岩疏水接触角为78°~85°,水作为非润湿性流体,不能使孔隙表面疏水性微粒脱落和运移,故无速敏;煤岩在不含水敏性粘土矿物时为无水敏或弱水敏。     

潍北油田地质特征与钻井液配套应用

在潍北油田的钻井施工中普遍存在以下问题：平原组流沙层易造成表层套管下入困难,明化镇组、馆陶组含砾砂岩易堵钻具水眼,沙四段、孔一段地层红泥岩、石膏层段易造成钻井液污染,孔二段地层泥岩微裂缝较发育易出现剥蚀掉块;大斜度定向井井眼清洁难度大;储层为中—强水敏,加大了油气层保护难度。通过提高聚合物钻井液的抑制性、强化固控设备的使用、分段调整钻井液性能等措施解决了以上问题,保证了该地区钻井施工的顺利。     

重庆页岩气参数井施工工艺

通过页岩气参数井钻探施工,总结在页岩气参数井领域采用多级绳索取心技术施工工艺,探讨水敏性地层施工的关键技术,为今后在该领域的同类工程施工提供参考。     

渤中28-2南油田注水过程中储层损害机理分析

清水、生产污水混合回注是海上油田早期普遍采用的注水开发方式。渤中28-2南油田清水产自馆陶组,矿化度8514.7 mg/L、水型为CaCl₂;污水为产自明化镇组的地层水,矿化度6605.7 mg/L、水型为NaHCO₃。本文以该油田为例,利用储层敏感性矿物分析、敏感性实验、清污配伍性实验、室内岩心驱替、平台水质调研等参数综合分析了油田注水过程中的储层损害机理;并针对海上油田注水的特点,建立了一套评价油田注水过程中储层损害机理研究的方法。渤中28-2南油田注入强度大,造成速敏性损害是影响注水效果的重要原因。静态配伍性评价结果表明,80℃时单一清水的总垢量为27.0~70.5 mg/L;当温度从80℃降至60℃,平均总垢量从70.5 mg/L降至18.3 mg/L,清水自身结垢能力较强。当清水和地层水以不同体积比混合后,悬浮垢、沉降垢及总垢含量均随地层水比例的增加呈先增加后降低的趋势,在1:1时出现峰值。悬浮垢、沉降垢主要为CaCO₃。动态配伍性评价结果表明,清水对岩心的渗透率损害率为41.11%~89.36%。清水在注入地层后会与地层流体发生不配伍现象,产生钙质垢,堵塞渗流通道,导致注水困难。同时由于平台污水处理时间短,处理量大,导致目前的水处理系统含油率不达标等是注水达不到配注量的关键因素。针对性提出预防储层损害的措施和手段,以提高注水井的吸水能力,保证油田注采平衡。     

崖城气田储层特征及敏感性研究

针对崖城气田钻井过程中出现的油气层损害等复杂情况,在综合分析研究气田预探井储层岩心资料的基础上,采用X射线衍射、滴定分析、PVT测试等方法,详细描述了储层构造特征、温度压力特征、孔渗特征、流体特征及黏土矿物特征,同时通过速敏、水敏、酸敏、碱敏、应力敏等敏感性试验,系统评价了储层潜在损害因素类型和敏感性程度。试验结果表明:储层临界流速为0.5 m L/min,为弱速敏;最低临界矿化度为9 485.7 mg/L,具有中等程度的水敏损害;储层岩心对盐酸表现出中等偏弱酸敏,土酸则呈现为无敏感性;临界p H值为9,储层为弱碱敏;储层存在弱的应力敏感,临界压力在9~11 MPa。     

特低渗透油藏注水粘土稳定剂及评价方法——以海拉尔盆地贝尔油田为例

粘土膨胀与运移是特低渗透水敏地层注水开发过程中的突出问题.以平均渗透率为1.83x10-3 μm2的贝尔油田为例,采用天然岩心对地层的水敏性及粘土稳定剂进行了研究,并且对目前广泛采用的粘土稳定剂静态与动态评价方法在特低渗透油田的适用性进行了探讨.分析了水敏导致的渗透率损失对中、高渗透油藏与低渗透油藏产生的不同结果及其原因.通过对3种不同类型粘土稳定剂评价结果,发现室内合成的粘土稳定剂SN的防膨性能优于氯化钾、聚二甲基二烯丙基氯化按及环氧氯丙烷与二甲胺共聚物3种粘土稳定剂.实验结果表明:贝尔油田存在中等程度水敏性,粘土稳定剂SN对其具有较好的防膨效果.水敏对于特低渗透油藏渗透率的影响要远大于中、高渗透油藏.特低渗透油藏粘土的少量膨胀,会导致渗透率的大幅度降低.单纯的静态粘土稳定剂评价方法不适合特低渗透油藏注水过程中所用粘土稳定剂评价,应结合动态评价的实际渗透率损失结果进行粘土稳定剂优选.