低渗透油藏多分支裂缝压力动态分析

复合应用水力压裂和高能气压裂等多种压裂改造技术开采低渗透油藏,在近井地带形成不受地应力控制的多分支裂缝。基于渗流理论和叠加原理,分析了未穿透储层的多分支裂缝的渗流规律,再利用Green函数和Newman乘积法求得其地层压力解析解,这是一种新的计算多裂缝地层压力的方法,可避免复杂的推导过程。研究表明:未穿透储层的多分支裂缝的井底压力随渗透率、孔隙度的增大而减小,但减小的幅度逐渐减小,且地层渗透率对井底压力的影响更明显;裂缝长度越长,相邻裂缝长度差距越小,裂缝分布越不均匀,裂缝间相互干扰作用越严重。所以在一定经济范围内,裂缝长度存在最优值,裂缝分布越均匀改造效果越好。该研究成果对油气藏的压裂改造设计具有实际指导意义。     

Halfaya油田钻井液技术研究与应用

为满足Halfaya油田泥岩段井壁稳定、高压盐膏层安全钻进和有效保护储层等要求,开展钻井液体系优选和性能评价实验,形成的有机盐钻井液流变性能良好,120℃高温高压失水11.6 m L,泥饼摩阻系数0.043 7,高密度下抗盐钙污染能力强,对(40~60)/(20~40)目砂床的滤失量均3 m L,泥岩滚动回收率90%、16 h线性膨胀率7%,岩心动态污染酸洗后渗透率恢复值90%、动失水4 m L。2011~2013年,该钻井液累计应用20口井,钻进泥岩过程中未出现频繁扩划眼、泥包钻头、遇卡等复杂,盐膏层高密度条件下流变性能稳定,有效抑制了膏盐蠕变缩径,完井测试显示酸洗前表皮1、酸洗后0,取得了良好的稳定井壁和保护储层效果,有效保障了钻井安全高效顺利实施,对实现该油田快速建产具有重要意义。     

高含硫气藏水平井硫的饱和度预测模型研究

为了对高含硫气藏水平井硫沉积进行准确地预测研究,在气藏硫沉积机理研究的基础上,考虑水平井不同的渗流阶段以及与压力相关的气体参数的变化,建立了相应的硫的饱和度预测模型。利用某高含硫气田一口水平井的数据进行实例分析,得到了如下结论:1对于水平井硫沉积可以只考虑靠近井地带的径向流阶段,当发生硫沉积导致气井产量下降时,一定要合理控制气井产量,若发生硫沉积堵塞,加注硫溶剂可以有效地解除近井地带的污染;2与直井相比,水平井硫沉积的影响因素还包括水平段长度以及储层的非均质性。在相同的产气量下,水平井水平段越长,硫沉积的速度就会越慢;储层非均质性越强,硫沉积越不容易发生。     

安塞低渗透油藏注入水中悬浮油滴堵塞规律

注入水中悬浮油滴能够严重堵塞低渗透油藏储层,造成渗透率下降,导致注水难、采油难。开展悬浮油滴对低渗透储层伤害规律的研究对提高油田注水效果有着重要的指导作用。以6种不同的粒径的悬浮油滴在5种不同浓度条件下,分别对安塞低渗透岩心进行室内流动实验、解堵实验。结果表明:在岩心平均喉道直径3.097μm、渗透率(2.96~3.73)×10-3μm2条件下,注入一定浓度c、一定粒径d悬浮油滴溶液后,渗透率变小,产生了堵塞。其中当d≤3.16μm时,与粒径相比,注入液浓度对堵塞起主导作用。大量油滴能够贯穿岩心,解堵效果较好,堵塞形式为贯穿性堵塞;当d4.175μm时,与浓度相比,粒径对堵塞起主导作用,油滴无法通过岩心,解堵效果较差,堵塞形式为浅部堵塞;当3.16μmd≤4.175μm,注入液浓度和粒径共同作用,极少油滴能够贯穿岩心,解堵效果最差,堵塞形式为贯穿性堵塞向浅部堵塞的过度阶段。建议安塞油田注入水中油滴指标采用c≤20 mg/L,且d≤4.175μm。     

沁水盆地煤系天然气系统富集成藏的主控因素分析

沁水盆地是我国最大的构造聚煤盆地,也是国内首个实现煤系天然气商业化开采的区块。盆地内石炭-二叠系煤层厚度大、分布稳定、吸附能力强、含气量大,目前产能已超过20×108m3,具有良好的勘探开发潜力。以煤田、煤系天然气勘探阶段积累的资料为基础,系统探讨了沁水盆地煤系天然气富集成藏的主控因素,分析认为构造演化、埋藏史和热演化、沉积体系和水文地质条件是控制沁水盆地煤系天然气富集成藏的主要地质因素。沁水盆地两期生气都是在构造运动的影响下发生,煤系赋存状态为印支、燕山和喜山期构造运动叠加的结果,断裂及陷落柱发育区含气量低;区内煤层埋深呈现北部深南部浅,中部深东西部浅的特点,南部热演化程度高,煤系天然气含量大;沉积体系影响煤层的空间展布;水文地质条件关系着煤系天然气的形成和保存,弱水动力区为煤系天然气的有利区。     

胍胶稠化剂对低渗透砂岩气藏储层伤害的实验研究

为了定量分析胍胶压裂液稠化剂分子对低渗透砂岩气藏储层的伤害情况,借助平行样比对方法,通过基质伤害实验和滤饼伤害实验,对目标储层10块(各5块)代表性岩心进行了研究。研究表明,在气相反排至50 PV时,稠化剂分子造成的伤害(堵塞伤害和滤饼伤害)是主要伤害因素(占总伤害的51.15%)。此外,堵塞伤害先是随着反排体积增加而增大,而后趋于稳定;滤饼伤害是不可逆不可恢复的伤害。并且,堵塞伤害与阈压喉道半径和有效喉道半径均值大小成线性正相关关系。     

MH1井区二叠系下乌尔禾组沉积微相及有利储层预测

MH1井区主体位于玛湖凹陷南斜坡区,作为南斜坡区重点开发区域,MH1井区目前仍存在沉积相认识不精确、储层分类不明确等问题。通过岩心观察、结合测录井资料,进行沉积微相精细描述及有利储层分布预测研究。结果表明：MH1井区二叠系下乌尔禾组为一套由西北向东南发育的扇三角洲相,可识别出9个沉积微相类型,根据扇三角洲前缘的岩性分布,将前缘划分为内外前缘。根据试油资料,发现主要有利储层集中在内前缘部分。根据孔隙度、渗透率,将MH1井区下乌尔禾组储层分为3类。其中Ⅰ类储层孔隙度渗透率均为最好,为有利储层,Ⅱ类储层次之,Ⅲ类储层孔隙度、渗透率均为最差,作为非储层类型。研究结果为MH1井区下乌尔禾组后续的评价、开发提供新的地质依据,为其他扇三角洲发育区的油气勘探评价提供借鉴。     

页岩储层水平井固井水泥浆体系应用研究进展

中国的页岩储层具有埋藏深、地温梯度高、封固段顶底温差大等特点,能够在深层水平井高温及大温差条件下固井,并在后期大规模体积压裂期间保持井筒完整性的固井水泥浆体系的选择成为近年来的焦点。为明确页岩储层深层水平井固井水泥浆技术的发展方向,基于页岩储层水平井固井对前期水泥浆流变性能要求与后期水泥环力学性能要求,分别从外加剂适用条件、外加剂反应机理以及微观结构的形成3个方面探讨了页岩储层水平井的固井水泥浆技术难点及研究现状,汇总了国内外各大油气田页岩储层水平井固井硅酸盐水泥浆体系的应用实效,提出了相应的技术措施及未来固井水泥浆体系的研究重点。     

石炭系浅层低压砂岩油藏压裂方式优选

新疆油田J230区块石炭系油藏储层中部深度620 m,地层压力8.6 MPa,平均孔隙度7.26 %,渗透率分布在0.01~96.1 mD之间,平均渗透率1.14 mD,属典型浅层低压砂岩储层。近几年,该区先后进行了水平井多段压裂和体积压裂衰竭式开发试验,提高了油井初期产量,迫切需要对不同压裂方式的长期生产进行预测和评价。论文选取一个典型的裂缝单元,运用数值模拟方法,模拟相同支撑剂用量下常规多段压裂与体积压裂模式的油井生产规律,预测20年油井累计产量与采出程度。研究表明：一定支撑剂用量下,不同渗透率储层对应最优压裂方式,渗透率低于1 mD时体积压裂效果好,渗透率高于1 mD时普通多段压裂效果好;在相同的支撑剂用量下,体积压裂相对于普通多段压裂具有更高的初产优势,但随生产进行,体积压裂的优势逐渐减弱;对于体积压裂,缝网对储层的改造程度和改造面积是决定油井长期生产的主控因素,不同渗透率储层存在最优的裂缝簇数。新疆油田J230区块石炭系油藏建议以常规多段压裂为主,在极低渗透率区局部辅以体积压裂。论文对于西部石炭系浅层低压油藏压裂方式优选有重要的指导意义。     

流动单元在潮坪相碳酸盐岩储层中的应用：以川西气田雷四亚段为例

四川盆地川西气田雷四3^亚段潮坪相碳酸盐岩储层经历了复杂的沉积、成岩及多期岩溶作用改造,纵横向非均质性强,储层流动单元划分研究比较薄弱。通过岩心、岩屑、薄片和测井资料,总结不同沉积微相的测井响应模式,分析岩相与储集空间类型、物性之间的关系,并筛选出岩相敏感测井曲线;优选储层品质参数RQI和岩相敏感测井曲线GR、RD等参数利用聚类分析将川西气田雷四3^亚段潮坪相碳酸盐岩储层划分为3类流动单元,储层岩性特征和物性特征的结合,形成了综合考虑岩相、孔渗特征、储集空间类型等参数的流动单元划分标准及采用多参数聚类、判别分析快速划分流动单元的方法。该方法既考虑了储层形成的原生沉积作用,又兼顾了该类储层多期岩溶作用改造后的物性变化,岩相、物性和储集空间类型的综合能有效避免流动单元划分的多解性。将流动单元宏观上渗流特征用微观孔隙结构进行了对比验证,认为该方法对川西气田雷四3^亚段潮坪相碳酸盐岩储层流动单元划分具有较好的应用效果,可为储层品质评价、提高储层评价的精度和开发方案的制定提供依据。