新场气田低品质储层启动压力梯度影响因素

川西新场气田JS21、JS23储层品质差,储层改造中水锁伤害严重,储层启动压力的变化能够反应储层水锁伤害的大小.在地质特征研究的基础上,通过室内实验的方法测定了新场气田低品质储层的启动压力梯度值.对影响储层启动压力的因素,如岩心渗透率、含水饱和度、界面张力、外来液体的入侵深度和性质进行了定量分析.经研究发现,渗透率降低...     

低渗透砂岩气层岩心润湿性改善实验

低渗透砂岩气层容易受到水锁伤害,从而降低该类储层的开发效果.砂岩储层一般带有负电荷,阴离子表面活性剂溶液能够降低吸附伤害,为了研究该类液体对低渗透砂岩储层岩心润湿性改善情况,设计了一套实验流程及实验方法.首先注入地层水,分析气层岩心水锁伤害程度,然后选择不同浓度阴离子表面活性剂溶液,进行岩心润湿性实验研究,通过测量注入前后岩心含水饱和度及渗透率,分析气层岩心水锁改善情况.实验结果显示,随着阴离子表面活性剂溶液浓度增加,实验岩心原始含水饱和度降低,基质渗透率增大,有效地改善了气层岩心润湿性.综合考虑成本影响,选择阴离子表面活性剂溶液质量分数为3%.实验过程也证明,设计实验流程及方法简捷、操作性强.     

低渗透储层水锁效应实验

水锁效应即毛细管弯液面两侧非润湿相压力与润湿相压力之差。水锁伤害主要由毛管压力和贾敏效应产生的附加压力引起。水锁效应的影响因素主要包括含水饱和度、压力、岩石润湿性、水相侵入深度和压差等。室内岩心水锁模拟实验结果表明,岩心水锁渗透率伤害率随着渗透率增加而明显降低,且驱替至油相渗透率稳定所需时间越长,水锁伤害越严重;含水饱和度越低,水锁伤害越严重,此时油相渗透率降低,且驱替压力升高。防水锁剂的最佳使用浓度(质量百分数)为10%,可使岩心油相渗透率伤害率降低50%～80%,驱替压力降低60%。添加醇等助剂时,5%防水锁剂可达到与10%防水锁剂相当的效果。     

气井储层水锁效应解除措施应用

低渗气藏的通道较窄，渗流阻力较大，液、固界面和液、气界面的表面张力较大。这使得气井在生产过程中，由于地层水或外来流体（尤其是钻井液、压井液、酸化液和压裂液等）未排干净，致使气井储层气相相对渗透率下降，从而造成储层水锁，严重地影响气井产能的发挥。储层气相相对渗透率取决于孔隙介质中的含水饱和度和在水存在的情况下气体的分相流动特点，因此通过降低近井地带储层含水饱和度，改变气体的分相流动特性可以解除水锁效应。室内评价实验及现场试验表明，使用由表面活性剂和低毛细管力酸液复配而成的气井解堵剂解除了气井储层的水锁效应，提高了产层气相渗透率，使气井的产气量得到明显提高。     

徐深气田火山岩气藏水锁效应

徐深气田火山岩气藏储层复杂,开发难度较大。为制定合理的气藏开发方案,提高单井产量和经济效益,减少开发过程对气藏的伤害,研究了不同孔隙类型火山岩气藏的全直径岩心水锁伤害机理。利用核磁共振T_2谱给出了不同孔隙类型储层自吸水和气相反排后滞留水分布规律,从微观角度解释了不同孔隙类型储层水锁伤害恢复快慢差别的原因。研究认为:火山岩气藏储层岩心含水饱和度随渗吸时间的延长而增加;储层大孔隙越发育则渗透率越高,微孔隙占比越大则渗透率越小;储层孔喉连通性越差,非均质性越强,则自发渗吸时岩心吸水量越小;连通性较差的大孔隙是残余气分布的主要孔隙空间;储层水锁伤害随气体反排孔隙体积倍数的增加而减小。     

低张力体系削弱水锁损害实验研究

水锁损害是指在油气层开发过程中,外来水相流体进入储层后,由于毛细管力滞留作用,地层驱动压力不能将外来流体完全排出地层,使储层的含水饱和度增加,油气相渗透率降低。水锁损害广泛存在于低渗透储层开发中,严重地影响着油气藏的勘探开发效果。采用化学剂降低水锁损害成本低、见效快、施工简便,是提高低渗透储层开发效果的重要方法,而常用化学剂对岩心水锁损害削弱效果不明显。由李铵盐型阳离子双子表面活性剂与普通表面活性剂OP-10复配而成的低张力体系RSE能将油水界面张力降低至10 -3mN／m数量级,对水锁损害较为严重的低渗透储层,低张力体系RSE可使渗透率损害程度大幅度降低。     

低渗透气藏低压低产气井解水锁技术研究及应用

川西中浅层低渗透致密砂岩气藏储层物性差,含水饱和度高,气井产能较低,普遍存在水锁伤害,严重影响了采气中后期气井的正常生产.以室内实验为手段,研究了水锁伤害程度,定量分析了解水锁剂对天然气渗流的改善作用.研究结果表明,低渗透致密砂岩气井采气中后期近井储层积液会引起严重的水锁伤害,影响了天然气在储层中的渗流能力,解水锁剂可降低近井储层的含水饱和度,改善岩心渗透率,降低储层中天然气启动压差.解水锁剂HY在A井现场试验后,该井在油压和套压变化不大的情况下,5个月累积增产气量为24×104 m3,单井增加经济效益为19×104元.     

异常低含水饱和度储层的水锁损害

当储层原始含水饱和度低于束缚水饱和度时,称异常低含水饱和度储层,一般意义的水锁指数就不能反映该类储层的水锁损害过程和解除水锁损害的难易程度。为此,通过异常低含水饱和度储层水锁损害机理研究,提出了这类储层存在暂时性水锁和永久性水锁观点。暂时性水锁是指油、气反排外来工作液至束缚水饱和度过程中造成的水锁,是可以解除的;永久性水锁是指油、气反排外来工作液降至束缚水饱和度后再也不能降低了,从而达不到原始含水饱和度,造成一部分水锁永远无法解除。将该研究方法运用于长庆气田上古生界致密砂岩气藏的水锁损害评价实验中,结果表明:储层渗透率越低,束缚水饱和度与原始含水饱和度差值就越大,永久性水锁损害和暂时性水锁损害就越强,解除暂时性水锁所需时间越长。     

低渗透储层水锁伤害影响因素室内评价

针对低渗透储层因水锁引起的地层伤害问题,开展了水锁伤害影响因素室内评价。通过实验数据结果分析,随着地层含水饱和度的增加,则气相渗透率下降;岩心渗透率越低,作用时间越长,岩心水锁伤害越大;驱替压差越大,岩心水锁伤害越小;活性剂能够减轻岩心的水锁损害。     

靖边气田储层水锁对气井产能影响分析

针对靖边气田气井作业和生产过程中,由于水基工作液侵入或生产中地层水、凝析液在井底聚集,使井筒附近储层含水饱和度上升,导致储层气相渗透率降低,气井生产能力变差的情况,通过开展毛细管自吸率、毛细管自吸量分析,进一步深化了对储层水锁效应的认识,并结合平面径向渗流模型和实例分析,基本掌握了水锁对靖边气田气井产能的影响。     

低渗气藏可动水识别方法研究

识别储层中是否含有可动水主要采用对比束缚水饱和度与原始含水饱和度的方法,获取束缚水饱和度的实验方法较多,但不同方法的实验结果有所不同。从对比A区块不同束缚水饱和度的实验结果得出,相渗曲线法、离心毛管力曲线法的实验结果相近,并采用这些实验结果回归出了该区块的渗透率与束缚水饱和度关系式。由于储层存在压敏问题,需要对渗透率低于1×10~(-3)μm~2的储层进行覆压校正。应用回归出的束缚水饱和度计算式,结合覆压校正渗透率,准确地判断出该区块12口生产井的可动水情况。     

致密砂岩气藏阈压梯度对采收率的影响

致密砂岩气藏具有低孔、低渗、高含水等储层特征,致密储层中孔隙水的存在使得气体在渗流过程中产生了存在阈压梯度的非达西渗流,从而减小了单井控制储量降低了气藏采收率。通过对苏里格气田岩样采用气泡法与压差流量法相结合的实验方法,得出致密砂岩气藏具有储层渗透率越低、含水饱和度越高,阈压梯度越大,非达西渗流特征越显著的渗流规律,并根据实验结果建立了阈压梯度与渗透率、含水饱和度的关系式。所得关系式结合稳态产能方程计算表明阈压梯度与气藏采收率呈正线性相关关系,且储层渗透率是致密砂岩气藏采收率的最主要影响因素,当储层渗透率低于0.02×10^-3μm²、阈压梯度大于0.1MPa/m时,会造成储层中的绝大多数流体无法被动用;含水饱和度也是致密砂岩气藏采收率的影响因素,当含水饱和度高于临界含水饱和度值时,采收率会随着含水饱和度的升高急剧下降,所得实验结果与数学模型能够正确地反映致密砂岩气藏的渗流机理和开发动态。     

相对渗透率定量预测新方法

在压汞测试的基础上 ,利用分形几何学原理和方法 ,建立了毛管压力曲线分形模型和相对渗透率的分形预测模型。在毛管压力曲线分形模型和分数维的基础上 ,能准确确定任意含水饱和度 ,提高了饱和度的预测精度。在此基础上 ,利用建立的相对渗透率分形预测模型 ,可求得任意含水饱和度下的润湿相相对渗透率和非润湿相的相对渗透率。并通过实例验证了该方法能精确地预测相对渗透率     

低渗透油藏残余水形成机理试验研究

采用砂岩微观孔隙模型并模拟实际储层流体条件进行油驱水试验，观察研究了油驱水过程和残余水形成机理，测定了模型渗透率及油驱水入口压力，统计了模型残余水饱和度．并进一步分析了残余水饱和度、油驱水入口压力与渗透率的关系。     

低渗透储层驱替特征

针对低渗透储层的渗流特征，利用数值方法求解了考虑启动压力梯度和毛细管压力等因素的一维非混相驱替问题，重点分析了低渗透储层的驱替特征及其开发效果的影响因素。结果表明，在低渗透油田开发中，启动压力梯度的存在造成了平均含水饱和度的降低和地层压力的升高；毛细管压力的存在造成前缘含水饱和度降低，含水饱和度前缘超前，并且水淹区内的含水饱和度趋于均匀；岩石润湿性仅仅影响含水饱和度分布前缘的形态，对驱替相压力分布影响很小。     

致密砂岩气藏水锁效应机理探析——以苏里格气田东南区上古生界盒8段储层为例

水锁效应是影响气井生产开采的重要因素,在低渗透、特低渗透的致密砂岩气藏中,由于孔喉细小,水锁效应影响更加显著。根据致密砂岩气藏储层岩石中液相流体的开采前后受力特征;探讨了致密砂岩气藏生产过程中水锁效应的发生机理。利用高压压汞、气水相渗等实验分析资料,分析了压力与含水饱和度以及气相相对渗透率的关系;结果表明:压力与含水饱和度呈良好的指数关系,而压力与气相相对渗透率呈明显对数关系。随着生产压差的增大,会导致含水饱和度的升高,而含水饱和度的升高使得气相渗流能力降低,最终造成了水锁伤害程度的加重。合理的控制生产压差对于减轻气井生产过程中水锁效应,延缓气井见水有着重要意义。     

低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征

摘要方法综合分析我国十余个低渗透油藏的毛管压力曲线和相对渗透率曲线,Ｊ（Ｓｗ）函数及Ｗｙｌｉｅ和Ｇａｒｄｎｅｒ公式,求出不同渗透率油藏的理论相对渗透率曲线。目的总结低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征,为其开发提供理论依据。结果低渗透油藏中孔隙度、束缚水饱和度、残余油饱和度及共渗点与储层渗透率有一定的关系,即随着渗透率的增大,孔隙度、束缚水饱和度增大,残余油饱和度减小,油水两相共渗区的范围变窄。结论低渗透砂岩油藏的油水相对渗透率曲线具有一定的特征,即随着含水饱和度的增加,油相相对渗透率急剧下降,水相相对渗透率变化不大。利用本文所采用的方法可为理论模型模拟计算（动态预测和储量计算）提供输入数据     

水驱气藏气相阈压梯度预测模型

鉴于现有气相阈压梯度预测模型不能准确描述气相阈压梯度随气相连续性的变化规律,在改进气相阈压梯度实验流程的基础上,选取四川盆地普光气田下三叠统飞仙关组碳酸盐岩储层标准岩心,开展了气相阈压梯度实验,建立了综合考虑岩石渗透率和气相连续性的气相阈压梯度预测模型,对比分析了基于不同气相连续性表征参数建立的气相阈压梯度预测模型的预测结果。然后,根据该气藏气井的测井解释成果,采用基于相对可动气饱和度建立的气相阈压梯度预测模型,预测了不同类型储层的气相阈压梯度。研究结果表明:①相对可动气饱和度考虑了束缚水饱和度和残余气饱和度对气相连续性的影响,较之于含水饱和度而言,相对可动气饱和度能够更好地表征气相在多孔介质中的连续性;②气相阈压梯度随岩石渗透率、相对可动气饱和度的降低而增大,在渗透率、相对可动气饱和度较低时,气相阈压梯度随渗透率、相对可动气饱和度的降低而急剧增大;③普光气田主体气藏Ⅰ类储层的气相阈压梯度较小,其数量级在0.01 MPa/m,Ⅱ类储层的气相阈压梯度较Ⅰ类储层有所增大,Ⅲ类储层的气相阈压梯度则急剧增大。结论认为,基于相对可动气饱和度建立的气相阈压梯度预测模型能够更加准确地描述气相阈压梯度随岩石渗透率和气相连续性的变化规律,所取得的研究成果可以为准确认识水驱气藏气—水两相渗流规律奠定基础。     

利用毛细管压力计算低渗储层可动水饱和度

平湖油气田P11层是一高压低渗储层,试油及常规测井都不能很好地确定该层的产油产水比例,对该油藏的产出流体及生产预测带来了困难。为解决这一问题,提出利用储层流体浮力与毛细管压力平衡的原理求解储层初始含水饱和度。在求解过程中,利用J函数及储层孔、渗资料对毛细管压力参数进行了处理。通过与毛细管压力计算的束缚水饱和度比较,得到储层可动水饱和度,进而定性判断储层是否产水。利用相渗曲线及储层初始含水饱和度,可以计算储层的初始含水率。根据P11层毛细管压力实际资料,利用该方法计算出了储层可动水饱和度及含水率,与实际生产含水率相符,表明计算方法正确。此方法有助于提高低渗储层开发动态指标预测的精度。     

低渗透砂岩油水两相流动压力波动特征

多相流体间的界面张力在低渗透油藏狭小的孔隙和喉道中呈现更为突显的毛管力和贾敏效应,造成油水驱替压力的大幅度波动,因此需找到低渗透砂岩油水两相流动压力波动随渗透率、含水饱和度、界面张力与岩心长度等因素的变化规律,指导实际生产。实验研究发现,渗透率越低、界面张力越大,压力波动就会越明显;含水饱和度的大小也明显影响这种压力波动的幅度;通过改善低渗透油藏的渗透率或者降低油水界面张力将是减小压力波动、利于生产的有效措施。