油藏微粒运移与出砂实验研究

疏松砂岩油藏注水开发过程中,由于地层微粒运移出砂导致大孔道形成、注入水突窜,严重影响了开发效果.通过玻璃板填砂模型平面驱替模拟实验,系统研究了地层微粒运移出砂形成大孔道的影响因素.结果显示,大孔道的形成主要受胶结程度、非均质性、不利油水粘度比、流体的冲刷、摩擦拖拽和携带运移作用等因素的控制影响;大孔道一旦形成,注入水沿大孔道快速突窜到生产井,使油田的开发更加困难,且大大降低油藏的采收率,其后果是灾难性的;应当在系统研究的基础上采取适当的措施对大孔道加以控制.     

未固结流砂地层采油过程中出砂情况模拟实验

为了研究未固结流砂储集层在采油过程中的出砂情况和影响出砂的主要因素,进行了不同条件下的出砂过程模拟实验。使用水洗白砂、黏土(高岭土)和蒸馏水制成未固结流砂地层模型,利用新开发的出砂模拟装置进行了模拟实验,并分析了作用于地层的拖曳力和地层胶结特征对出砂的影响。研究表明,随着拖曳力的增加,出砂速度和产油速度都加快;随着胶结物含量的增加,出砂量和产油量明显降低,甚至在胶结物含量较高的情况下出砂量几乎为零。地层压力大的油藏在开采期间由于产生了较大的拖曳力更可能出砂,而拖曳力和有效地层应力共同影响油藏的总体产油量。可以根据地层黏土含量估计出砂情况,从而通过采取适当的防砂措施尽可能减少出砂量。某些情况下油藏比气藏更容易出砂。     

大孔道诊断和描述技术研究

孤东油田七区西油藏埋藏浅,储集层胶结疏松、渗透率高,粒度多为正韵律分布,在注水开发过程中出砂严重,特别是实施强注强采方案后出砂程度加剧,一些井间形成了特高渗透带（即大孔道）。采用实验模拟方法研究了大孔道形成的机理和影响因素（油层渗透率、岩石胶结程度、流体黏度、开采速率）。由于用示踪剂诊断大孔道不经济,所以提出了利用生产数据诊断、描述大孔道的方法。用灰色理论计算各种因素间的相关关系,以诊断大孔道的存在;并利用简化的数学模型,计算大孔道参数（方向、厚度、渗透率、孔喉尺寸等）。编制了具有以上功能的软件,利用该软件解释孤东油田七区西油藏42井组单元的油、水井290井次,诊断出124口井存在大孔道,与实验区块示踪剂实验结果吻合。图1表1参8（窦之林摘）     

南堡陆地中浅层油藏优势渗流储层特征研究

冀东油田南堡陆地中浅层油藏优势渗流油层主要以砂岩为主,渗透率高,泥质胶结疏松,易出砂,油层非均质性强,油水黏度比大,经过长期水驱,油藏内部容易形成大孔道,使后续注水或聚合物沿大孔道做无效循环,严重影响了注水或聚驱效果。针对南堡陆地中浅层油藏渗流矛盾较为突出的状况,从影响优势渗流通道形成的几个关健参数的研究入手,利用测井、岩心、油藏描述、室内试验、吸水产液剖面测试等资料,综合分析研究了优势渗流通道水淹储层的动静态特征,为今后中浅层油藏优势渗流通道的识别和治理,提供了较充足的依据。     

玻璃板填砂模型大孔道形成过程模拟实验

为了系统深入地认识地层微粒运移出砂形成大孔道的规律及其对油田生产的影响，采用玻璃板填砂模型开展了平面驱替模拟实验，研究疏松砂岩油藏地层微粒运移与出砂的规律、影响因素及其后果。结果显示，大孔道的形成是一个在主流线上分枝发展的“灾变”过程，主要受胶结程度、非均质性、油水粘度比、流体冲刷、摩擦拖拽和携带运移作用等因素的影响。大孔道一旦形成，注入水沿大孔道快速突窜到生产井，使油田的开发更加困难，而且大大降低油藏的采收率，其后果是灾难性的。应当在系统研究的基础上采取适当的措施对大孔道加以控制。     

疏松砂岩中微粒迁移问题的研究

疏松砂岩储集层出砂是石油开采中的严重问题，砂岩微粒被冲蚀形成的大孔道会造成严重水窜。迁移的微粒被捕获会导致地层堵塞，使渗透率和产油量下降。为了详细研究疏松砂岩中微粒迁移问题，修正了孔隙介质中微粒冲蚀和捕获的毛细管模型，采用特征线方法给出了模型的解析解，利用有限差分方法求出了模型的数值解，并且将数值解与解析解进行了对比。根据对模型的研究得出结论，对于渗透率较低的油藏，出砂时砂微粒浓度在达到峰值以前就已经发生了地层堵塞，胶结疏松且渗透率较高的油藏更容易形成大孔道。图4参10     

胜利油区水驱普通稠油油藏注蒸汽提高采收率研究与实践

胜利油区地层条件下原油黏度大于100mPa.s的普通稠油油藏水驱采收率一般低于18%,普通稠油油藏采收率低于25%的储量达到3.75亿t。稠油为非牛顿流体,渗流所需剪切应力大;压力梯度相同,油越稠渗流速度越低;常温驱油效率低,水驱波及系数小,且水驱后原油黏度增加。稠油加热后渗流速度大幅度增加,启动压力梯度减小,油水相对渗透率得到改善,驱油效率大幅增长。因此,注蒸汽热采可以改善稠油渗流特性,降低残余油饱和度,提高驱油效率、波及系数及采收率。为进一步提高水驱后普通稠油油藏的采收率,在优化注蒸汽开发技术政策的基础上,在孤岛油田开展了先导试验,明显提高了采收率。图10表3参23     

低渗透油藏地层压力保持水平对油水渗流特征的影响

油水渗流规律的研究是低渗透油藏水驱开发的关键。相对渗透率曲线能直观反映油水渗流特征,其影响因素研究主要涉及岩石固有性质(润湿性、孔隙结构)、流动介质(油水粘度比)、动力条件(驱替压力梯度及速度)等方面,极少见到地层压力对相对渗透率曲线影响的研究。通过室内流动实验,模拟低渗透油藏地层压力下降过程,建立了不同地层压力保持水平下的相对渗透率曲线,分析了地层压力保持水平对油水渗流特征的影响规律。结果表明,地层压力保持水平下降,孔隙结构非均质性增强,油相相对渗透率下降,水相相对渗透率上升,等渗点左移,油水两相区变窄,残余油饱和度增加,即低渗透油藏渗流规律也存在着应力敏感性特征。分析认为,储层岩石弹性或塑性变形是低渗透油藏油水渗流特征应力敏感性的根本原因,因而提出了储层岩石初始渗透率越低,越应尽早注水保持地层压力开发的低渗透油藏效益开发理念。     

大孔道形成与演化过程流固耦合模拟

为描述与认识油藏大孔道的形成与演化规律,建立了一套流固耦合数学模型.该数学模型由储集层渗透率演化模型与油藏流体渗流方程耦合而成,其中储集层渗透率的变化模型为渗透率与累计线流量的关系方程,反映了大孔道的演化过程.在此基础上,开发了模型求解软件.通过对正韵律概念模型的模拟计算,得出了大孔道在地层中的形成与演化规律:随着含水率的增加大孔道逐渐发育,含水率越高,大孔道越明显;大孔道主要发育在近井地带和主流线上;大孔道在正韵律厚油层底部发育;渗透率级差越大,注水过程中越容易形成大孔道;注采不均衡性导致在注采强度较大的方向上容易形成大孔道.实际模拟了胜利孤岛油田中二中30NB20井区Ng35大孔道的形成过程和特征,相应注水井实施调剖措施的效果进一步证实了大孔道的存在及本方法的可靠性.     

中高渗砂岩油藏水驱后储层参数变化规律

通过对岔河集油田取心井岩心的分析,发现水驱对中高渗砂岩油藏储层参数有显著影响:孔隙度和渗透率的值随水驱倍数增加而增大,孔隙度变化幅度较小,渗透率增幅比较明显;初始孔隙度和渗透率值越高的样品,水驱后增幅越明显,这反映注入水沿着大孔道推进,对大孔道的影响最大;水驱后,储层出现面孔率和孔隙体积增大、喉道直径增大、泥质等填隙物含量降低、排驱压力和饱和度中值压力降低等变化特征;由于水驱后渗流能力增强的大孔道容易在地层中形成优势渗流通道,注入水沿优势通道推进,影响注入水的波及体积和驱油效率.因此,需要采取深部调驱等措施,封堵已经形成的优势渗流通道,提高注水开发效果.     

防砂与排砂采油的经济效益评价方法

对于地层胶结疏松、易出砂的稠油油藏，有防砂、排砂两种出砂管理方式。实践中采用的出砂管理模式取决于对两种模式的经济效益评价结果，文中提出了一套独立的防砂与排砂采油经济效益评价模型。影响防砂与排砂采油经济效益对比的敏感性因素主要有日初产量之差，作业成本之差、油价变化和油藏开采的递减率。根据影响因素的不同变化，在给定的生产时间内可能出现排砂冷采经济效益好与防砂冷采经济效益好或二者经济效益相同等三种情况。     

胜坨油田二区油井出砂规律及治理措施

为了有效治理胜坨油田二区油井出砂日趋严重的状况,对沉积环境、地层压力、采液强度、生产时间进行了统计分析,得出胜二区油井的出砂规律。在此基础上实施了提高地层压力和化学防砂挡砂工艺,使胜二区地层能量逐步上升,注采比达到0.97,采液强度下降3.3t/m。同时对各种稳定剂、抑砂剂的适应性进行了评价,使油井的平均含砂量下降0.2‰,有效延长了油井免修期,减少了出砂对油田开发的影响。     

疏松砂岩油藏出砂机理微观可视化实验研究

针对出砂机理宏观实验研究中存在的问题,研制了疏松砂岩稠油油藏出砂机理研究的微观可视化实验装置,采用渤海疏松砂岩典型储层的粒度分布和油田实际挡砂参数,进行了疏松砂岩稠油油藏出砂机理的微观可视化实验研究。结果表明:出砂提高渗透率的程度与驱替压差、地层砂粒度、挡砂筛网尺寸有关。粒度越均匀,分级出砂范围就越窄,出砂阶段越集中;若粒度均匀程度较差,则分级出砂范围就越宽,出砂随驱替压差和挡砂精度的变化也越明显。     

羊三木油田馆一油组油层出砂影响因素探讨

羊三木油田三断块馆陶组一段油层组为胶结疏松的高渗透砂岩稠油底水油藏,大部分采油井出砂严重,影响正常生产,研究其出砂原因及其规律对提高油田开发水平至关重要。统计分析现场资料,研究吨油出砂量与原油性质、射孔程度、生产压差和储集层性质的相关关系,确定油层控制出砂的参数有利值为:原油密度小于0.96g/cm3,射孔程度小于40%,生产压差小于4MPa,泥质含量为10.5%～16%,孔隙度小于30%。以此为依据优化11口油井生产制度,控制出砂排液生产,见到良好效果。高渗透砂岩稠油底水油藏出砂主要与储集层物性参数及生产压差有关,原油性质及射孔程度的差异也是油藏出砂的影响因素之一。图3参6     

春光油田携砂液对防砂过程中近井地带渗流特征影响实验研究

春光油田稀油储层为泥质胶结且胶结疏松、出砂严重,泥质和粉细砂含量较高,防砂难度大。针对春光油田防砂施工后含水迅速上升的情况,使用现场取样的携砂液、地层水、原油进行实验,研究防砂工艺对近井地带渗流的影响特征。实验表明,携砂液对储层岩心有一定伤害,油相相对渗透率下降,水相相对渗透率上升;对应的含水率上升,幅度小于10%。防砂作业携砂液会导致含水上升,但不是主要原因。实验相渗曲线分析显示,春光高渗储层随着含水率升高,油相渗透率显著降低,将会对产量产生比较大的影响。     

埕北油田稠油油藏出砂冷采工作制度优选模拟实验

为了优选稠油油藏出砂冷采生产压差,研究油水产量和出砂量变化关系,研制了装岩心砂粒的填砂管,可以模拟出砂过程中地层压力对岩心结构破坏.设计了稠油出砂冷采实验装置及实验步骤,在恒压条件下驱替油水进入岩心,模拟完全产油和油水同产时的油水与出砂量及产水率的变化.实验结果表明,出砂主要发生在完全产油和产水的初始阶段,完全产油时携带出自由砂,产水时携带出骨架砂,继续驱替产出的砂量大大减少;该实验优选的埕北油田压力梯度为8.3～33.3 MPa/m,虽现场很难达到,但稠油可以在近井地带和窜流通道中逐步启动;恒压驱替和改变压力驱替,产水率均随着驱替的进行不断增加,而产油量不断下降,进入的水在地层压力下破坏了岩心结构,油水相渗透率大大下降,因此,要尽量控制水侵.     

青海涩北气田出砂规律实验研究

涩北气田储层为第四系粉砂岩和泥质粉砂岩，埋深浅，成岩性差，胶结疏松，气藏开采时气井出砂严重，所出砂为细粉砂（粒径0.04~0.07 mm），防砂难度较大。开展气井出砂规律和机理研究是形成涩北气田有效防砂技术、提高单井产能的主要基础工作，为此，设计了一套实验装置，模拟气层在开采过程中出砂量的变化以及影响出砂量的主要因素。通过实验研究，发现出砂量和储层渗透率、采气压差、气体流速以及出水量有明显指数正相关性，并利用数理统计方法建立了出砂量和上述４个参数之间的综合数学方程，利用该数学方程计算的出砂量与实验结果相比，较为一致，表明该数学模型具有相当高的精度，能指导气井开采中出砂量的计算以及为防砂技术措施的设计提供了基础数据。     

低渗透油藏出砂机理研究 --以雁木西油田为例

通过对典型的低渗透油田——雁木西油田进行连续出砂预测、数值出砂预测、室内实验(含水上升影响、水敏、速敏评价等)及开发影响因素的综合研究发现，该油田在开发过程中存在出砂突破点，特别是较强的储层敏感性及较大的开发参数更容易造成生产过程中出砂。低渗透油藏出砂受多种因素的影响，应采用动态的方法进行综合研究，为油田开发提供科学的指导。     

疏松砂岩油藏出砂应力敏感实验研究

为研究疏松砂岩储层应力敏感特征,模拟出砂对储层渗透性的影响,制作了全直径人造疏松砂岩油藏岩心,利用研制的疏松砂岩油藏应力敏感测试实验装置,采用不同驱替压差和驱动流速,模拟研究储层不出砂及出砂情况下储层渗透率和相对渗透率的变化规律。实验结果表明,疏松砂岩储层具有较大的压实空间,当轴向压缩率超过2%以后,渗透率的下降幅度均超过50%;在轴向压缩率范围内,两相共流区均从55%降低到20%,但在同样的轴向压缩率下,出砂会降低两相共流区的缩减速度。研究表明,疏松砂岩储层渗透率具有较强的应力敏感特征,适度出砂可以减小渗透率的降幅,降低油水两相共渗区的缩减速度,在一定程度上有助于保持油井产能。      

孤东浅层气藏相对渗透率伤害影响因素分析

孤东浅层气藏具有厚度薄、胶结疏松、边底水活跃等特点,水侵和出砂等因素对气藏相对渗透率造成不利的影响,致使气井产能和气藏规模递减加快。结合典型井生产动态资料,分析了底水锥进、井筒积液反渗、出砂堵塞及水砂复合等因素对储层渗透性能伤害机理。研究表明：底水锥进、井筒积液反渗等水侵现象的发生,导致近井带气相相对渗透率降低,油压、套压同步下降,气井生产压差增大,渗流阻力增大;气藏产水后,储层中黏土矿物遇淡水极易膨胀和运移, 胶结变差,储层易出砂,堆积并堵塞近井带地层孔喉,造成渗透率降低。该研究成果为制定孤东地区浅层气藏开发技术措施提供了依据,同时为同类型气藏的开发研究提供了借鉴。