南海流花油田储层特征及敏感性评价

南海流花油田经过长时间注水开发后出现注水压力上升、注水量下降以及达不到配注要求等问题。为此,通过对该油田注水层段储层特征分析以及储层敏感性实验评价,找出注水过程中潜在的损害因素,并提出合理的储层保护措施建议。储层特征分析结果表明:储层岩石类型以岩屑石英砂岩、长石岩屑石英砂岩为主,黏土矿物以伊/蒙混层和蒙脱石为主;储层物性良好,属于中孔、中渗储层;地层原油性质较好,属于轻质原油,地层水型为Na HCO3水型。敏感性实验结果表明:储层临界流速为5 m L·min-1,具有弱速敏;临界矿化度为4 480 mg·L-1,储层具有强水敏;储层不存在盐酸敏感性,存在弱土酸敏;临界p H为13,储层具有弱碱敏。在油田后续注水过程中应严格控制注水速度、控制入井流体的矿化度和p H,采取合适的酸化处理措施等。     

考虑流变特性改变的水力压裂管内摩阻计算模型研究

水力压裂管内摩阻的准确计算是确定井底压力和地层破裂压力的关键。压裂过程中由于压裂液与地层之间的热交换,压裂液的流动温度会发生明显变化;而温度的改变会影响压裂液的流变特性,使得不同深度处单位长度流体流动摩阻发生改变。通过建立油管注液过程管内流体温度分布数学模型,得到了不同油管注入排量下管内液体温度沿井深的分布。结合温度对压裂液流动特性的影响实验,考虑压裂液流性指数和稠度系数沿井深的变化,建立了压裂过程中管内流动摩阻的分段计算模型。通过与现场实测摩阻数据对比,模型与传统不考虑压裂液流变特性改变的摩阻力计算模型相比更为符合工程实际。     

陕北旦八油区注水井堵塞原因分析及治理措施

为了解决旦八油区长6储层部分注水井注水压力高、注水不够的问题,通过对该储层注入水和地层水水质分析,研究注入水与地层水配伍性及固相颗粒和乳化油对储层渗透率的伤害,分析注水井堵塞原因,提出负压返吐的解堵方法并进行室内研究与现场试验。结果表明:该储层注入水和地层水都属于CaCl_2水型,注入水矿化度(27 226. 73 mg/L)高于储层临界矿化度(3 556. 54 mg/L),不会引起储层水敏伤害。注入水与地层水混合后存在较强的CaCO_3结垢趋势。固相颗粒存在侵入伤害和外滤饼堵塞伤害。乳化油伤害主要以注入端面堵塞为主。负压返吐解堵方法能够使岩心渗透率恢复至原始的73. 81%,并且现场试验效果良好。     

砂岩储层配伍性注水水质方案研究

注入水与储层岩石和流体具有良好的配伍性,是油田注水开发(特别对于中低渗透砂岩储层)过程中“注够水、注好水”的前题条件,其配伍的程度直接影响注水井的吸水能力。因此,必须根据配伍性要求,对注入水的水质进行规范。文中从注入水损害地层机理出发,阐述了评价注水水质指标的技术思路,提出了配伍性注水水质方案的决策思路,并研制了相应的配伍性注水管理软件,对提高配伍性注水的操作与管理水平具有重要的指导意义。     

地层水对不同粒径煤岩解吸-扩散影响的实验研究

利用自主研发的入井液煤岩解吸实验装置,测试了四种粒径的干煤样和地层水注入后的解吸规律实验研究。通过逐渐降低解吸压力,研究注水前后不同粒径煤样在不同压力段下的解吸百分比变化。实验结果表明,无论是否注水,煤样粒径越小,解吸量越大。在注水后,粒径越大,解吸量伤害程度越高。根据煤层气的运移机理和煤样结构分析,将不同粒径煤样分为两种尺度的煤样。对于同一尺度下的干煤样,粒径越小,在压力降落初期越容易解吸;注水后,粒径越小,在压力降落初期受到的影响越大。     

基于有限元建模技术确定注水井安全注入压力

针对气田水回注过程中,注入压力过高容易诱发套管损坏、水泥环破裂、注入水窜漏等安全、环保问题,开展了气田水回注安全注入压力计算方法研究。通过对注水过程中套管、井壁水泥环和地层受力分析,结合岩石力学实验获得的弹性模量、泊松比、抗压强度等力学参数,利用有限元法,建立考虑流固耦合的注水井有限元模型,模拟注水条件下套管、水泥环与地层的应力分布,综合确定注水井理论安全注入压力;该方法在四川盆地川中地区气田水回注井生产管理中得到了应用,可以为回注井规划部署提供重要依据。     

疏松砂岩注水破裂机理及完整性研究

常规的注水压力设计仅考虑裂缝开裂的压力,不能预测长期注水过程地层岩石物理参数及地应力的变化。从疏松砂岩注水过程近井筒周边受力分析入手,分析地层周边地应力及岩石力学性质变化,得到疏松砂岩在注水过程中拉伸及剪切破坏机理;并根据有效应力概念预测出地层孔隙度和渗透率变化。通过分析长期注水过程油藏及上覆盖层岩石物理性质及地应力的变化,建立以盖层的剪切破坏、拉伸破坏和断层的重新开启为依据的注水完整性分析模型。以乌干达Buffalo油田为例,通过数值模拟分析了地层参数及应力变化及不同注水压力敏感性分析,确定了该油田的安全注水压力,通过该方法大大提高了注水能力,在保证注水安全的情况下,为油田的增产增注提供了保障。     

克拉玛依油田注水井解堵增注技术研究

随着开采时间的延长,注水开发油田地下矛盾进一步突出,产水量不断上升,产量逐年递减。克拉玛依油田 自投入开发以来实施污水回注,由于回注污水水质不达标等因素,造成地层堵塞严重,注入压力高,注入量少。通过分 析注水井动态资料和堵塞物情况,剖析了注水井的堵塞机理,针对不同堵塞机理,研制了相应的解堵剂,并对解堵液溶 蚀岩样、降解聚合物、清除FeS 垢进行了室内评价实验。结果表明,该解堵液溶蚀能力强,可大幅降低聚合物溶液的黏 度、可氧化分解聚合物凝胶,能有效清除FeS 垢。对水敏性储层砂岩酸化所存在的问题,采用FP 1 防膨剂酸化增注 工艺。现场实施后,措施效果显著,这对于其他油田类似现象有一定的借鉴意义。     

单砂体内只注不采型注水井供液半径理论模型及应用

随着井网密度逐年加大,待钻井周围钻关注水井数量也相应增加。为了避免在钻井过程中发生事故,必然要对注水过程中不同井距、不同渗透率及不同注入时间等因素下单砂体内压力的分布规律进行研究,进而对钻关距离和钻关时间等方面进行调整。根据渗流力学理论,建立了常见的单砂体内只注不采情况下的注水井供液半径和地层压力预测数学模型,绘制了供液半径和泄压半径理论图版。对单砂体内压力分布影响因素进行了详细分析,单砂体的渗透率对地层压力系数的影响较小;不同注水时间单砂体内地层压力系数差值较大,尤其是单砂体的半径较小时差值更大;单砂体的半径对地层压力系数的影响较大,尤其是单砂体的半径较小时影响更大。     

应用流固耦合理论研究套损机理

根据油藏渗流与变形耦合作用理论,应用三维有限元模拟软件,对注水井泄压过程中井底套管内流体压力与地层中孔隙压力巨大压差导致套管外载的增加进行计算模拟.以实测岩石和套管强度参数为依据,采用调整地层压力、渗透率、有效厚度等条件,对不同泄压速度产生的压力变化规律进行了研究.研究结果表明,在其他地层条件都相同的条件下,渗透率越低,放喷相同流量时套管承受的挤压力越大;压差越大,套管承受的挤压力越大.由泄压与套管挤压力关系图版可以确定注水井作业、测试、洗井等过程中的允许泄压速度界限,控制该界限能防止套管损坏.     

水膜厚度变化——特低渗透砂岩储层盐敏性的新机理

选择胜利油田惠民地区特低渗透砂岩样品,利用XRD和SEM分析样品的粘土矿物组成及产状,采用ZetaProbe电位仪测定粘土矿物在4种以地层水矿化度为参照的实验流体及不同pH值条件下的动电电位.结果显示,实验流体所含阳离子浓度均超过平衡粘土矿物表面负电荷需要的临界电解质浓度,达到阳离子过饱和状态,使其动电电位在较宽的pH值范围内保持正值.评价样品的盐敏损害程度,并与粘土矿物在实验流体中的动电电位数据进行比较分析,研究表明,对于以高岭石-绿泥石-伊利石、绿泥石-伊利石粘土矿物组合为主的特低渗透砂岩油层,盐敏损害主要由流体矿化度降低,水膜厚度增加,有效孔喉半径减小,流体渗流阻力增加而引起的.     

不同性质外液对煤与瓦斯突出防治效果影响

针对煤层注水防止工作面煤与瓦斯突出问题,以七台河新兴煤矿92#煤层工作面生产条件为背景,采用数值模拟研究和现场工业试验相结合的方法,研究了注入介质为纯水和表面活性剂溶液时,其对工作面钻孔围岩塑性浸润区和工作面垂直应力分布规律的影响。结果表明:具有煤与瓦斯突出危险的回采工作面预采煤体注液后,能够降低应力峰值、增加峰值距、扩大应力增高区的覆盖范围,从而使防突效果提高;防突效果的提高程度与所注入的外液性质有关,表现为表面活性剂溶液强于纯水;钻孔注液后,孔间塑性浸润区的发展状态与注液压力及所注入的流体介质性质有关。相同流体介质条件下,注液压力越大,塑性浸润区的发育范围也越大;在纯水中加入表面活性剂之后,其孔间塑性浸润区的发育不仅范围更大,速度更快,且在各方向上更为均匀。该研究对注水防止煤与瓦斯突出具有很好的实际指导意义。     

多层砂岩油藏可视化模型水驱油物模实验研究

为了获得更为直观的多层砂岩油藏水驱油渗流特征和机理,结合实际油藏地质特征,设计制备了一种大尺度可视化砂箱物理模型,进行了不同注水方式、不同注水速度的水驱油实验,考察了不同注采方式、不同注入速度对水驱油效率的影响,以及水驱油过程中的油水运动分布特征。该模型具有设计尺寸大、模拟程度高及直观可视等特点,较其他模型更具代表性。通过模拟NP 油田某区块砂岩地层,根据几何相似、井型相同、层序韵律相同、流体黏度相同的原则,更加真实的模拟地层条件。实验结果表明,不同的注水方式及注水速度对模型的采收率有较大影响。采油井数多,单井控制面积小,采收率略高;而注水速度低,油井见水晚,含水率上升缓,可以有效提高采收率,这一过程也反映了重力分异的影响。水驱特征曲线拟合表明,该实验过程符合水驱特征,能够较准确地预测可采储量及采收率。     

缝洞单元注水驱油可视化物理模拟研究

为了研究缝洞油藏注水驱油机理,以及注采参数对注水开发效果的影响,采用可视化物理模拟的方法研究了注采井位、注水强度对缝洞型油藏剩余油分布、含水率、采收率的作用机制。同时进行了单相物"理模拟实验和注气提高采收率实验。研究发现:注采井位对水驱油效果产生明显影响,底部注水的采收率高于顶部注水。低流速范围内,无论注水井位置如何,重力对油水置换都起到积极的作用。在一定的流速范围内,注入速度越大,注入压力越大,生产井见水略早,含水采油期越长,采收率越高。单相物理模拟实验,在低流速范围内注入压力与注入速度成线性关系;在高流速范围内注入压力与注入速度成非线性关系。研究结果表明:注气可以有效地驱替缝洞中的剩余油,特别是对阁楼油和绕流油效果显著。     

滨南油田低渗欠注井酸化增注技术研究与应用

提出了一种针对滨南低渗油田欠注井酸化增注的系统实验研究方法。根据储层特征分析了注污水和重复酸化对地层的损害及对酸化液的选取原则。根据长岩心酸化流动模拟实验进行了酸化工艺参数优选及其评估分析。现场施工证明该酸化液体系适应性较好，工艺参数合理，能够较好地解除地层中有机物和无机物堵塞，提高注水量，降低泵注压力，在低渗油田注水井中具有推广价值。     

稠油油藏注蒸汽储层热伤害规律实验研究

针对稠油油藏注蒸汽过程中储层的热伤害问题,研究了稠油油藏热采过程注入的高温、高pH 热流体对储层 渗透率的影响,研究中利用正反向流动实验方法,研究了高温冷凝液注入疏松砂岩后引起的微粒运移作用及储层渗透 率的变化特征;并利用储层矿物的水热反应实验,分析了疏松砂岩油藏注蒸汽开发过程中的微粒运移机理。实验结果 表明,注蒸汽过程中,稠油油藏储层渗透率随温度及pH 值的升高而降低。高速流动的蒸汽及冷凝液造成储层内固相 微粒的运移及滞留,使储层非均质性进一步加剧;同时,高温、高pH 的蒸汽冷凝液既促使黏土矿物发生膨胀又造成储 层矿物发生溶解与转化,从而进一步加剧了稠油油藏疏松砂岩储层的储层热伤害。     

注CO2油气藏流体体系油/水和油/气界面张力实验研究

采用高压界面张力装置测定了某油田在油藏温度下,原油中不同CO2注入量时油藏流体/地层水的界面张力,并考察了压力的影响.实验发现,随着原油中CO2注入量的增加,油藏流体/地层水界面张力不断减小.相同CO2注入量时,随着压力升高,油藏流体/地层水界面张力增大;当CO2摩尔分数达到0.650时,测得的油藏流体/地层水界面张力随压力的升高已变化很小,同时,从测得的PVT关系中也已很难分辨出泡点压力,体系接近一次接触混相的状态.当CO2摩尔分数为0.578时,油藏流体/CO2界面张力随着压力的升高而降低.研究表明,对某油井采用注CO2降低油藏流体/地层水、油藏流体/CO2间的界面张力的方法是可行的,注CO2方法在降低界面张力的同时,还增加了地层压力,对提高油井的采收率有利.     

高温高压气藏地层水结垢规律实验研究

针对目前国内外缺乏直接检测高温高压地层水离子含量设备的问题,设计了测试高温、高压条件下实际气藏流体中地层水离子含量及结垢量的静态实验。采用实际气藏流体进行了高温高压PVT 分析及离子含量检测实验,测试不同条件下水中气、气中水含量及地层水离子组成,确定地层流体结垢量,综合研究了高温高压地层水相态变化和离子含量的变化规律及其内在联系。结果表明：随地层压力降低,天然气在水中的溶解度降低,水的蒸发加剧,地层水矿化度升高,结垢趋势增加。一定的低压高温条件下,地层流体中的无机盐结垢且结垢量随压力降低而增加,随温度降低而减小;实际地层流体结垢量比脱气地层水低且结垢量随温度压力的变化趋势更为明显。     

固井注水泥时确定流体准确位置的方法研究

流体的位置直接影响着循环摩阻、静液柱压力等参数计算,因此准确的预测注入井筒内流体的位置是十分重要的.固井注水泥施工过程中,由于管串组合、井身结构以及施工排量等的变化都会影响流体在井内的位置.针对注水泥施工过程中流体流动特点和井内体积组成等对注水泥作业的影响进行系统研究.采用分段式体积计算方法较为精确的确定注入井筒内各段体积流体的种类、位置,能更好的预测井内动压力的变化情况,更加准确地计算注水泥施工动态参数,对提高固井质量,确保施工过程的安全具有重要的现实意义.     

低渗油藏储层物性及敏感性对高速注水效果的影响

低渗透油藏具有孔隙度小、非均质级差大、敏感性强等特征，注水开采效果差异较大。本研究开展室内长岩心高速注水实验，探究不同储层物性及敏感性对采出程度和压力传导的影响。结果表明：岩心渗透率越低，高速注水效果越明显，低渗岩心注入端压差是高渗岩心的8.5倍，采出程度是其1.04倍；裂缝的存在会导致蓄能效果下降，裂缝长度占比从12.5%上升到37.5%，最终采出程度降低4.5%，蓄能效果降低26%；水敏越强的岩心在低矿化度注入水的注入能力变低，使驱替压差大幅提高，但采出程度相比无水敏时降低21.5%；注水速度越高对岩心的采出程度和采油速率提高的越显著，高速注入压力为低速注入的2.5倍，注采压差为低速注入的6倍以上，注水速度存在最佳值为1.5mL/min。该研究结果对低渗油藏注水开发生产具有重要指导意义。