注盐酸对致密砂岩气藏微观孔径分布的影响

为了研究注盐酸对致密砂岩气藏微观孔径分布的影响,通过核磁共振、CT扫描及X射线衍射分析等技术,对盐酸处理前后的岩心微观孔喉分布和物性变化进行分析,揭示盐酸处理致密砂岩气藏对微观物性改变的机理。研究结果表明,盐酸在储层条件下可以溶蚀砂岩中的伊利石、伊/蒙间层、方解石和白云石等矿物,酸液溶蚀后岩心的孔隙度和渗透率均有一定程度增大,孔隙度的增大幅度小于渗透率的增大幅度,孔隙度的增大幅度为11.73%～36.08%,渗透率的增大幅度为36.81%～63.64%。岩心中的矿物成分对酸化后的储层物性改善程度影响较大,方解石和白云石等碳酸盐岩矿物含量越高,盐酸酸化后的物性改善效果越好。砂岩经过盐酸处理后,孔径分布发生明显改变,酸化后微孔和小孔所占的孔隙体积增多,孔喉连通性得以改善,岩心的孔隙度和渗透率提高。     

致密气藏中防水锁剂的筛选方法及其微观机理

致密气藏物性差,只有通过水力压裂才能获得工业产能。在压裂过程中,水相压裂液侵入储层后会产生水锁现象,对储层造成伤害,严重影响致密气藏的产量。在压裂液中添加防水锁剂可以有效降低水锁带来的伤害。为了揭示防水锁剂降低水锁提高产量的机理,本文以DME稀释微乳液为例,首先通过表面张力实验,测试了DME稀释微乳液的表面张力随浓度的变化关系,并得到最佳的添加浓度;然后通过接触角实验评价了DME稀释微乳液的改变润湿性作用;之后结合自发渗吸和渗透率恢复率实验证明了DME稀释微乳液的降水锁功能;同时借助核磁共振研究了渗吸过程中水相进入不同大小孔喉的顺序以及渗吸采收率。本文还建立了一种有效评价防水锁剂的方法,为现场施工筛选此类添加剂提供了指导。     

致密砂岩气藏水锁伤害及对产能的影响

为了评价致密砂岩气藏水锁伤害对储层的影响程度,设计了适于测定致密砂岩水锁伤害的试验方法,开展了室内试验研究,并分析了水锁伤害对气藏产能的影响。研究表明:致密砂岩束缚水饱和度较高,平均为47.67%,水锁伤害率平均为76.49%,水锁伤害严重。渗透率越低的岩心,水锁伤害越严重。水锁伤害主要发生在含水上升的初期阶段,水锁伤害率随含水饱和度的增加而增加的幅度越来越小;水锁伤害对产能的影响较为显著。水锁发生后,气体产能下降幅度超过了60%;水锁伤害半径越大,对产能的影响也越大,影响程度达到17.78%。致密砂岩储层水锁伤害要以预防为主,因此,油气田现场要适时地采取措施防止水锁伤害的发生,并建立合理的气井生产制度。     

大牛地气田致密砂岩气藏水锁伤害特征分析

大牛地气田致密砂岩气藏具有非均性强、开发难度大的特点,储集层沉积环境变化快,沉积微相类型多,岩石胶结成分种类多、含量差异大、致密化成岩作用强;孔隙小、喉道窄,储集层渗透率低;气、水两相流动的通道小,渗流阻力大,水、气界面的表面张力大,水锁效应明显。特别是水平井压裂液规模大,一般是3 000~5 000 m~3。大量的压裂液在较高的工作压力下进入地层中,进一步加大了水锁伤害程度。通过对致密砂岩储层的伤害实验、理论计算及实际压后特征的统计分析,明确了致密砂岩气藏的孔隙度、渗透率及压裂液侵入时间对压裂水平井水锁伤害的影响,分析了3种不同的水锁伤害类型特征,并提出了降低水锁伤害的建议。     

自吸条件下火山岩气藏水锁伤害效应实验

 水锁效应广泛存在于火山岩气藏中,是火山岩气藏的损害类型之一,严重影响着火山岩气藏的开发效果.本文结合核磁共振技术通过室内实验研究,探讨低渗透火山岩气藏自吸作用下的水锁伤害机制及伤害程度,通过气驱反排实验模拟了火山岩气藏水锁解除过程.研究表明:各渗透率级别的火山岩岩心自吸吸入水饱和度与吸水时间并非呈线性关系,自吸开始的2h之内,岩心含水饱和度急剧增加,随着自吸时间的增加,岩心含水饱和度增加幅度越来越小,自吸16h后岩心吸入水量已基本保持不变;应用核磁共振技术研究了吸入水量与孔隙结构的关系,发现孔隙结构越复杂,岩心吸水量越大;通过反排实验发现,岩心含水饱和度以及水锁伤害率随反排孔隙体积(PV)数的增加而减小并趋于平缓,反排25PV后水锁伤害基本得到解除;针对目前水锁伤害评价存在的不足,结合储层中水锁伤害的产生和解除,提出一种改进的水锁伤害评价方法——动态水锁评价方法.     

基于核磁共振技术的疏松砂岩油藏微粒运移伤害机理

准噶尔盆地阜东斜坡区头屯河组疏松砂岩油藏物性非均质性强,孔喉结构复杂,储层开发过程存在微粒运移现象。为明确微粒膨胀、运移对储层微观孔喉结构的伤害作用机理,基于室内物理流动模拟实验结合低场核磁共振(nuclear magnetic resonance, NMR)技术,定量评价头屯河组油藏储层的微观孔喉伤害程度,明确微粒运移伤害主要控制因素。结果表明：微粒膨胀引起的孔喉结构伤害程度平均为6.84%,微粒运移造成的伤害程度高于微粒膨胀的伤害程度,达到9.16%。其中介于0.01～9.33 ms较小孔喉的伤害程度较高,微粒膨胀、运移对孔喉的伤害程度平均为5.64%、7.60%。孔隙度、渗透率、分选系数与储层微观孔喉伤害程度呈负相关关系,排驱压力与孔喉伤害程度呈正相关。蒙脱石+伊蒙混层含量高是导致阜东斜坡区头屯河组疏松砂岩油藏微粒膨胀的重要因素,砂粒运移则是微粒运移的宏观表现。从微观尺度揭示了疏松砂岩油藏在生产阶段发生砂粒运移对储层造成的伤害机理,研究成果可为生产现场优化开发方案、降低储层伤害程度提供理论依据,实现疏松砂岩油藏的高效开发。     

一种低渗层气井保护型洗井液体系

对于埋藏较深(2 500 m)的特低孔、超低渗砂岩气藏,在钻完井过程中,通常使用2%Na Cl溶液进行洗井施工;并没有考虑与储层流体的配伍性,以及气井对洗井液的密度要求,致使在实际作业中常有井喷、井涌的事故发生;加之该类洗井液的过度滤失会造成储层的水锁伤害。经过对多种活性剂的筛选评价,以及根据在已有油田的应用效果,得到一种新型防水锁处理剂,在此基础上,添加加重剂(KCl与HCOONa复配),研制适用于井深大于2 500 m的特低孔、超低渗砂岩气藏的洗井液体系,使其密度在1.00~1.60 g/cm~3的范围可调。得到配方为:0.5%SATRO+0.05%烷基磺酸钠+10%甲醇+0.02%FX-02+加重剂(KCl与HCOONa复配)。该体系不仅具有新型防水锁剂的各项优质性能;而且达到了低渗层气井对密度的要求,能减缓储层岩心自吸作用,具有良好的防水锁效果,表面张力较小,储层岩心渗透率恢复率大于95%。运用该体系对吉林王府区块的5口气井(CS1-1、CS-1、CS-5、CS-6、CS-7)进行了现场洗井施工,确定该井区内使用的洗井液密度为1.05 g/cm~3,洗井后5口气井产气量普遍升高,且实际产量均高于投产预测值,具有显著的保护储层和增产的效果。     

CO_2-地层水-岩石相互作用对特低渗透砂岩孔喉伤害程度定量评价

为明确CO_2驱过程中CO_2-地层水-岩石的相互作用对特低渗透砂岩不同尺度孔喉的伤害情况,利用核磁共振技术定量计算驱替后砂岩岩心的孔喉堵塞程度。研究结果表明,实验后产出液的pH值低于实验前的地层水,且离子浓度的变化反映长石和碳酸盐矿物发生了溶解;在驱替时间为60 h,T2值在0.1~10.0 ms内的较小孔喉有11.21%~13.25%被堵塞;反应时间为120 h,较小孔喉平均堵塞程度达到25.25%;而T2值在10.0~1 000.0 ms内的较大孔喉始终未发生明显堵塞。CO_2与矿物的溶解反应对岩心渗透率的伤害明显高于对孔隙度的伤害,且伤害程度与反应时间呈正相关,与CO_2注入压力无明显相关性。     

致密砂岩气藏不同自吸压差下水锁损害

普遍认为致密砂岩气藏在负压差自吸时不存在水锁损害。为此,依据现场资料设计无压差、正压差、负压差自吸条件下水锁损害实验,通过测试束缚水饱和度及当前含水饱和度,判断研究区域是否发生水锁损害。以返排后渗透率与初始渗透率比值来评价水锁损害程度,比值越大水锁损害程度越小。实验结果表明:研究区域当前含水饱和度明显高于束缚水饱和度,存在水锁损害。虽然负压差条件下水锁损害程度最小,但是水锁损害依然严重。可见,当致密砂岩气藏以负压差生产时,水锁损害同样不容忽视。     

哈得逊油田东河砂岩微观剩余油形成机理

为厘清哈得逊油田东河砂岩微观剩余油形成机理及三次采油的方向,利用岩心扫描电镜、铸体薄片、CT扫描及压汞测试等方法,在哈得逊油田东河砂岩微观非均质级次研究的基础上,通过微观刻蚀薄片水驱油实验和真实岩心水驱油CT扫描研究油水运动状态及微观剩余油形成机理。结果表明:研究区微观非均质性从级次上分为单一孔喉级、局部孔喉组合级与岩心孔喉连通级。油田生产压差形成的动力与毛细管力、黏滞力构成的阻力,以及注入水沿着孔喉中央的驱替速度与沿着孔喉表面的剥离速度的相对大小控制了油水的运动。微观剩余油形成机理为单一孔喉的孔内贯穿作用、润湿捕集作用、角隅滞留作用,局部孔喉组合的旁超作用、指进作用,以及岩心内部的窜流作用。指进作用造成的斑块状剩余油及窜流作用形成的连片富集型剩余油是研究区后期挖潜的重点。     

川西蓬莱镇组致密砂岩毛管自吸水膜厚度变化与水锁关系实验

川西蓬莱镇组致密砂岩储层具有低孔、低渗特征,在开发过程中外来流体导致储层严重水锁损害。因此有必要对致密砂岩毛管自吸条件下不同含水率水膜厚度变化进行研究,为改善水锁损害方法的研究提供依据。利用毛管自吸法加工不同饱含水岩样,以氮气为流动介质,通过公式计算水膜厚度大小;并结合压汞实验数据,设计实验定量的分析水膜厚度差异与水锁关系。结果表明,岩石微观孔径主体分布为200 nm左右,毛管压力高,润湿相受毛管力作用表现为易进难出;当水膜厚度从10 nm增加到90 nm时,有效孔隙半径从100 nm减小到25 nm,氮气渗透率下降了95%。因此,认为通过对比水膜厚度与有效孔径大小可表征相应水锁损害程度,毛管自吸作用水膜厚度的增加导致致密砂岩气藏微观渗流能力下降,且随水膜厚度的不断增加水锁损害加剧。     

储层损害对致密砂岩气体传质效率影响实验研究

在致密砂岩储层流体敏感性、工作液损害评价基础上,利用岩心流动仪开展储层损害后致密岩样气体传质实验,探讨储层损害程度与类型对致密砂岩气体传质影响.实验结果表明,外来液相、固相侵入储层造成不可逆的储层损害,损害程度越高气体传质效率越低,即使增大驱替压差也不能恢复致密砂岩气体传质能力.研究揭示,实现全过程储层保护将是致密砂岩气藏经济开发的重要保证.     

致密砂岩气藏动态水锁定量评价新方法

致密砂岩气藏开发过程中普遍存在水锁现象,其严重影响气相渗透率及采收率,极大制约了气藏的高效开发,因此水锁程度的准确评价对于气藏精细开发尤为重要。本文通过致密砂岩储层微观孔喉结构分析及基本渗流原理,结合动态生产参数,建立了孔隙度、生产压力梯度与水锁效应之间的数学联系,创新性的提出了动态水锁指数的概念,从而对生产中的水锁程度进行定量化的表征。进而将微观下的表征结论推广到宏观,从微观尺度到宏观尺度对水锁状况进行定量化的分析,明确了不同生产压力梯度与孔隙度对水锁效应的影响程度,建立了一套动态水锁程度定量评价新方法。通过对研究区实际生产资料进行对比分析,进一步验证了该评价方法的准确性与可行性,运用该方法能够对致密砂岩气藏中的水锁程度进行定量化的分析和监测,从而为剩余气分布状况的明确及下一步增产工艺措施的设计提供指导。     

超低渗砂岩储层钻井液损害机理研究分析及解决方法---以库车北部构造带吐格尔明段为例

超低渗储层物性较差,在钻井过程中极易发生损害,致使储层渗透率下降。为深入剖析超低渗储层的钻井液损害情况,以塔里木油田吐格尔明段超低渗储层位研究对象,进行了钻井液损害机理的研究以及解决方案的设计。该层段钻井液损害值在54%~64%左右,对储层伤害较为严重。将钻井液损害细分为固相损害和液相损害两种方式,采用了扫描电镜对污染端岩心切片进行比较观测,利用恒速压汞等手段方法定性定量分析不同损害类型对储层的影响的程度。结果表明：液相侵入为主要损害方式,所占比重约80%,固相侵入为次要损害方式,所占比重约20%。测定了固相侵入深度约为25~30mm。设计对照实验,提出了添加胶束封堵剂HSM、抑制剂HAS以及防水锁剂HAR-D等措施来解决液相侵入损害的问题,发现滤液损害降低了20%,水敏损害降低60%,水锁损害降低40%以上,数据证明了所提出的方案能够有效的降低钻井液对超低渗储层的伤害。     

库车坳陷克拉苏构造带致密砂岩气储层物性特征

 在库车坳陷克拉苏构造带大北地区地质研究的基础上,利用显微镜观测、激光共聚焦显微扫描、高压压汞分析及孔渗测试等方法,研究了致密砂岩气储层物性特征。结果表明,库车坳陷的致密砂岩气储层孔隙类型以槽型孔、溶蚀孔为主;致密砂岩气储层排驱压力一般在5 MPa以上,孔隙分选性差,孔喉半径较小;致密砂岩气储层孔隙度小于5%时,孔隙度与渗透率之间的相关性较差,表现为孔隙度低而渗透率高,推断是微裂缝的发育提高了砂岩的渗透率;致密砂岩气储层岩石类型以长石岩屑质石英砂岩为主,胶结作用以方解石胶结为主,裂缝改造作用明显。     

松辽盆地南部泉四段扶余油层致密砂岩储层微观孔喉结构特征

综合运用铸体薄片观察、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞及图像分析等技术手段,对松辽盆地南部泉四段扶余油层致密砂岩储层储集空间、储集物性、微观孔喉分布及不同尺度孔喉对储层物性的贡献等特征进行精细表征,并分析不同微观孔喉参数与储层物性的相关关系。结果表明,研究区致密砂岩储层物性差、孔喉半径小;储集空间以粒内和粒间溶孔为主,含部分原生孔和黏土矿物晶间孔。储层孔隙半径分布差异不明显,而喉道半径与孔喉比分布差异较大;储层物性越好,喉道半径分布范围越宽,峰值喉道半径越大,并且右偏特征越明显;储层渗透率越高,对渗透率起主要贡献的孔喉半径越大;孔喉比分布与喉道半径分布呈现相反的特征。渗透率主要由岩石中少量的微米级孔喉贡献;纳米级孔喉所占体积很大,却只有较小的渗流能力,并且渗透率越低,纳米级孔喉所占的相对比例越大。微观孔喉结构参数对储层物性的影响主要体现在渗透率上,而对孔隙度的影响较小。     

英南2井预防水锁水敏的钻井液配方室内试验研究

在英南2井储层地质特征、储层伤害特征及程度研究的基础上,针对储层具有严重的水锁效应和水敏效应,确定使用低密度钾基聚磺钻井液体系,设计了防止水锁效应和水敏效应的钻井液配方,并对其进行了室内静态伤害实验.实验结果表明,储层在束缚水含水饱和度为63%时和原始含水饱和度为43%时,岩心渗透率的恢复率均大于86%.因此,钾基聚磺钻井液能较好地控制储层孔隙喉道中的黏土矿物膨胀,相对增大了孔隙和喉道大小,减轻了储层的水锁与水敏伤害程度,提高了气相渗透率.所确定的钻井液体系与配方较好地满足了英南2井钻井工程的现场要求.     

川西致密砂岩气藏近井带复合污染治理技术研究

针对川西致密砂岩气藏近井带储层污染的问题,首先,开展了污染物特征及组分全分析,明确了川西致密砂岩气藏近井带主要的污染类型;其次,研发了多功能复合解堵剂,开展了新药剂物理特性、溶垢能力、破乳降黏、岩芯驱替等评价测试;再次,建立了压裂井近井带污染模型,提出了“大液量注入、液氮强顶替、放喷助排”的深度净化工艺;最后,在新场气田、中江气田及洛带气田10口井进行推广应用。结果表明,新工艺措施有效率90%,增产天然气1 923$\times$10$^4$m$^3$,取得了明显的经济效益。结果表明：（1）川西致密砂岩气藏近井带污染为液锁、起泡剂乳化、压裂液伤害、结垢结晶的复合型伤害;（2）多功能复合型解堵剂具有溶解无机垢、破乳降黏及解水锁等多项功能,驱替污染岩芯后渗透率提升1.74$\sim$2.40倍;（3）“大液量注入、液氮强顶替、放喷助排”的深度净化工艺,能够提高净化剂在致密储层的穿透深度,提高污染物返排效率,在同类气藏中具有推广价值。