林昕, 苑仁国, 秦磊, 刘素周, 苏朝博, 卢中原, 于忠涛, 谭伟雄

2021, 28(2): 1-10. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.001

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地质导向钻井前探技术可有效提高钻井效率和成功率。将地质导向钻井前探技术分为近钻头前探技术、随钻地震前探技术和方位电磁波前探技术3类,结合复杂油气藏勘探开发案例,对地质导向钻井前探技术中常用的近钻头测量、R-VSP、VSP-WD、边界探测、储层成像和随钻前视等方法进行了分析总结。各种地质导向钻井前探技术分别从不同途径实现地质导向钻井前探测量,但都存在一定的局限性;前探技术应在提高探测精度与多方法联合应用上深入研究,为应用前探技术进行套管下深设计、地层压力预测、泥浆窗口设置、复杂油气藏精细刻画、钻井轨迹优化等提供有力的技术支撑。该研究对于地质导向钻井前探技术科研攻关及现场应用具有参考价值。

蜀南地区二叠系火成岩特征及储集性研究

江昱良, 秦启荣, 高瑞琪, 崔靖, 耿超, 范存辉

2021, 28(2): 11-19. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.002

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为探索蜀南地区火成岩地质特征与勘探潜力,从研究区野外露头、岩心、岩屑、测录井以及地震等资料入手,对火成岩岩性、岩相、储层特征及其分布进行分析。研究结果表明:蜀南地区火成岩主要发育玄武岩与凝灰岩,玄武岩由南西向北东逐渐减薄至尖灭,凝灰岩则在犍为一带最为发育;岩相主要为溢流相与爆发相,在每种相带的不同纵向区域发育构造缝、溶蚀孔等独特的储集空间;储层主要包括溶蚀的凝灰岩储层与裂缝型玄武岩储层,分别发育于爆发相上部与溢流相裂缝发育区。研究结果对深化蜀南地区火成岩研究提供技术支撑,对该区持续勘探开发的部署具有指导意义。

沧东凹陷孔二段低熟页岩纳米孔隙特征及主控因素

张盼盼, 刘小平, 关铭, 孙彪

2021, 28(2): 20-26. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.003

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为深入研究湖相低熟页岩储层纳米孔隙特征和主控因素,选取黄骅坳陷沧东凹陷孔二段12块样品分别进行X衍射、有机地球化学测试、扫描电镜、低温氮气吸附等测试工作,对孔二段页岩储层进行分析。结果表明:沧东凹陷孔二段页岩总有机碳含量为0.48%~7.23%,有机质热演化程度为0.45%~0.84%,整体上处于低熟阶段;页岩纳米孔隙的晶间孔、溶蚀孔隙、有机质收缩缝发育丰度较高,有机质孔次之;纳米孔隙形态整体上呈较开放的状态,孔隙结构以中孔和宏孔为主;页岩孔体积的变化受机械压实、有机质生烃、黏土矿物转化等因素的综合影响,孔体积与黏土矿物含量和总有机碳含量呈一定的正相关性,有机质的赋存形式是页岩有机质孔发育的关键因素。该成果为湖相低熟页岩储层评价提供了理论依据,对湖相低熟页岩资源评价具有一定的参考价值。

鄂尔多斯盆地中部奥陶系马四段天然气成藏主控因素

任海姣, 吴伟涛, 赵靖舟, 陈梦娜

2021, 28(2): 27-33. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.004

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鄂尔多斯盆地中部奥陶系马四段碳酸盐岩天然气具有一定的勘探潜力,但其天然气成藏主控因素尚不清楚,限制了该区勘探的深入,针对这一问题,利用钻井、测井、地球化学、试气等资料,分析奥陶系马四段天然气藏特征,从气源岩条件、储层特征、运移条件和遮挡条件等方面开展成藏主控因素研究。研究结果表明:马四段气藏类型主要为岩性气藏;气源岩条件控制着天然气的贫富,马四段天然气为上古生界煤系源岩和下古生界碳酸盐岩源岩生成的混合气,并以前者为主,由于气源条件不充足,整体产气量较少;储层特征导致天然气主要富集在物性中等的灰云坪相和云灰坪相;孔隙、裂缝与断层组成的三维网络系统为天然气运移提供通道;在灰岩遮挡条件控制下,天然气主要分布在厚层白云岩与灰岩岩性变化带以及厚层灰岩中部云质含量增加的部位。通过对马四段天然气成藏主控因素的认识,可为鄂尔多斯盆地海相碳酸盐岩勘探提供理论依据。

威远构造W202区块龙马溪组龙₁¹亚段页岩气储集层岩石学特征

杨光, 田伟志, 吕江, 徐守辉, 康乐, 李晗菲

2021, 28(2): 34-40. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.005

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为明确四川盆地川西南地区低陡褶皱带威远构造页岩储集层岩石化学成分及矿物性质与含气性的关系,选取威远构造W202区块下志留统龙马溪组岩心样品,对岩石化学元素、页岩矿物类型及特征、有机碳含量与吸附能力等进行研究。研究表明:龙马溪组龙₁¹亚段岩性主要为灰质(云质)页岩、硅质页岩、炭质页岩、黏土质页岩;矿物类型以陆源矿物、自生矿物、生物碎屑和少量有机质为主;纵向上发育4个小层,但其岩石化学特征存在明显差异,其中,龙₁¹Ⅰ小层发育石英,脆性好,多见黄铁矿,有机质丰度高,吸附能力强,为页岩气优质储层。该研究为页岩气勘探和开发方案调整提供技术支持。

塔里木盆地哈拉哈塘地区碳酸盐岩油气富集规律

祝渭平, 孙东, 姚清洲, 房启飞, 代冬冬

2021, 28(2): 41-48. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.006

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哈拉哈塘地区是塔里木盆地主要的含油区带,受多期构造运动影响,油气富集规律预测难度大。为此,基于地震资料解释,对哈拉哈塘地区热瓦普区块深层碳酸盐岩的断裂展布、成藏期古构造进行系统研究。储层展布及产能数据分析结果表明:研究区次级NE—SW向、NW—SE向及近SN向分支断裂对油气进行二次调整运移,在其上倾倾末端储层发育终止区富集成藏;油气沿优势运移方向,长期处于古构造鼻状隆起区及局部构造高点叠合区的储层利于油气保存。基于断裂及古构造分析,结合储层特征,建立了“X”型走滑断裂由南向北疏导油气,其伴生的次级分支断裂对油气进行二次调整运移,沿油气优势运移方向、在多期古构造隆起或局部构造高点叠合的储层发育区油气富集的成藏模式。研究结果可为碳酸盐岩油气勘探开发提供一定的借鉴。

鄂尔多斯中部长₇段中等热演化程度页岩气地球化学特征

霍萍萍, 范柏江, 王妍妍, 梁全胜, 李亚婷, 王霞, 师良

2021, 28(2): 49-56. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.007

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针对鄂尔多斯盆地中部地区长₇段页岩热演化偏低以及页岩气赋存特征复杂的问题,利用基本地球化学方法以及气体解析实验开展对比性研究,揭示页岩气的地球化学特征,探索页岩气的赋存过程。研究结果表明:页岩的有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ₁型,热演化程度为中等,有机碳含量平均为4.52%,游离烃含量为4.09 mg/g,热解烃含量为8.70 mg/g;研究区页岩气属于油型气,其地质成因为热解成因;页岩气的赋存相态为游离气、溶解气和吸附气共存,且吸附气含量和溶解气含量之和大于游离气含量;页岩对不同气体的吸附性能具有较大差异,对氮气的吸附性最弱;烃类气体中,小分子气体的初次运移能力强于大分子气体。由于热演化程度偏低,一方面使得页岩内部油气水共存,整体含气性不高,另一方面使得油气在地质运动过程中得以大量保存。在针对长₇段的开发过程中,进行页岩油气的共同开发最具有现实意义和经济价值。研究结果对长₇段下步勘探开发具有一定的指导意义。

基于井温的超深断溶体油藏油井动用深度计算

顾浩, 尚根华, 李慧莉, 王强, 朱莲花, 赵锐, 康志江, 李王鹏

2021, 28(2): 57-62. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.008

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超深断溶体油藏纵向连通性好,油井生产时井底下方油气易沿断裂高导流通道向井底流动。为明确油井油藏动用深度,以Z油田W9井为例,对比分析超深断溶体油藏流温、静温特征,并基于温度特征建立不同温度-深度关系下油井动用深度计算方法。研究表明:同一深度下流温大于静温,与油嘴直径无关;当深度一定时,油嘴直径越大,流温越高;随深度增大,流温与静温差整体呈降低趋势,靠近井底处流温梯度较低;超深断溶体油藏温度特征受热损失、油井动用深度和传热方式影响;W9井在目前4.5 mm油嘴生产条件下动用深度约为52～62 m。该研究可为超深断溶体油藏油柱高度判断、储量计算、合理生产制度的制订提供依据。

胜利油田稠油未动用储量评价及动用对策

李伟忠

2021, 28(2): 63-71. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.009

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胜利油田稠油资源丰富,经过多年技术攻关和开发建设,仍有近3.20×10⁸t探明储量未得到有效动用。为实现不同类型稠油未动用储量的有效开发,系统分析了储量特点及开发难点,将其划分为敏感稠油、深层低渗稠油、特超稠油、边底水稠油和超薄层稠油5种类型,综合应用物理模拟、数值模拟、室内实验等方法,制订了不同类型未动用储量的开发对策。研究表明:敏感稠油油藏可采用适度出砂、稠油降黏冷采、火烧油层等技术,深层低渗稠油油藏可采用压裂辅助增溶降黏、降黏引驱技术开发,特超稠油油藏可采用E-SAGD、HECS强化采油技术提高原油流动性,边底水稠油油藏可通过底水蒸汽驱、降黏冷采、微生物采油技术减少边底水对开发的影响,薄层稠油油藏主要考虑短半径水平井、压裂+降黏冷采技术增加单井控制储量。研究形成的技术与认识对国内外相似储量的动用有一定的指导和借鉴意义。

缝洞型碳酸盐岩油气藏关键开发指标预测方法及应用

常宝华, 李世银, 曹雯, 刘志良, 路琳琳

2021, 28(2): 72-77. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.010

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针对缝洞型碳酸盐岩油气藏关键开发指标预测难度大的问题,运用物质平衡理论、井控动态储量评价及已投产储集体动态、静态参数回归分析等方法,建立了由孤立缝洞型油气藏到区块整体的关键开发指标预测方法,可相对准确地预测单井及区块的可动用储量、可采储量、采收率及气举措施增产油气量等关键开发指标。研究方法应用于中古I区块,结果表明:该区块天然能量情况下油、气可采储量分别为85.8×10⁴、26.6×10⁸m³,油、气采收率分别为27.8%、59.2%,区块内未投产储集体可动用储量规模为36.4×10⁸m³,气举措施后油、气采收率分别为32.6%、68.4%,气平均举措施油、气采收率增幅分别为4.8、9.2个百分点。该方法可以有效预测此类油气藏单井储集体及区块的关键开发指标,为开发方案编制及技术政策制订提供依据。

高温高压非稳态气水相渗测试装置及方法

张广东, 吴铮, 李钇池, 陈一健, 杨青松, 潘毅

2021, 28(2): 78-82. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.011

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目前高温高压气藏气水相渗曲线多采用非稳态测试方法获取,测试装置主要采用回压阀控制流体压力,但高温高压条件下易产生压力波动,气水计量易产生偏差。为此,提出了一种基于电容法的高温高压非稳态气水相渗测试装置及方法,测试装置引入了自主研制的电容式液位计量计,实验温度和压力分别提高到200.0 ℃和80.00 MPa,通过液体体积与电容变化计量产水量,通过电动涡轮计量泵控制流体压力、计量气体体积,根据实验测试数据分析了流体压力和油藏温度对气水相渗曲线的影响。结果表明:相同条件下,实验温度升高,束缚水饱和度变小,气水共渗区域变宽;实验流体压力降低,束缚水饱和度变大,气相相对渗透率变小。研究成果对高温高压气藏开发方案设计、动态分析及气水渗流规律认识具有一定指导意义。

安岳气田磨溪区块深层含水碳酸盐岩气藏驱动能量变化规律

阮基富, 庞进, 袁权, 易劲, 欧家强

2021, 28(2): 83-88. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.012

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深层碳酸盐岩有水气藏储层孔洞、裂缝发育,岩石压缩性强,气水关系复杂,影响气藏驱动能量变化,进而导致气藏动态分析和开发方式优化差异较大。针对该问题,以安岳气田磨溪区块龙王庙气藏为例,通过实验研究深层碳酸盐岩压缩系数变化规律,建立不同类型储层的压缩系数应力敏感方程。并结合水驱气藏物质平衡方程,通过压降指示曲线来研究不同类型储层压缩系数对变容封闭气藏驱动能量变化的影响、封存水区和气水过渡带不同含水饱和度对变容气藏驱动能量变化的影响、压缩性对水驱气藏驱动能量的影响。计算009-3-X2井不同时期的驱动指数并分析其变化规律。研究结果表明:碳酸盐岩不同类型储层压缩系数差异大,缝洞型储层压缩系数应力敏感性强,开发初期岩石和孔隙水的弹性能量强,弹性驱动指数为0.317~0.535,弹性能量主要在采出程度低于20%时释放;当储层含水饱和度达60%时,地层内自由水的弹性驱动指数达0.359;当存在边底水时,边底水压驱动能量在初期较强,后期逐步减弱。研究成果可为碳酸盐岩气藏开发方式优化、产能评价和储量计算提供重要依据。

可动水对储层应力敏感性影响的实验研究

杨国红, 李秀清, 李明秋, 吴铮, 朱讯, 邹娟, 李雪松, 丰妍

2021, 28(2): 89-95. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.013

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针对存在可动水条件下气水两相渗流测定时压力难以达到稳态、测试周期长的问题,提出了一种高温高压气水两相渗流条件下应力敏感性实验评价方法,通过引入电容法液体计量计控制岩心含水饱和度、蠕动泵调节气水循环流动获取应力敏感性数据,进而分析可动水对储层应力敏感性的影响,摆脱了单一调整入口端气水比例和回压阀联合控制的测试局限,丰富了气水两相渗流过程可动水控制技术。研究结果表明:可动水条件下的储层应力敏感性远强于干岩心和束缚水饱和度下的应力敏感性,随着岩心含水饱和度的不断增加,储层应力敏感性不断增强;岩心物性越好,可动水对应力敏感性的影响越小;建立了考虑应力敏感性的可动水条件下产能模型,发现储层含水饱和度越高,应力敏感性对气井产能的影响越大。研究结果对含水气藏渗流机理及产能评价具有重要的指导意义。

煤层气藏非对称水力裂缝直井产能评价

李陈

2021, 28(2): 96-101. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.014

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煤层具有非均值性较强、压裂裂缝展布不均匀、非对称分布等特点,目前缺少煤层非对称裂缝产能评价模型。针对上述问题,运用Langmuir等温吸附方程及Fick扩散定律描述煤层气藏中的吸附、解吸及扩散现象,引入特殊的拟时间函数解决考虑吸附解吸现象的物质平衡方程中非线性较强的问题,利用新定义的参数表征压裂过程中水力裂缝的非对称性,得到裂缝不同对称程度时的产能评价模型及其解析解,通过时间叠加原理,实现了实际生产数据与理论数据的拟合。研究表明:裂缝的非对称性对气藏产能评价及预测结果影响较大;对称裂缝地层能量利用率最高;裂缝的非对称性对产能评价的影响主要发生在生产前期,随着裂缝导流能力的增加,裂缝的非对称性对气井产能的影响越来越小。研究成果对准确评价和预测煤层气藏压裂直井产能和高效开发具有重要指导意义。

二氧化碳驱替与埋存一体化数值模拟

高冉, 吕成远, 伦增珉, 王锐

2021, 28(2): 102-107. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.015

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目前数值模拟无法同时计算CO₂在油、气、水相中的分配及水相中溶解CO₂对储层物性的影响。针对该问题,应用CO₂驱替与埋存一体化数值模拟,通过耦合油气两相闪蒸、CO₂在水中的溶解和溶蚀作用,同时模拟CO₂在油气水三相中的分配、溶解CO₂对储层物性的影响、CO₂驱油与埋存全过程。研究结果表明:CO₂溶于地层水后形成碳酸溶蚀岩石,导致储层渗透率增加,作用时间越长,溶蚀效果越明显;CO₂在水相中的溶解和溶蚀作用对累计产油量和CO₂埋存量均有影响,在研究CO₂驱替与埋存问题时需要同时考虑溶解和溶蚀作用,才能反映生产实际。对濮城油田沙一下储层进行数值模拟研究,证明了CO₂驱替与埋存一体化数值模拟方法准确。该研究对CO₂驱油与埋存项目的方案设计和CO₂埋存潜力评价具有借鉴和指导作用。

纳米颗粒增强AM/AMPS复合凝胶反向堵水技术

王恩成

2021, 28(2): 108-111. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.016

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针对普通聚合物调驱剂强度低、耐温耐盐性差等问题,研制了添加纳米SiO₂颗粒的AM/AMPS聚合物复合凝胶堵水剂,并分析其堵水机理。实验研究表明:AM/AMPS+SiO₂复合凝胶具有良好的耐温耐盐性、耐冲刷性及封堵性能,其堵水机理为改善润湿性,将岩层由亲油变为亲水。使用该复合凝胶对文留油田的油井实施反向堵水驱油作业,驱油效果明显改善,累计增油量为4 244.0 t,取得了良好的经济效益。该研究对解决采收率低的高含水油井具有指导意义和应用推广价值。

储层改造三维物理模拟实验研究与应用

李莉, 张兴勇, 秦俐, 唐建

2021, 28(2): 112-119. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.017

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储层改造的影响因素分析,一直以来多以经验和理论为主,偶有开展的小尺寸岩样实验,结果亦不能反映储层改造的真实情况。为揭示施工参数对储层改造的影响规律,参照顺北油田典型高应力储层岩石力学参数制作了大尺度实验样品,采用水力压裂物理模拟系统开展了三维水力压裂实验,研究了泵注排量、液体黏度对水力压裂的影响,以及声音发射振幅与泵注压力的关系。结果表明:随着初期泵注排量的增加,储层改造所需的破裂压力逐渐增加,达到一定数值后排量对破裂压力影响较小;泵注排量对破裂瞬间裂缝尺度大小有影响,但对整个压裂过程的影响很小;施工初期采用低黏滑溜水可明显降低破裂净压力,有利于降低施工压力;声发射振幅与泵注净压力正相关,破裂净压力越大振幅越大。研究成果可为高应力超深井压裂施工参数优化设计提供参考。

低渗透油藏常规水驱与二氧化碳驱井距界限研究

于友, 魏建光, 张宝忠, 李江涛

2021, 28(2): 120-125. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.018

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为实现吉林油田低渗透油藏井距优选设计,以吉林油田扶余油层为例,通过开展压力梯度测试实验,绘制了水驱和二氧化碳驱启动压力梯度与渗透率关系曲线,结合“一注一采”模式下储层压力分布规律,建立了水驱和二氧化碳驱的合理井距设计图版。结果表明:低渗透扶余油层的最小启动压力梯度与渗透率呈负幂指数关系,在注采压差为15~25 MPa条件下,同一岩心水驱的最小启动压力梯度为二氧化碳驱的2~4倍;储层渗透率低于0.10 mD时,二氧化碳驱的合理井距上限大于水驱,更具效益开发优势,渗透率为0.05~0.10 mD时对应的合理井距为120~380 m;储层渗透率大于0.10 mD时,水驱成本更低,更具开发优势,渗透率为0.10~0.20 mD时对应的合理井距为70~120 m。该研究成果对吉林油田扶余油层不同介质驱替下合理井距选择有借鉴意义。

基于缝网扩展模拟的致密储层体积压裂水平井产能贡献分析

慕立俊, 吴顺林, 徐创朝, 苏玉亮, 任龙

2021, 28(2): 126-132. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.019

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针对致密储层体积压裂缝网扩展预测和多重孔隙介质耦合流动模拟难度大的问题,开展了基于体积压裂裂缝扩展机理的致密储层流体流动规律研究,建立了多重介质不稳定渗流数学模型和多裂缝互相干扰条件下的压裂裂缝网络扩展模型,并采用有限单元法求解。以鄂尔多斯盆地致密油为例进行生产模拟,分析致密油藏体积压裂水平井不同孔隙介质产量贡献程度。研究表明:体积压裂水平井簇间距减小,则水力裂缝延伸长度变短,平均带长减小,改造面积先减小后趋于平缓,平均带宽和裂缝宽度先增大后趋于平缓;体积压裂水平井产能贡献以天然裂缝和水力裂缝为主,基质对产能贡献较小。研究结果为致密储层压裂水平井裂缝扩展模拟和产能预测提供了一定的理论基础。

超深裂缝性碎屑岩储层天然裂缝激活研究

张辉

2021, 28(2): 133-138. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.020

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针对塔里木油田白垩系巴什基奇克组超深裂缝性碎屑岩储层天然裂缝激活方法不明确的问题,根据摩尔-库伦破坏准则,对研究区储层天然裂缝发生剪切激活和张性激活条件进行分析,模拟测试了水力压裂和酸化压裂中的裂缝导流能力。研究结果显示:水力压裂中存在相互错动的裂缝导流能力是无错动裂缝的100~1 000倍,无错动裂缝加砂后导流能力超过1 000倍,缝网压裂过程中天然裂缝剪切滑移也会实现增产改造效果,加砂对无错动裂缝改造效果具有重要影响;在加砂条件下,裂缝是否存在错动对导流能力无本质影响。缝网酸化压裂中充填性天然裂缝在较低闭合应力下(小于20 MPa)酸岩反应时间对导流能力影响不大,在较高闭合应力下,酸岩反应时间越长,充填物溶蚀量越大,导流能力保持程度越高;充填性天然裂缝可以通过酸蚀获得有效导流能力,而非充填性天然裂缝不能通过酸蚀获得有效导流能力。研究成果为库车山前超深储层缝网改造提供了技术支持。

气藏型储气库注气期试井分析探讨

刘晓旭, 周源, 王霞, 罗鑫, 周道勇

2021, 28(2): 139-143. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.021

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针对气藏型储气库注采井注采过程中储层物性参数影响因素不明确、注采能力不对称的问题。基于相国寺储气库井下连续油管试井测试结果,提出储气库注气期“温降效应”、“变表皮效应”的概念,分析了储气库注采过程中温降效应、变表皮效应以及储层应力敏感对注采的影响。通过气藏型储气库注气期试井分析技术,研究各因素在试井曲线上的响应特征以及对试井解释参数的影响。结果表明:①相对于采气期试井测试,注气期测试得到的储层物性参数具有同样的参考价值;②储气库温降效应对于试井解释结果的影响可忽略不计,而在不同注采运行周期内,变表皮效应以及应力敏感效应影响差异较大;③编制储气库注采运行方案时应充分考虑变表皮效应与应力敏感的影响,在不同注采运行周期内开展试井测试获取准确的储层参数值。研究成果为储气库试井测试与解释提供了重要的研究依据和理论指导。

基于乳状液渗流机理的三元复合体系设计方法及应用

岳青

2021, 28(2): 144-149. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.022

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大庆油田ASP(碱、表面活性剂、聚合物)三元复合驱矿场试验实施过程中,原油采出液出现了严重乳化现象,且乳状液的运移规律及其对提高采收率影响程度不明确。因此,开展长岩心模型实验,明确了乳状液渗流及驱油机理。结果表明:按照实际三元复合体系配方注入,随着运移距离的增加,乳化能力不断减弱,0.40倍孔隙体积时产生乳化段塞,0.60倍孔隙体积时乳化结束,乳化段塞长度为0.20倍孔隙体积。驱油实验显示,最佳的驱油段塞尺寸为0.30倍孔隙体积,实际乳化段塞未达到最佳尺寸,需要延长三元复合体系注入。实验真实反应了地层条件下三元复合驱乳化过程,明确了乳化规律以及乳状液段塞对驱油效果影响程度,对现场段塞设计和调整具有重要的指导意义。

高地饱压差油藏应力敏感特征及定量表征研究

贾品, 李壮, 尹恒飞, 程林松

2021, 28(2): 150-155. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.023

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高地饱压差油藏通常具有中孔中高渗及储层压力变化幅度大等特点,此类油藏开发过程中往往会出现应力敏感现象。为此,以垦利油田为例,针对高地饱压差油藏应力敏感特征,利用天然岩心覆压气测渗透率实验方法,明确了岩心在单次及多次升压降压过程中所受有效应力与渗透率的变化规律,通过定义新的应力敏感系数,形成了此类油藏的乘幂式应力敏感定量表征方法。研究结果表明:30、100、300 mD岩心单次升压降压过程渗透率最大损失率分别为35%、27%、15%,多次升压降压岩心渗透率变化趋势与单次类似,渗透率损失率随升降压次数增大而增大,当储层渗透率低于100 mD时渗透率损失率最大可达30%以上。应力敏感规律及表征方法等研究内容对于高地饱压差油藏合理工作制度、合理产能以及储层保护方案设计的制订具有指导意义。

椭圆井眼同心环空赫巴流体流动规律研究及压降计算简化模型

张洁, 汤明, 蒋振新, 甘一风, 曾德智

2021, 28(2): 156-162. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.024

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因岩石和地应力的非均匀性易形成椭圆井眼,导致现有规则圆形井眼环空流动模型存在较大误差。为明确椭圆井眼同心环空赫巴流体流动规律,建立了解析模型和Fluent仿真模型,分析椭圆井眼对环空流速和压降梯度的影响规律;通过修正水力直径和引入有效黏度的方法建立了椭圆井眼同心环空压降计算简化模型,实现流动压降的准确快速预测,并利用解析模型、仿真模型和实测结果对简化模型有效性进行验证。结果表明:当流量一定时,轴向平均流速和最大流速随椭圆长短轴轴长比值的增大呈线性和指数型增加;无量纲压降梯度随椭圆长短轴轴长比值增大呈线性增加;简化模型与仿真模型、解析模型和实测结果均吻合较好,误差分别为±8%、±5%和±5%。研究成果为椭圆井眼同心环空流动压降准确快速预测提供了理论支撑。

高钢级套管段铣工具优化及性能评价

苗娟, 黄兵, 谢力, 汤明

2021, 28(2): 163-170. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.025

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套管段铣技术被广泛应用于老井侧钻和废弃井作业,具有广阔的应用前景。针对常规段铣工具在高钢级套管段铣作业中存在的切割时间长、段铣速度慢、进尺短等难题,设计了适用于Φ177.8 mm套管的高性能段铣工具。段铣工具刀片切削齿采用进口高强度高稳定性碳化钨材质,切削刀片齿形结构优化为内凹齿+锐化菱形齿,磨铣刀片齿形结构优化为内凹齿+非均匀布齿结构。通过地面实验和LS-DYNA仿真模拟系统对设计的段铣工具进行了切割和段铣效果评价。结果表明:高钢级套管段铣工具割断套管时间低于5.00 min,段铣速度大于0.8 m/h,单趟段铣平均进尺为10 m左右,套管段铣效率大幅提高。Φ177.8 mm高钢级套管段铣工具具有切割时间短、段铣速度快、单趟进尺长等优势,推广应用前景广阔。

稠油热采井套管损坏机理及套管挂片技术实验

李宗锟

2021, 28(2): 171-174. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.02.026

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针对蒸汽驱采油过程中套管长期处于高温高压状态导致套管损坏现象频繁等问题,统计分析辽河油田齐40块蒸汽驱套管损坏状况,对套管损坏过程进行力学和热力学研究。研究结果表明:油井注汽时,套管温度升高,产生热膨胀力,热膨胀力随温度升高而增大;当热膨胀力大于套管固井胶结阻力时,套管挣脱水泥环自由伸缩,同时在两者接触面产生斜面效应,使热膨胀力由纵向弹性力转变为不断增大的横向挤压力,导致套管挤压损坏,形成一套完整的套管损坏机理。据此研发了套管挂片技术,经初步试验表明,套管挂片可大幅提高其固井胶结力,降低套管损坏几率。研究成果对提高稠油老区开发效益具有重要参考意义。

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