莺歌海盆地高温高压气藏储层保护技术

通过对莺歌海盆地区域地层的潜在损害因素进行分析,结果表明该区域地层存在强水敏性损害,弱碱敏和弱应力敏感损害;同时对该地区储层孔渗特征进行分析,提出了适应该区域储层特性的理想充填粒子暂堵和改变岩石表面性质的油保技术,利用暂堵剂优选智能化应用软件优选出合理的暂堵剂分布比例,结合性能良好表面活性剂从封堵和降低油气在孔隙中的流动阻力2方面来提高储层保护效果。该体系能够有效保护储层,岩心渗透率恢复值达到90%左右,达到提高油气产量的目的。     

聚酯纤维-多粒径暂堵剂裂缝暂堵试验

通过暂堵模拟试验装置开展了聚酯纤维、单一粒径暂堵剂、多粒径暂堵剂、纤维+多粒径暂堵剂的裂缝暂堵试验,并对比分析了其暂堵效果。试验结果表明,聚酯纤维和单一粒径暂堵剂的暂堵效果较差;满足"理想充填"理论的多粒径暂堵剂的暂堵效果优于聚酯纤维和单一粒径暂堵剂;在"理想充填"的多粒径暂堵剂基础上加入聚酯纤维,暂堵压力更高,液体漏失量更小,暂堵持续时间更长,且增大泵注排量能加速暂堵层的形成。该研究能推进压裂暂堵工艺的应用和发展,达到了非常规油气储层缝网改造以及提高油气采出程度的目的。     

广谱型屏蔽暂堵剂Nonsel Seal及其性能评价

在使用传统的屏蔽暂堵技术时,由于受到储层的非均质性及制粉工艺的限制,仅用刚性颗粒很难达到理想充填效果。研制了一种不依赖储层渗透率的广谱型屏蔽暂堵剂 Nonsel Seal,介绍其基本组成,并通过室内试验对其性能进行了评价。Nonsel Seal 是由架桥颗粒 AST、充填颗粒 FILLER 及增黏剂 VIS组成的复合暂堵剂,根据使用温度极限的不同,分为3个系列产品 Nonsel Seal100、Nonsel Seal120及Nonsel Seal150,耐温极限分别为100℃（适用于低温井段）、120℃（适用于中温井段）和150℃（适用于高温井段）。研究表明,该暂堵剂具有具有良好的自然降解、承压封堵性能,且对储层的伤害较低,具有较好的储层保护性能。     

BIO PERFOR体系室内暂堵评价及现场应用

在修井作业中，因井下地层压力亏空常常导致大量修井液进入储层，从而造成对储层不同程度的伤害。有效控制修井液进入储层的漏失量是储层保护的一项重要措施。这就要求选用有效的暂堵剂建立井筒液柱实现过平衡压井。对BIO PERFOR暂堵液体系基本配方的承压指标、酸溶、储保、综合性能以及高温配方所需破胶时间等5个方面进行了室内评价。评价结果表明，该体系具有良好的暂堵效果，储保效果优，配套的隐形酸完井液对该体系具有辅助破胶功能，且耐高温配方具有自行破胶和易于破胶的特点。BIO PERFOR暂堵液体系应用在一油田5口井修井作业过程中获得成功，暂堵储保效果令人满意。     

水平井暂堵转向酸压示踪剂监测技术研究

水平井暂堵转向酸压是通过使用暂堵剂临时封堵压裂裂缝,强制流体转向形成新的裂缝来达到最大限度沟通有利储集体,从而提高储层动用程度和单井产量的工艺技术。由于缺乏系统的技术评价手段和方法,暂堵转向是否形成新的裂缝,多次暂堵是否能够形成多条新裂缝,如何对暂堵转向酸压工艺进行优化等疑问一直困扰现场。针对上述问题,采用耐温耐酸型示踪剂开展水平井暂堵转向酸压示踪剂产能监测技术研究,研究结果表明通过密集监测返排初期不同示踪剂浓度变化,可以分析判断暂堵转向有效性,解决了油田现场暂堵转向工艺监测问题,为暂堵转向酸压级数与后期产能分析提供可靠参考依据。     

基于Thomeer函数的中东区块碳酸盐岩储层渗透率评价

以中东区块H油田Mishrif层组碳酸盐岩压汞资料为基础,提出了一种基于Thomeer函数的渗透率模型。首先,利用变步长的牛顿阻尼迭代算法进行了Thomeer函数拟合,提取了压汞孔喉分布曲线为单峰、双峰及三峰的Thomeer参数(孔隙几何因子G、起始排驱压力p_d和毛细管压力无穷大时对应的进汞体积分数V_(Hg));其次,根据累计渗透率贡献公式,分析了双峰和三峰形态的压汞资料中每个孔喉体系单元对渗透率的贡献(无论是双峰还是三峰,对岩样渗透率起主要贡献的是孔喉半径区间最大的孔喉体系单元);最后,依据279块岩样(单峰249块,双峰11块,三峰19块)压汞数据,建立了渗透率与从孔喉半径区间最大的孔喉体系单元中提取的Thomeer参数的响应模型。该模型应用于中东区块H油田碳酸盐岩渗透率的计算,其精度明显优于Winland R35模型、Swanson模型及Capillary-Parachor模型。     

高煤级煤储层压汞特征分析及渗透率估算

渗透率是影响煤层气储层能否获得高产的重要基础参数,其与岩石孔隙结构关系密切。以沁水盆地和顺区块高煤级煤储层为研究对象,利用压汞测试分析煤储层孔隙结构特征,并探索基于压汞法的煤储层渗透率估算方法。薄片观察结果显示,研究区高煤级煤储层发育孔缝双重储集空间,孔隙形态多为圆形及椭圆形;割理多被脉状方解石充填,形成期早;此外,煤岩中还存在大量未充填的张性、剪性及滑脱微裂缝,形成期晚。该煤储层具有中孔-低渗特征,孔喉配置关系为微孔-微喉型。通过对比不同入汞量所对应的煤岩喉道半径与毛细管压力间的关系,发现在入汞量约为25%时,毛细管压力曲线存在较为明显的拐点。建立了该拐点所对应煤岩喉道半径与渗透率的回归模型,从而实现了对煤岩渗透率的有效预测。该研究对深入探索煤储层渗流机理、储层评价及"甜点"区预测均有重要参考价值。     

碳酸钙粒径匹配对储层保护效果的影响研究

针对低渗储层在钻井过程中由于固相或者液相的侵入容易对储层造成严重伤害的问题,采用在无固相钻开液体系中加入碳酸钙能够有效地提高钻开液的暂堵性能,防止聚合物"胶液"对储层的伤害。选取5种不同粒径的碳酸钙,从固相封堵及粒径匹配2个方面开展研究,结果表明,在选择碳酸钙作为暂堵剂时,需要选择粒径分布窄、酸溶率高的碳酸钙。在低渗储层中,碳酸钙粒径越细,封堵效果越好,其渗透率恢复值达到90%以上,具有较好的储层保护效果。     

基于动态资料的孔喉半径计算方法及应用

孔喉半径是表征储层微观孔隙结构特征的重要参数,它决定了储层质量的好坏及开发潜力的大小.目前确定孔喉半径的方法主要是压汞法,但是压汞法无法模拟地层原油的实际流动状况,需转换到油层条件下才能使用.为此,从毛细管束渗流模型、等效渗流阻力原理出发,首次建立了基于产量、生产压差等动态资料的一维线性流动、二维平面径向流动下的孔喉半径计算方法.根据等效渗流阻力原理,建立了2种渗流状态下孔喉半径与孔隙度、渗透率及径向流供油半径的关系式,并利用该关系式检验了一维线性流动、二维平面径向流动下的孔喉半径计算方法,证明了新方法的可行性和可靠性.实际数据应用结果也表明,新的孔喉半径计算方法结果可靠,简单易行,便于现场应用.该方法得到的孔喉半径代表了油层中真实的流动状态,能够为微观孔隙结构研究、渗透率计算、开发效果评价提供可靠的参数.     

镇北油田镇287井区长81油层储层特征及评价

针对镇287井区部分油井含水上升、产能递减较快以及单井产能不稳定的问题,从地质方面着手,应用测井、岩石薄片、扫描电镜、X衍射、粒度分析、压汞分析等资料,对长81油层储层的岩石学、物性、孔喉及其非均质性等特征进行分析。结果表明,研究区长81油层储层岩性主要为岩屑长石砂岩、长石砂岩;属低孔、特低渗储层;发育粒间孔和溶蚀孔,孔喉组合类型属于小孔隙、微细喉道类型;储层控制因素主要为成岩作用和沉积环境。通过计算得出,长81油层储层渗透率变异系数为0.68,表明其非均质性较强。根据储层物性和孔隙结构参数,将研究区储层分为3类,即Ⅰ类为优质储层,Ⅱ类为较好储层,Ⅲ类为一般储层。     

高油气比油藏储层污染因素及酸化效果分析——以文269块油藏为例

文269块油藏属于异常高压高油气比油藏,在注水开发过程中产能逐渐下降,并且在检泵中常常发现严重结垢现象,多方面研究分析后认为造成油井产能下降的主要原因是储层存在污染。为消除储层污染,提高油井产能,在深入研究储层污染因素的基础上进行了酸化解堵技术研究及现场试验,取得了较好的增油效果。酸化解堵技术能够有效消除井筒及近井地带污染,提高储层渗透性,该技术在文269块油藏的成功应用可以为同类油藏实施稳产上产措施提供参考。     

塔北保护储层的油基钻井液优化研究

顺9井区志留系储层埋藏较深,钻井过程中井壁垮塌、漏失现象严重,井下情况复杂。对顺9井区现场使用的油基钻井液体系进行了常规性能、抑制性及保护储层性能评价。结果表明,现场用油基钻井液抗温性能、抗污染性能及油气层保护性能都较差,有待进一步改善。通过对现用油基钻井液流变性能的调节、稳定性能的控制及储层保护性能的调整,优化出了一种柴油基钻井液体系。室内试验评价表明,优化后的柴油基钻井液体系流变性能良好,具有抑制性强、抗温、抗污染及储层保护性能好等特点。现场试验也表明该钻井液体系确实解决了储层坍塌掉块问题,能够满足钻井工程、井壁稳定和保护油气层的需要。     

港西油田储层损害的潜在地质因素分析

通过对港西油田产油气储层的岩石学、孔隙类型和孔隙结构特征等的研究,结合X-射线衍射和扫描电镜等的测试结果,分析了储层损害的潜在地质因素。结果表明,研究区储层砂岩主要为中细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,储集空间主要为粒间孔,孔喉类型为中孔中喉-中孔细喉型组合类型。填隙物中的石英、黄铁矿、碳酸盐矿物和粘土矿物是造成储层损害的主要敏感性矿物,潜在的损害主要为酸化过程中的新生沉淀物与脱落微粒、固体微体迁移和与地层水不配伍的流体造成的地层损害。     

笔架岭油田东三段和沙一段储层物性特征及影响因素分析

通过岩心观察、薄片鉴定、物性分析和沉积相研究,阐述了笔架岭油田东三段和沙一段岩石学特征、孔喉特征和物性特征,分析了影响储层物性的主要因素。研究表明,该研究区储层岩石类型以长石岩屑砂岩为主;沙河街组沙一段储层孔隙类型主要以原生粒间孔为主,东营组东三段孔隙类型以次生粒间溶孔为主;该研究区的储层属于中孔隙度、中渗透率储层;储层物性控制因素中,断裂是控制沉积微相及储层性能分布的主要因素,沉积微相控制砂体储层性质,成岩作用影响砂体储层性质。     

鄂尔多斯盆地五蛟地区长7段致密砂岩物性分级评价

非常规油气资源逐渐成为我国油气产量的重要增长点,其中,致密油是非常规油气研究的热点.鄂尔多斯盆地致密油的勘探开发程度相对滞后,提升致密油勘探开发效率的关键在于优选"甜点"区(段),而刻画"甜点"区(段)的关键在于致密储层的物性分级评价.利用压汞数据、铸体薄片和扫描电镜资料对致密砂岩孔喉结构进行表征,并结合分形理论,建立了适合鄂尔多斯盆地五蛟地区长7段致密砂岩的孔喉分类方案:大孔喉(喉道半径r>0.2μm)、中孔喉(0.0810％,渗透率K>0.15 mD)、Ⅱ类砂岩(?>8％,0.075mD≤K≤0.15mD)、Ⅲ类砂岩(?>6％,0.05mD≤K≤0.075mD)、Ⅳ类砂岩(?<6％或者K<0.05 mD).该分级方案得到了试油资料的验证,高产井主要分布在Ⅰ、Ⅱ类砂岩发育的地区.研究区Ⅰ、Ⅱ类砂岩主要分布在中南部,且在长71亚段更为发育.因此,研究区中南部是未来致密油勘探的有利区块,长71亚段是未来勘探的最有利层段,其次是长72亚段.     

福山油田流沙港组微观孔喉结构评价及其主控因素研究

储层的微观孔喉结构影响储层的宏观物性分布,对于油田有效的开采潜力储集层具有重要意义。目前,对于微观孔喉结构的定量评价研究较少。随着勘探开发的深入,海南福山油田流沙港组越来越多的测井解释矛盾层集中在试油不出液和出液产量达不到预期效果上,因此对孔喉结构的评价迫在眉睫。以海南福山油田流沙港组为例,在基于铸体薄片、扫描电镜、压汞试验的基础上,对微观孔喉结构进行了定性与定量表征,在分析能够反映孔隙结构的众多参数的基础上,提出能够综合反映储层孔隙结构的单一的、定量化的参数压汞因子,利用压汞因子对储层产能进行了分级预测。并从沉积、成岩、构造等3个方面对微观孔喉结构的主控因素进行了分析。     

洛带气田蓬莱镇组储层特征及其影响因素研究

从岩石学特征、孔隙特征、喉道类型、孔喉关系4个方面对洛带气田蓬莱镇组储层特征进行了研究,并分析了其储层特征的影响因素。研究表明,研究区主要为岩屑石英砂岩,成分成熟度和结构成熟度较高,粒度以细粒为主,分选中等;以粒间溶孔、原生粒间孔为主;储层孔隙度主要集中在3％～15％,渗透率大部分大于0．2mD;储层为孔隙型储层;研究区分布面积最广的为水下分流河道沉积微相;成岩作用主要有压实作用、胶结作用和溶蚀作用。     

选择性调剖堵窜技术在稠油热采井上的应用

河南油田稠油老区由于埋藏浅、胶结疏松,纵向及平面上非均质性严重等因素,经过多年的高强度蒸汽吞吐,汽窜变得更加频繁,严重制约了油井的正常生产和开发方式的转换。选择性调剖堵窜技术通过对中低渗透层进行暂堵保护,采用耐高温高强度的封堵剂在地层深部对高渗透汽窜通道进行封堵,降低高渗层大孔道的渗透性,改善和调整吸汽剖面,最终提高采收率。现场应用表明,该技术可有效封堵汽窜大孔道,保护中低渗透层,实现堵剂在地层中的选择性封堵,并见到较好效果。对同类油藏的选择性封堵也有一定的借鉴意义。     

苏里格气田苏54区块天然气富集区优选

苏里格气田苏54区块为低孔、低渗、低丰度气藏,储层非均质性强,有效储层相对孤立、分散且厚薄不一。结合研究区构造及地层展布规律,开展了地震储层预测与沉积微相特征研究,明确了苏54区块有效砂体发育特征,认识了研究区气水分布规律;开展了储能系统研究,分析了平面分布规律。在该基础上,提出了低渗透气藏储层划分标准,苏54区块中部和东部预测出2个有利富集区,优选出Ⅰ+Ⅱ类叠合富集区面积306.5km2。     

强水敏地层清洁盐水射孔液体系的研究与应用——以新疆台5井区为例

对新疆台5井区储层的地质特征进行了探讨,评价了该区块的敏感性,并对该区块储层的潜在损害因素进行了综合分析。试验结果表明,该井区储层为强水敏性损害,具有较强的水敏性、中等速敏性、中等碱敏感性及中等偏强的酸敏感性。针对该地区储层孔渗特征,结合储层敏感性评价资料,初步确定适合该区域储层特性的射孔液体系,该体系性能稳定,流变性能好;抑制黏土膨胀的能力强;热滚回收率为95.5%;降低射孔液表面张力明显,降低率超过50%;缓蚀效果好,腐蚀速率仅为0.00213 mm/a。岩心损害试验结果表明,该体系对储层岩心的渗透率恢复值在90%以上,能够有效保护新疆台5井区的储层。现场应用效果优良,试验井的产量比对比井的产量提高约10%~30%。