孤东地区浅层气藏开发技术对策

从开发过程中面临的主要矛盾出发，通过气藏工程分析，结合开发实践，对孤东地区浅层气藏的开发技术对策进行了分析。研究表明，通过占高点布井和合理控制气层射开程度，可延长气井的无水采气期，避免气井过早见水；早期防砂和适当控制气井产量可控制气井出砂；通过井下截流，可提高气井自身的携液能力，延长带水采气期；气井出水之后，采取有效的排液措施是进一步延长气井寿命的关键。     

孤东油田七区西相对渗透率曲线研究

油水相对渗透率曲线综合反映了互不相溶的油水两相在不同含水饱和度下渗流规律的变化,是油田开发设计中产能预测的基础资料;而不同开采阶段取心岩样相渗曲线的变化,能够反映储集层结构的变化,研究这一变化可为油田剩余油挖潜提供理论依据。孤东油田七区西馆陶组上段取心井资料表明,随着水驱过程的深入,油水相对渗透率曲线的特征值发生了变化,束缚水饱和度和残余油饱和度减小、等渗点含水饱和度及残余油饱和度下的水相渗透率增大,反映出油层孔隙度增大、黏土矿物减少、孔隙比表面积减少、孔隙表面更亲水以及水驱结束后储集层的综合渗流能力有所增加等特征。不同阶段相渗参数分析表明,油田进入高含水期后,孔隙度对渗透率、渗透率对残余油饱和度、两相共渗区、驱油效率等参数的影响作用相对增大。研究结果认为,该油田三次采油应立足于改善储集层结构和驱油剖面,减少孔间矛盾,提高驱油效率。     

孤东二区浅层气藏分布及开采规律

指出胜利油气区已探明的气田(气藏)以浅层气藏为主,其中孤东二区浅层气藏为胜利油田典型的浅层疏松砂岩气藏,目前已进入开发后期,随着采出程度的提高,出现了地层压力逐年下降、停产井增多、气井出砂出水严重和低产能井增多等诸多问题。认为应进行气藏精细描述、气藏开采规律研究包括产量变化和压力变化规律研究,明确资源动用、采出、封闭和剩余情况,采取适当驱动方式,进一步提高采收率。     

孤东边底水气藏有效开采的工艺技术

孤东地区浅层气为典型的疏松砂岩气藏,其中边底水气藏约占已开发的80％。其浅气藏埋深小于1 200米,气砂体物性好,胶结疏松,气井在生产中易出砂。而且,其泥质胶结经水浸泡后变得更加疏松,地层出水加剧了气层出砂。边底水气藏先期采用防砂等采气工艺技术,中后期采用排水、采气等一系列措施,并对其地区开发方案不断地进行调整挖潜,目前,该气藏采出程度为16.26％,气井利用率已提高到90％以上。     

孤东油气田浅层气藏开采技术

胜利油气区已探明的气田（气藏）以浅层气藏为主，浅层气藏是指埋藏深度小于１５００ｍ的上第三系气藏。孤东油气田浅层气藏为典型的浅层疏松砂岩气藏，投产七年来，广泛采用先期绕丝筛管防砂、复合防砂、化学排水、小油管排水等采气工艺技术，防砂、控水效果明显，长期保持稳产、高产。本文着重分析和总结了孤东油气田浅层气藏的开采技术。     

北海凝析气藏相对渗透率和采收率的确定

对北海两个凝析气藏的凝析油流动特性进行了岩心驱替试验。目的是调查岩石特性和流体性能对凝析油临界饱和度 (CCS)、气体相对渗透率和凝析油相对渗透率、注水采收率和注水圈闭以及后续降压开采采收率增量的影响。凝析油临界饱和度和相对渗透率对流速和界面张力都很敏感。气体相对渗透率对流速敏感性说明 ,因凝析油从气体中析出而造成气体产量的降低可通过提高开采速度得以补偿。界面张力大最终会导致凝析油相对渗透率降低、凝析油饱和度增加。注气开采时不可动凝析油可以通过注水采出。但是 ,当注水前凝析油饱和度超过凝析油临界饱和度时 ,凝析油的开采更快更有效。后续降压开采能进一步采出气体。但是采出的凝析油量增加不明显。     

孤东浅层气田先期防砂技术实施效果分析

针对浅层气藏生产过程中容易出砂的特点，在孤东浅层气田采有了绕丝筛管砾石充填先期防砂技术。投产１０年来的生产实践表明：该技术可以有效地控制浅层气藏出砂，提高了气井利用率和气藏的采收率，收到了较好的开发效果。文中还对比了孤东浅层田与孤岛浅层气田，二者在地质特征，储量构成，气层厚度等方面条件的均相似，后者未采我期防砂技术，其开发效果明显不如前者；     

孤东油田储层出砂因素研究

孤东油田是典型的疏松砂岩油藏，油层埋藏浅，压实程度差，胶结疏松，易出泥砂。随着油田进一步开发，油层出砂进一步加剧，造成油水井“躺井”不断增加，其中部分油水井出泥砂严重造成无法治理。为此开展孤东油田敏感性评价、配伍性评价、岩性分析、岩心流动实验等出泥砂机理研究，分析各因素对孤东油田出泥砂影响，为开展治理研究提供借鉴，提高孤东油田开发效果。     

温度对浅层超稠油油藏启动压力梯度及相对渗透率曲线的影响

目前大多数相对渗透率测试是在原始油藏温度下完成,代表性较差。为明确浅层超稠油油藏水驱过程中的流体流动机理,进行岩心驱替实验,对不同温度下的启动压力梯度和水驱浅层超稠油的相对渗透率曲线进行研究。结果表明启动压力梯度受温度影响较大,在浅层超稠油油藏相对渗透率曲线中,油相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线差异很大,油相下降速度快,水相上升速度很慢。随温度升高,油水两相相对渗透率增大,等渗点右移,等渗点处的相对渗透率逐渐增大,束缚水饱和度增加,残余油饱和度降低。140和180℃时蒸汽驱油效率分别高于同等条件下的水驱效率10.6%和11.9%,在一定程度上说明热水驱替可改善浅层超稠油油藏的开发效果。     

孤东地区浅层声波曲线分析与校正

钻井过程中，泥浆滤波可使浅层较疏松层井壁发生垮塌，形成侵入带，造成声波测井曲线失真，进而影响由此合成的地震记录与实际地震剖面的相关对比。该文根据实测井径资料，提出了浅层声波测井曲线校正方法。该方法在孤东281井式取得了较好的应用效果。     

低渗气藏水锁伤害及解除方法研究

鄂尔多斯盆地上古生界气层是典型的低渗透储集层，属于细孔微孔型，非均质性强，具有强水锁性(平均伤害程度83．6％)。通过水锁伤害实验分析影响因素，结果是：水锁的伤害程度与渗透率明显呈负相关关系，渗透率越大伤害越小；与孔隙度的相关性较差，但总的趋势是孔隙度越大伤害越小；伊利石、泥质含量越高的储集层水锁伤害越大；与原始含水饱和度呈负相关关系，与束缚水饱和度呈正相关关系。对17块样品进行的室内返排实验表明，返排水量与储集层物性、排驱压力和排驱时间有一定的关系，改善储集层渗流能力可以减轻水锁伤害。对低渗透气藏实施压裂改造，不仅能增产，还有助于减轻水锁和其他敏感性对储集层的伤害。图2表1参5     

非达西渗流对低渗透气藏气水同产水平井产能的影响

水驱气藏开采到一定程度就会产水,此时出现的气水两相流动会增大气体渗流阻力,使气井产量急 剧下降。 气井产能的确定是科学合理开发气田的基础,对气井的配产具有重要的指导意义。 根据气水两 相渗流规律的变化,基于稳定渗流理论,引入了气水两相拟压力以及两相拟启动压力梯度,建立了启动压 力梯度、滑脱效应、应力敏感、地层伤害以及近井地带高速非达西影响的低渗透气藏气水同产水平井产能 方程。 研究表明：生产水气比对气井产能影响最大,在气井生产过程中应尽量控制气井见水;随着启动压 力梯度、应力敏感和生产水气比的增大,气井产能不断降低;随着滑脱因子增大,气井产能不断增加;在启 动压力梯度对气井产能的影响中,气相启动压力梯度比水相启动压力梯度所占的权重更大     

浅层透镜状岩性气藏储层损害机理研究

胜利油田中浅层天然气藏是受构造控制的透镜状岩性气藏。气藏储集层埋藏浅,压实作用差,胶结程度低,结构十分疏松,含气砂体多数具有边底水,气水关系复杂。为了实现胜利油田天然气发展规划,必须分析浅层透镜状岩性气藏的储层损害机理,为浅层气藏的合理开发提供理论依据与指导,是非常必要的。在对储层物性特征研究的基础上,系统的对浅层气藏储层损害机理进行分析。研究表明胜利油田储层有不同程度的出砂问题和储层水侵问题,应尽可能减少或避免储层水侵。     

特低渗透砂岩储层伤害的实验研究

为解决特低渗砂岩储集层在开发中遇到的矛盾,对不同渗透率条件下注水开发过程中的地层伤害进行对比分析,制定相应合理开发技术政策。取长庆油田耿43井区和白马中区特低渗透岩心为实验样本,对敏感性、贾敏性、水锁效应以及水质伤害程度进行分析,得出特低渗透储层地层伤害程度一般规律及其与渗透率大小的关系,提出避免储层敏感性伤害及改善水质的措施。该研究结果对类似油田开发具有一定借鉴意义。     

用油水相对渗透率确定低电阻油层产液性质

进行高温高压条件下的岩电实验，建立含水饱和度模型以及用孔隙度和泥质含量求取束缚水饱和度的模型；对岩样油水相对渗透率实测结果进行多元非线性回归，建立油水相对渗透率计算公式；用油水相对渗透率确定低电阻油气层的产液性质。H油田油层电阻率低的主要原因是束缚水含量高、地层水矿化度高，计算这类低电阻油层含水饱和度时应使用高温高压岩电实验结果，用油水相对渗透率能较好地识别低电阻油层、划分油水界面。图5参9     

高温高压致密砂岩储集层气水相渗曲线测试方法

致密气气水相渗曲线一般在常温常压下应用非稳态气水相渗测试方法通过实验测得,所得结果与高温高压下气水相渗曲线相差很大。采用常规标准方法,用氮气和地层水测试3块岩心在常温常压下的气驱水相渗曲线,之后将3块岩心按照实验流程处理,采用自研全直径渗流装置(200℃,200 MPa)对这3块岩心在地层条件下(温度160℃,116 MPa)进行气驱水相渗曲线测试。结果表明,高温高压相渗曲线具有更大的两相共渗区,且束缚水饱和度更低;在相同含气饱和度下,高温高压气相相对渗透率比常温常压的高,说明地层条件下致密气气水两相的渗流能力更强,实际束缚水含量更低。高温高压下,气水黏度比、密度比以及界面张力更低,气驱水波及效率更高。图2表2参10     

改变低渗透砂岩亲水性油气层润湿性对其相渗透率的影响

为了研究改变低渗透砂岩亲水性油气层润湿性对其气水相有效渗透率的影响，用自主研发的一种能改变亲水岩石表面性质（由亲水改为中性弱亲油）的润湿反转剂LW-1进行了实验研究。实验结果表明，用LW-1处理低渗透亲水气层岩心，改变其岩石表面的润湿性后，可使气体有效渗透率平均提高1．06倍；处理低渗透亲水油层岩心，改变其岩石表面的润湿性后，可使水相有效渗透率平均提高2．6倍。认为改变低渗透亲水油气层的岩石表面润湿性，是降低其遭受侵入水伤害程度、提高增注能力和改善压裂增产过程中侵入水返排效果的有效手段之一。     

低渗透高含水砂岩气藏产能评价

针对目前低渗透气藏气水同产井产能评价时遇到的问题,依据渗流力学中气水两相不稳定渗流的基本方程,采用气藏工程方法和改进的修正等时试井方法及热力学原理,并考虑井下油嘴节流及气体高速非达西和滑脱效应的影响,提出了低渗透高含水气藏的产能评价方法。该方法在理论推导的基础上,对气水两相广义拟压力和修正等时试井方法进行了改进,最后结合井下油嘴节流原理和气体通过油嘴时的滑脱效应方程,利用热力学方法和数值分析方法,求出气水同产井的产气能力及最大携液流量。根据模拟井数据,分别用传统产能评价方法和上述方法进行了计算,计算结果表明：传统方法的计算值偏高,而上方法的计算结果比较符合实际。这为低渗透高含水气藏下入井下节流器的气井的产能评价提供了新的思路。     

低渗透气藏应力敏感性实验研究

地应力是影响储层物性参数的重要因素,特别是对地应力敏感的储层、、实验研究表明。不管是干燥岩石还是含束缚水岩石,低渗透砂岩气藏储层的应力敏感性是客观存在的。而且这种应力敏感性对储层渗透率造成的伤害不可忽视。随着有效压力的升高,渗透率是逐渐降低的低渗透气藏岩心的孔隙度随有效压力的增大呈指数关系递减。低渗透气藏应力敏感性与储层含水饱和度有关,束缚水饱和度越高。应力敏感性越强。低渗透气藏孔隙变形具有弹塑性变形的特征。