低渗透储层水锁伤害机理核磁共振实验研究

客观准确地评价低渗透储层的水锁伤害是入井流体优选、增产改造措施和水锁防治解除措施合理运用的基础.对孔隙介质中水的赋存状态、储层伤害原因、黏土吸水伤害和水锁伤害微观机理进行了深入分析;利用低磁场核磁共振T2谱技术,结合常规流动实验手段,对同一性质岩心开展了黏土吸水伤害和水锁伤害实验,提出了水锁伤害核磁共振实验评价方法.通过实验,准确给出了水锁伤害程度;建立了束缚水增加量与黏土吸水伤害程度、可动水相滞留量与水锁伤害程度之间的对应关系;从而对引起水锁伤害的原因做出更精确的判断,实现了对水锁伤害的客观评价.     

低渗气井水锁伤害半径研究

水锁伤害是一个长期而持续的过程,评价水锁伤害对低渗气井产能影响时主要通过岩心水锁伤害实验实现。由于实验时间短、岩心长度小等限制,因此无法准确描述作业周期长的低渗气井水锁伤害半径。通过对水锁伤害机理分析,确定影响水锁伤害半径主要因素。结合渗流力学理论将水锁伤害过程近似为毛管束模型的活塞式运动,推导出水锁伤害半径的计算方法;并结合实际井的钻完井和测试资料,进一步验证了计算方法的准确性。运用该方法可以准确计算作业周期长的低渗气井水锁伤害的半径,准确评价其对产能的影响。     

低渗透储层水锁伤害机理及低伤害入井液体系的研究

水锁效应是油井作业过程中普遍存在的问题。在低孔、低渗透储层中,入井液水相的入侵对油相渗透率的影响尤为严重。针对海上埕岛油田东营组低渗岩心,通过恒压水侵物模实验评价了水相入侵对油相启动压力的影响,从而定量的表征了水锁的伤害程度。水侵实验表明,岩心中仅仅侵入0.3 PV的水,即可将油相启动压力由0.056 MPa提高到0.120 MPa。在水锁伤害研究的基础上,有针对性的研究了降滤失修井液体系,根据脂肪酸甲酯易于乳化的特点,研发了乳状液修井液体系。恒压水侵实验表明,该乳状液体系在水相和油相中均具有较好的降滤失能力;在2.89~8.78 MPa/m的压差梯度范围内,其降滤失率可达49.12%~88.67%。同时返排实验表明,水侵后恒压注油平衡压力为0.182 MPa,相比而言,乳状液侵入后恒压注油平衡压力则可降低至0.158 MPa。试验结果表明乳状液修井液体系降滤失效果较好,对储层岩心伤害较常规水相小。     

水基压裂液的储层伤害机理实验研究

运用核磁共振技术从微观角度系统分析了水基压裂液对储层的不同伤害机理。结合常规流动实验,提出了一套评价压裂液对储层伤害的综合性实验方法,建立了每种伤害机理与伤害程度间的对应关系。实验研究结果表明,压裂液渗入岩心后均会不同程度地造成岩心内束缚水增加、可动水滞留以及固相大分子物质的吸附,从而引起储层渗透率降低,并且对于不同渗透性岩心其伤害规律大不相同,较低渗透率岩心的伤害率比较高渗透率岩心的伤害率普遍要大。     

低渗透砂岩气藏伤害特征分析

低渗透气藏的伤害机理比一般气藏复杂得多.为探究低渗透砂岩气藏的伤害特点,利用低渗透砂岩气藏的天然岩心进行了一系列的室内储集层伤害评价实验,结果表明水锁效应、应力敏感性以及微粒运移是低渗透砂岩气藏伤害的主要因素,而水锁效应最为突出.     

低渗透气藏压裂储层伤害机理研究

通过地层水、无稠化剂压裂液、破胶液三种流体在岩心上进行滤失实验,研究不同液体滤失进入岩心后对储层渗透率伤害程度以及在不同返排压力下,储层渗透率恢复能力.研究结果表明致密气藏压裂过程中含水饱和度增加引起的气相渗透率的降低是储层伤害的主要机理,破胶液中悬浮微粒的存在,在一定程度上影响储层的渗流能力.返排实验表明增加产生压差,能部分地恢复储层的渗流能力,但是远远不能恢复到原始渗流能力.     

乌里雅斯太凹陷南洼槽低渗透油藏勘探研究方法及勘探效果

针对乌里雅斯太凹陷南洼槽储层物性差、非均质性强、油藏类型以岩性和地层油藏为主的低渗透油藏特点,以沉积储层为主要研究内容,通过层序地层学方法和储层预测新技术的应用,识别出多个不同时期、不同类型的砂体,圈定了砂体范围,预测了有利储层部位。在3年的勘探实践中,先后钻探了10余口探井,全部获得成功,勘探取得了重大突破。     

海上低渗透油藏非线性渗流渗透率下限实验研究

应力敏感对储层的损害具有不可逆性,启动压力梯度导致油藏中出现不流动区;因此,界定海上低渗透油藏非线性渗流的渗透率下限对制定高效开发技术政策至关重要。分别选取珠江口盆地东部10块和17块典型低渗透岩芯开展应力敏感实验和启动压力梯度实验研究。通过实验结果分析,分别建立了应力敏感、启动压力梯度与油藏岩石渗透率的关系模型,定量表征了海上低渗透油藏非线性渗流特征。选用油藏实际参数,模拟计算应力敏感和启动压力梯度对产能的影响,界定了珠江口盆地东部低渗透油藏应力敏感渗透率下限为10×10-3μm2,启动压力梯度下限38×10-3μm2,以此指导南海东部低渗透油藏合理开发技术政策制定,从而为提高油田开发效果奠定了基础。     

硬石膏胶结的低渗透砂岩油藏水敏性伤害的微观机理

为准确认识江汉油田硬石膏胶结的低渗透砂岩油藏压裂过程中水敏性伤害的原因,结合储层地质资料,并通过原位扫描电镜、X射线衍射、薄片分析等方法对目标油藏进行储层伤害微观机理研究.结果表明:储层中作为胶结物的硬石膏导致的水化膨胀和溶解再沉淀,砂粒脱落是引起压裂过程中水敏伤害的主要原因.因此可以在压裂液中加入合适的阻垢剂,防治石...     

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。     

特低渗透油藏CO2非混相驱油机理研究

针对大庆油田树101井区特低渗透油层,结合油藏条件,通过一系列室内实验,确定了CO2驱油机理。研究表明：随着CO2注入量增加,溶解油气比、体积系数和膨胀系数增大,粘度降低,束缚水体积膨胀。在27MPa下注入CO2,地层油体积膨胀1.4847倍,残余油饱和度降低11.43%,地层油粘度降低到原粘度的48.51%,束缚水体积膨胀1.1324倍。同时当地层压力从27Mpa降低到原始地层压力后,依靠溶解CO2膨胀能,可采出原油15.49%。此外,注入CO2后,CO2-地层油的界面张力降低,CO2可使地层油中的轻质烃抽提和汽化,从而提高采收率。     

低孔低渗气藏高效低伤害压裂液研究

根据延长气田低孔低渗的特点,研究了一种能够适应该储层的高效低伤害压裂液。通过对压裂液各个组分的配比的研究优化出此压裂液的最佳配比,并进一步研究了此压裂液的抗剪切性能、携砂性能、破胶性能以及对地层的伤害性,发现本压裂液有着强稳定能力、流变性强,携砂能力强,破胶快及低伤害等特点,现场进行5口井的压裂施工试验,结果证明对延长油田低孔低渗气藏有较好的压裂增产效果。     

大庆低渗透油田扶余油层超前注水实验

为研究大庆低渗透油田扶余油层超前注水过程中渗透率级差对采收率的影响和超前注水开发效果不佳的原因,通过人造长岩心超前注水驱油室内模拟实验,确定了合理地层压力水平和渗透率级别对采收率的影响程度。结果表明:大庆油田扶余油层超前注水过程中,合理地层压力水平应当保持在原始地层压力的120%左右。在合理地层压力保持水平下,超前注水较同步注水初期产油量高,采油速度高,无水采油期短,且对含水率上升具有一定抑制作用;同时,超前注水实施过程中,储层渗透率越低,超前注水对采收率提升的效果越好。     

低渗油藏非均质性对采收率的影响因素研究

摘要：低渗透油藏的开发技术已成为我国油气开采领域的重要研究内容,而低渗透油藏非均质性是影响其最终采收率的主要因素。为此,从典型油藏地质模型出发,通过建立油藏数值模拟机理模型,筛选了油层厚度、隔层厚度、渗透率、渗透率各向异性系数为评价指标,分析了单因素及其组合对油藏采收率的影响,研究表明储层渗透率及渗透率各向异性是影响低渗透油藏采收率的最主要因素。研究结果对低渗油藏开发的调整以及后期挖潜等方面具有重要的指导意义。     

大庆龙虎泡油田低渗油层伤害机理研究

大庆龙虎泡油田是大庆外围的一个特低渗油田之一,具有中孔低渗的特征,主要产层为高台子油层的高三、高四组,普遍无自然产能,在钻井、完井和其它各种作业过程中容易受到伤害．据此通过薄片分析、Ｘ—衍射、压汞、铸体分析和室内各种静态伤害试验研究了油层的储集空间、孔隙结构、敏感性等基本特征,分析了油层污染的主要因素及伤害机理．研究表明,水敏和酸敏效应是该油层主要损害因素,从而为油层保护提供了必要的科学依据．     

低渗储油层水力压裂裂缝延伸过程及成缝机理

为了评价花古6井低渗储油层的压裂效果,在该井地表建立了微震监测系统.基于微震监测结果,利用裂纹延伸路径分析方法及矩张量分析方法对压裂过程中裂缝延伸的时空过程及成缝机理进行了分析.分析结果表明:不同黏度液体注入时,裂纹的空间展布具有不同的特征,注入高黏液时储层中形成了裂缝密度较低的缝网,注入低黏液时储层中形成的缝网具有延伸路径短、分叉明显、密度高、范围大等特征,注入中黏液会在储层形成一些始于分支裂缝端部的裂纹;裂缝的破裂类型以剪切破裂为主(占比89.5%),并且破裂类型占比不受液体黏性的影响.     

特低渗透油藏入井流体顺序接触储层损害评价

特低渗透油气资源在剩余油气资源中的地位越来越凸显。由于低孔低渗的特点,特低渗透油层在钻井、完井、采油、增产改造、EOR 等全过程均会发生储层损害。以镇泾油田长8 组为研究对象,对钻井完井液、压井液和压裂液顺序接触储层对储层的损害进行了方法探讨和实验评价。结果表明,钻井完井液对储层的损害最严重,压裂液次之,压井液最轻。分析表明,流体敏感性损害和漏失损害是钻完井液损害储层的主要因素。压裂液乳化、残渣、液相圈闭、浸泡时间损害,天然裂缝与水力裂缝堵塞,压裂液的冷却效应是压裂液损害的主要因素。最终提出了加入封堵剂改善钻完井液性能,从压裂工艺、压裂液体系出发改善压裂液的解决方式,实现全过程储层保护是特低渗油藏开发的关键。     

低渗透气藏应力敏感性及其变形机制研究

低渗透气藏岩性致密、渗流阻力大、压力传导能力差,地层压力的下降会对渗透率造成伤害而影响气井产能。目前,一般通过室内物理模拟实验评价储层应力敏感性。以吉林油田龙深气藏为研究对象,从储层岩石硬度、裂缝分布、粘土矿物含量以及含水饱和度等方面进行了实验研究,结果表明该气藏具有较强的应力敏感性,储层岩石存在较强的泥化现象,粘土矿物含量高是产生应力敏感的主要原因,形成了储层岩石变形的规律性认识。为了降低应力敏感带来的危害,应用了降低粘土矿物膨胀程度的压裂液进行体积压裂,优化了合理的生产压差,新井试气结果理想。研究结果为该类气藏的合理开发提供了有力的技术支撑。     

低渗油藏表活剂降压增注性能评价研究

为提高纯17-1块低渗油藏注水开发效果,设计耐特高温表活剂,针对表活剂油水界面张力、注入速度、段塞大小及不同渗透率岩心对表活剂降压增注效果的影响进行室内驱替实验研究,并利用多元非线性回归得出上述因素对降压率的影响程度.研究表明,降压率随界面张力及注入速度的增大而减小,随段塞及渗透率的增大而增大;1#表活剂对降压率的影响程度大小依次为渗透率、段塞长度、界面张力、注入速度;2#表活剂对降压率的影响程度大小依次为渗透率、注入速度、段塞长度、界面张力.研究结果可为低渗油藏表活剂驱注入参数的优选提供有力依据.