低渗透油田强化注水压力界限研究

低渗透油藏开发的难点就是注水不足,地层能量得不到有效补充,油井产量下降迅速。提高注水压力是解决此问题的最直接的办法,但不可能无限制地提高注水压力,还应该充分考虑地层、套管、地面设备的承受能力,因此有必要开展强化注水压力界限的研究。本文针对低渗透油田的地质特点,提出了合理注水压力的确定原则;依据材料力学理论,建立了套管承压能力计算数学模型,结合压裂施工参数,研究了油层破裂压力的计算方法,针对朝阳沟油田某区块的具体情况,确定了强化注水压力界限。     

坚硬煤层注水预裂水压力计算

主要运用有效应力原理及断裂力学推导了煤层注水所需的最小注水压力,初步探讨了多组裂隙同时存在对煤层最小注水压力影响的计算方法,并分析了影响倾斜坚硬煤层注水压力的因素,指出了注水压力与煤层倾角及埋藏深度之间的关系,其理论结果与现场相符。     

华庆探区长63储层破裂压力及裂缝开启压力估测与开发建议

根据露头地层、钻井岩心及薄片等实物资料,结合古地磁岩心定向,对长63储层构造裂缝几何学等特征参数进行定量观测.结合储层现今应力状态数值模拟成果和岩石力学属性,对长63储层不同方向天然裂缝重新开启压力及储层破裂压力进行估算;预测储层裂缝开启压力和地层破裂压力分布,提出合理有效的注水压力范围.研究结果表明:长63储层破裂压力主要介于49.50～57.50 MPa之间,合理注水压力应控制在54.0 MPa以下,使得与现今最大水平主应力方向夹角小于40°的天然裂缝易开启,能有效地改善低渗储层渗流能力,提高石油高采收率.     

坚硬煤层注水预裂水压力计算

主要运用有效应力原理及断裂力学推导了煤层注水所需的最小注水压力，初步探讨了多组裂隙同时存在对煤层最小注水压力影响的计算方法，并分析了影响倾斜坚硬煤层注水压力的因素，指出了注水压力与煤层倾角及埋藏深度之间的关系，其理论结果与现场相符。     

酸处理降低地层破裂压力的计算分析

针对超深储层的破裂压力很高,对压裂施工设备的功率和承载能力要求更高,在施工安全上存在一定隐患的实际,研究了超深储层的破裂压力模型以及利用岩石力学性质的酸敏性,采取酸化预处理降低地层破裂压力,建立了射孔井筒破裂压力预测模型,分析了酸化预处理降低地层破裂压力机理。利用西部某深层气藏岩样室内酸处理前后岩石弹性模量、泊松比和岩石抗压强度变化结果,计算了该气藏酸处理前后的破裂压力,结果表明酸预处理后破裂压力大幅下降,对降低压裂施工压力有重要作用。为在现有工程条件和技术条件下,准确预测破裂压力和施工压力、合理选用施工设备、降低储层改造的工程风险提供了方法。     

深水浅层破裂压力计算方法

假设深水浅部地层为均质、各向同性的理想弹塑性材料,将井眼周围的地层分为弹性区和塑性区两部分,地层屈服后服从Mohr-Coulomb强度准则,推导出深水浅层不排水时的塑性区半径和井周应力场的理论解答,引入土力学中的超孔隙压力理论,得出井眼钻开引起的超孔隙压力在井眼周围的分布规律,结合水力压裂理论分析了深水浅部地层的破裂机理并推导出破裂压力的理论公式。该理论的计算结果与工程实测结果接近,证明该理论的可靠性的。深水浅部地层未成岩,在分析深水浅部地层的地质力学问题时,应当考虑引入土力学中的相关理论进行分析。     

裂缝对大庆台肇地区低渗透砂岩储层注水的影响

在裂缝分布特征研究的基础上，对大庆台肇地区裂缝对注水的影响进行了分析。结果表明，该区葡萄花低渗透砂岩油层发育有近东西向、北西向、近南北向和北东向4组高角度构造裂缝，裂缝的储集能力较弱，主要起渗流通道作用。受现今地应力等因素的影响，上述4组裂缝在井口的开启压力分别为15.1，19．6，27.8和28.0MPa，反映了不同方位裂缝在油田注水开发过程中的开启序列。目前，该区的注水压力基本超过了东西向裂缝的开启压力，因而东西向裂缝的注水反映特征十分明显。根据不同方向裂缝的渗流特点，采用线性注水、动态调配水、周期注水、层断间注及高含水井关井问抽等措施，进一步完善注采系统，可有效地提高注水开发效果。     

永宁油田长2储层敏感性及注水可行性分析

研究永宁油田长2储层岩石学性质、储层流体性质和储层岩石敏感性评价分析,得出了伤害储层的主要因素。同时对这些井区进行了地层水和注入水的配伍性实验、水驱油试验和储层岩石润湿性试验,并进行了初步的注水可行性分析,为长2储层的注水开发实施提供一定的依据。     

酸损伤降低岩石破裂压力计算新方法

地层岩石难以破裂是深层、致密油气藏压裂改造的瓶颈问题,酸损伤技术是降低破裂压力的新型技术。岩石经强酸损伤后,孔隙空间增加;定义孔隙度的变化为损伤变量,并将损伤变量引入破裂压力预测模型。利用砂岩酸化模型计算损伤变量,并基于损伤变量预测酸损伤后的破裂压力,形成破裂压力变化图版。研究结果表明:当损伤变量大于0.2时,破裂压力降低幅度明显;酸损伤施工参数对损伤变量有明显影响。采用优选的施工参数即注酸强度为2.0 m3/m,HF酸浓度为3.0%,排量为1.5~2.0 m3/min,X井破裂压力降低12.1 MPa。模型预测与矿场结果吻合程度高,验证了模型的正确性。     

基于温度与压力双重作用的致密储层渗透率定量评价模型

为了建立油气开采过程中,储层渗透率随温度、孔隙压力变化而改变的定量评价模型,假定岩石仅产生弹性变形,根据多孔介质弹性力学理论,推导出岩石孔隙体积和尺寸的应力-应变关系;再应用管流模拟渗流,根据Kozeny-Carman方程得到渗透率随温度、孔隙压力变化的定量计算模型.针对常规渗透率测试存在的问题,改进实验方法,模拟真实...     

致密砂岩油藏压裂液伤害实验研究

致密砂岩油藏孔喉半径细小、连通性差,水力压裂过程中由于压裂液滤失、返排不彻底等因素极易造成储层伤害,有必要针对常用压裂液体系对储层基质和支撑裂缝导流能力的伤害进行评价。利用压裂液注入实验和导能能力测试仪测试了滑溜水压裂液、线性胶压裂液和交联胍胶压裂液的储层基质伤害、滤饼伤害和支撑裂缝导流能力伤害,结合核磁共振技术分析了压裂液滤失的孔径范围,揭示了三种压裂液对储层和支撑裂缝的伤害机理。三种压裂液对储层基质伤害和滤饼伤害与滤失系数有关,滤失系数越大,基质伤害越大,滤饼伤害越小。储层的滤饼伤害要大于基质伤害。针对致密砂岩储层,压裂液对储层基质的伤害主要是对储层中孔和大孔的伤害。三种压裂液对支撑裂缝导流能力的伤害大小和破胶液的残渣含量有关,残渣含量越高,对支撑裂缝导流能力的伤害也就越大。闭合压力越高,支撑裂缝导流能力伤害率也越高。对于致密砂岩油藏,减小滤饼形成和残渣的滞留是降低压裂液伤害的主要途径。     

转向压裂用暂堵剂研究进展与展望

我国低渗油气资源储量丰富,水力压裂是开采此类资源的重要措施。但随着生产进行,水力裂缝失效将导致油气产量下降,化学暂堵转向压裂是恢复和提高低渗透油气产量的重要方法之一。暂堵剂能够对高渗透层进行封堵,迫使压裂液转向,实现对剩余油聚集区的压裂改造。根据暂堵剂形态的不同将暂堵剂分为颗粒类暂堵剂、压裂暂堵球、纤维类暂堵剂及冻胶类暂堵剂,从封堵机理、优缺点及暂堵剂研发现状等方面对上述四类暂堵剂以及几种新型暂堵剂进行了综述,并对暂堵剂未来的发展方向进行了探讨。认为可降解水溶性暂堵剂是今后的主流发展趋势,根据地层情况选择多种类型暂堵剂实施复合暂堵有利于提升封堵效果,根据数值模拟结果来指导暂堵转向压裂施工参数的定量优化是亟待攻关的难题。     

姬塬油田侏罗系油藏早期见水堵水调剖技术研究

针对姬塬油田侏罗系油藏开发过程中孔隙性见水的特点,对不同调剖剂进行了室内适应性及现场实验评价,设计优选了预交联颗粒加缔合聚合物弱凝胶为主的复合深部调剖体系.预交联颗粒发挥深部调剖作用,有效封堵大的孔喉通道;缔合聚合物弱凝胶为辅,使其发挥封堵和驱油作用.现场应用表明该体系具有很好的堵水调剖效果,能满足姬塬油田侏罗系油藏堵水调剖的需要.     

准噶尔盆地致密碎屑岩储层压裂液流变性分析

针对准噶尔盆地致密碎屑岩储层压裂施工中使用的KCl加重压裂液,本文利用实验测定了压裂液的流变性。实验得出,当前准噶尔盆地致密碎屑岩储层开采所使用的压裂液具有高粘度,抗剪切能力强,耐高温,交联性好的特点。其性能优劣的主要受羟丙基胍胶（GHPG）的浓度以及交联比的大小的影响。此外,本文还将其性能与常规压裂液性能进行了比较,对比显示出其在携砂能力方面具有较强的优越性。     

转向压裂暂堵剂的研究及应用进展

随着转向压裂技术的广泛应用,在该技术中起重要作用的暂堵剂也有很大的发展。然而解堵后暂堵剂难以完全溶于返排流体中,由此引起的地层伤害问题在暂堵剂的使用中一直难以消除,影响着储层的可持续开发。因此,结合暂堵剂的国内外研究现状,根据解堵方式的不同将暂堵剂分成酸溶性、水溶性和油溶性三类,对其应用、暂堵机理、优缺点、地层伤害情况及发展趋势等方面进行了综述。认为残渣量小、封堵强度高的水溶性暂堵剂是未来研究重点,其中具有自清洁性的可降解暂堵剂也是有潜力的发展方向。     

致密储层体积压裂裂缝漏失及控制综述

致密储层在体积压裂过程中由裂缝导致的漏失对压裂液能效利用和套管变形均有影响,不同类型裂缝的漏失所具有的特点差异显著,目前仍没有针对性的控制措施。本文首先明确了体积压裂裂缝(简称体积裂缝)的分类及性质,在总结体积裂缝漏失类型及特点的基础上,调研了各类漏失的应对方法及优缺点,分析了解决上述漏失问题的控制技术和封堵材料,并指出了体积裂缝漏失的发展方向。结果表明：体积裂缝漏失可分为水-岩相互作用导致的拉伸裂缝漏失、小井距体积压裂造成的裂缝串通漏失、天然裂缝/断层沟通导致的漏失三类;压裂中添加粉砂和压裂液体系离子调节能缓解拉伸裂缝导致的漏失,压裂参数优化与暂堵结合能使得裂缝转向,降低小井距裂缝串通漏失的频率,优化压裂选段或提前封堵天然裂缝/断层能降低压裂液在天然裂缝/断层中的漏失;压裂参数精细化、发展裂缝转向或能够形成自适应封堵的新型材料是未来发展的趋势。结论认为：在地质工程一体化框架下,针对体积裂缝的漏失类型采取对应的控制措施,以压裂参数优选协同自适应封堵材料的思路控制体积压裂裂缝漏失,为提高压裂液能效和预防套管变形提供技术支持。     

缝洞型储层酸压改造纤维暂堵规律研究

针对塔河油田缝洞型碳酸盐岩大型复合酸压过程中液体滤失严重的现象,现场提出了纤维暂堵技术。实验利用高温高压酸岩反应流动仪,进行裂缝型储层纤维暂堵性能室内评价。测得不同纤维浓度、长度和不同温度下的定排量最大驱替压差和暂堵时间,研究了温度对纤维降解率的影响。实验结果表明:纤维浓度越大,形成滤饼的承压能力越强,最大驱替压差和暂堵时间越大;较长纤维易缠绕架桥形成滤网,增大渗流阻力,从而增大最大驱替压差和暂堵时间;温度升高,纤维降解速率增快,滤饼致密性降低,最大驱替压差和暂堵时间减小。实验结果对塔河缝洞型油田酸压改造、酸压设计及现场施工都有积极的指导意义。     

水力喷射压裂技术在浅层水平缝压裂中的应用研究

七里村油田长6储层埋藏浅,为多产层特低渗、低压、低产油藏.目前常规压裂工艺只能压开1～2层水平缝,因层状储层垂向连通性差或不连通,目前储层动用程度低,影响了产量和采收率.储层多水平缝压裂是解决这一问题的有效手段.在针对性研究水力喷射压裂水平缝压裂起裂机理的基础上,结合现场工程实际,研究了影响浅层丛式井水力喷射压裂施工的主要因素,提出了适应浅层水平缝压裂的工艺措施.现场先导试验表明:水力喷砂射孔压裂联作技术能准确定位水平裂缝启缝位置,解决当前常用的"蜡球暂堵"小间距"多水平缝压裂技术"启缝不确定的问题,现场应用效果明显.     

基于压力恢复曲线的油井堵水决策技术

从渗流力学基础理论出发,利用压力恢复曲线,建立数学模型并推导出计算油井堵水的决策指数fPBD的公式,在此基础上,结合影响堵水油井选择的含水上升率指数和剩余油饱和度两个因素,运用综合模糊评判方法求取油井堵水综合决策值,对需堵水的油井进行选择。对垦东521区块某小块7口油井进行堵水选井决策。结果表明:fPBD与水相渗透率相关,可以作为堵水油井决策的依据;该决策选井方法考虑因素完善、数据易取、决策准确,与成功的经验选井方法得出结果吻合程度较高。     

水驱油藏二维剖面的含水饱和度分析法

目的探求一种计算不同时刻非均质油藏含水饱和度分布与前沿饱和度位置的简便、实用的预测方法。方法以油藏数值模拟网格化理论与Buckley-Leverett油水两相饱和度移动方程为基础,采用计算机编程技术建立二维网格化非均质油层模型前沿饱和度所在位置与含水饱和度分布的计算方法。结果结合实际生产过程中油井的生产制度,通过计算数学中线性插值法求解出了模型中任意一点含水饱和度值与前沿饱和度位置。结论该方法通用性强,可用于新老水驱开发油田的动态预测。