酸对灰岩地层井壁稳定性及临界压差的影响研究

井壁稳定问题不仅直接影响着钻井的安全高效,而且影响着油气井完井方式的选取及油气田的开发效益。影响井壁稳定的因素包括力学的和物理化学的因素,涉及到油气田开发的全过程。为此,从岩石力学实验出发,以四川盆地某气藏飞仙关组灰岩储层为例,全面分析了盐酸作用前后灰岩地层岩石强度的变化规律,并基于实验结果,利用三维弹塑性有限元力学模型,计算分析了酸作用前后的井壁稳定性和临界生产压差的变化。研究表明,盐酸作用使岩石的机械强度及井眼的稳定性都有所降低;对致密砂岩、灰岩等在生产初期需进行酸洗、酸化或压裂增产措施的地层,其临界生产压差的控制应该考虑到增产措施的影响,而不应采用岩石的初始强度进行预测。另外,岩样取心方式对岩石强度参数、井壁稳定及临界压差的预测结果也有较大的影响。通过实验研究认为,岩石取心方式应视井眼在储层段的轨迹与水平向的夹角而定。对直井,岩石取心为直井全尺寸取心的侧向,对水平井,岩石取心则为直井全尺寸取心的平行方向。

疏松砂岩出砂机理与出砂临界压差计算方法研究

涩北气田由于成岩程度差、岩性疏松,在气田开采过程中极易出砂,并且伴随着地层出水,地层的出砂将逐渐加剧。合理的防砂策略是控制生产压差,实施主动防砂。本文从疏松砂岩储层岩石成分、出砂的力学-化学机理等角度,结合对岩石内聚力强度影响因素的实验数据分析,建立了新的气井出砂临界生产压差计算方法,新模型以常规理论解析模型为基础,根据实验数据的回归,引入随含水饱和度而变化的岩石强度计算模型。对比现场出砂压差实测数据,新方法的计算结果更为合理。

冀东油田出砂临界压差预测研究

为进一步提高冀东浅层油藏的开发效果,需要进行出砂临界压差预测研究.通过储层岩芯试验,得到储层岩石强度,分析认为冀东油田储层段岩芯单轴抗压强度普遍较低,绝大多数在5 MPa以下,属于典型的弱固结砂岩储层,储层出砂的可能性较大.结合孔隙度经验模式,确定G114-6井储层段临界出砂生产压差在l MPa以下；LN2-6井储层段临界出砂生产压差在0.1～2.5 MPa之间.

注水井裸眼坍塌临界压差预测方法比较分析

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层主要采用裸眼酸压完井,注水井井眼坍塌频发,严重影响注水开发效果和井筒注采安全。针对塔河油田注水井裸眼坍塌状况,比较了3种井壁稳定临界压差预测模型,并结合预测实例分析了井眼坍塌的原因。地层稳定指数法预测的临界压差值相对最大,含弱面预测模型预测的临界压差值相对最小;临界压差随岩石抗压强度的降低而逐渐降低。注氮气诱喷时连续油管下深过大和周期注水替油阶段井筒液面下降过大是导致注水井裸眼坍塌的主要原因。推荐采用含弱面预测模型,建议将试油阶段连续油管下深和替油阶段井筒液面均控制在500 m以内,防止井底压差过大。

砂岩气藏出砂临界压差预测方法

当砂岩气藏渗流速度达到一定程度时,井底附近地带的岩层结构遭受破坏造成气井出砂。出砂危害极大,确定合理的出砂临界压差显得尤为重要。进行了大量真实岩心气井出砂临界流量径向驱替模拟试验,从而测定砂岩气层发生出砂时的气体临界流量,并计算出储层条件下的出砂临界压差。与4种出砂预测模型预测结果进行对比,优选了适合砂岩气藏的最佳模型。进行了模型的误差分析与模型系数修正,形成了一种简单有效的气田临界生产压差预测方法。该技术首次在南海某深水气田进行了成功应用,指导了该气藏完井方式的选择和合理生产压差制度的制定。

斜井临界生产压差预测

油层出砂是井底压降超过某个临界值后岩石骨架发生破坏引起的。从井壁稳定性的力学机理出发,分析了斜井应力分布的基本规律,建立了斜井出砂的临界压差力学模型,并根据绥中36-1油田7口井的基础数据进行了实例计算。计算结果表明:在同样的条件下,斜井的临界生产压差大于水平井的临界生产压差。利用该模型计算临界生产压差,完全可以满足生产需要。

完井方式对砂岩油藏临界生产压差及产能的影响研究

以某砂岩油藏为例,通过建立的三维弹塑性出砂预测有限元模型,对不同完井方式对砂岩油藏临界生产压差及产能的影响进行了计算分析。结果表明,该油藏在裸眼完井、小孔径深穿透射孔完井及大孔径射孔完井方式下的临界生产压差分别为10MPa、6MPa和4MPa;在射孔完井方式下,与σH2方向平行的射孔孔眼最不稳定;若采用定方位射孔,避开与σH2方向平行的射孔孔眼,在以上两种射孔完井方式下的油井与螺旋布孔射孔完井相比可分别将临界生产压差提高到9MPa和5MPa。通过比较三种完井方式下的临界产能认为,裸眼完井能够在较低的压差下获得较高的产量。但是由于该地层岩石强度低,易出砂,为了满足产能的需要,建议在裸眼内下入防砂工具进行完井。

底水油藏水平井临界生产压差研究

在底水油藏水平井开发底水脊进原理的基础上,采用等值渗流阻力法,结合底水驱动垂向临界速度导出了底水油藏开发的临界生产压差计算模型及临界产能的计算方法。分析了垂向渗透率、油水密度差、水平井位置、油水粘度比以及底水锥进高度等参数对临界生产压差的影响,其结果对水平井开发底水油藏确定合理的生产压差具有指导作用,为底水油藏水平井产能设计提供了参考依据。

疏松砂岩水平井临界生产压差预测模型的建立

油井的出砂已经成为困扰疏松砂岩油藏生产的一个严重的问题,科学有效地进行出砂预测对于指导油田高效开发具有重要的意义。本文分析了疏松砂岩油层出砂机理,在油层出砂机理的基础上,从井壁稳定性的力学机理出发,对水平井井壁三维应力进行了分析,利用Mohr-Coulomb破坏准则,建立了水平井出砂临界生产压差模型,并通过对某区块的8口井进行了计算,数据结果表明:此8口井的临界压差与实际生产状况基本相近,因此利用该模型计算临界生产压差,可以为油田生产提供指导依据。

HDPE瓶及其铝箔封口临界压力试验研究

本文研究了ＨＤＰＥ瓶装保鲜奶在二次灭菌过程中瓶内压的变化规律；通过模拟实验测定了ＨＤＰＥ瓶的变形量，建立了ＨＤＰＥ瓶变形量随温度及压力差变化的二元回归方程。在此基础上测试得到了ＨＤＰＥ瓶及其铝箔封口的的临界压力差。为乳品生产及研制国产保鲜奶设备提供了参考依据。

HDPE 瓶及其铝箔封口临界压力试验研究

本文研究了HDPE瓶装保鲜奶在二次灭菌过程中瓶内压的变化规律;通过摸拟实验测定了HDPE瓶的变形量,建立了HDPE瓶变形量随温度及压力差变化的二元回归方程.在此基础上测试得到了HDPE瓶及其铝箔封口的临界压力差.

孤东油田水平井合理生产压差研究

孤东油田属于底水疏松砂岩油藏,出砂严重,底水锥进速度快。从不出砂以及减缓底水上升两个方面进行合理生产压差研究,应用摩尔-库伦准则计算了孤东油田出砂临界生产压差为2.11 MPa。应用数值模拟方法综合考虑了不同生产压差下含水率以及累产油的变化,得到了减缓底水上升的合理压差为6 MPa。综合考虑得到孤东油田水平井合理生产压差为2.11 MPa,为水平井合理开采提供理论依据。

边底水油藏注水开发条件下水平井临界产量研究

边底水油藏注水开发时由于重力分异作用产生次生底水,采用合理的产能是减缓底水脊进的重要手段。利用油藏工程方法推导了含油高度、含水高度随累产油的变化关系。采用等值渗流阻力法,结合底水驱动垂向临界速度得到了见水前油藏水平井开发的临界生产压差。最后应用势的叠加原理,得到了考虑重力势影响下的水平井的临界产量公式。该方法可为边底水油藏在注水开发条件下不同采出程度的水平井确定合理产能提供理论依据。

气动调节阀流量特性研究与试验分析

受管道阻力损失影响,气动调节阀的理论流量曲线会发生偏离,固有流量特性在大压差下更容易发生畸变。从理论和试验室条件下的试验数据,分析了曲线偏离的原因,提出在进行调节阀流量试验前,应根据试验室的资源条件提前确定阀门的临界压差,从而保证试验数据的准确性。

6种文丘里施肥器吸肥性能比较分析

对北京地区微灌常用的6种文丘里施肥器进行了试验,在理论分析的基础上结合相关数据,建立了6种文丘里施肥器吸肥量、入口流量、临界流量和临界压差的回归模型并进行了比较分析。结果表明:进、出口压力直接影响了施肥器的吸肥量和入口流量,施肥器YR、RF对压力波动等不利工况较敏感,而AD系列和NF则更能适应波动的工作压力环境。NF和AD-1等临界压差小,工作区间大;而RF和YR工作区间小,只有临界压差达到进口压力1/2以后才可正常吸肥。文丘里施肥器的结构对其水力性能影响较大。

复杂条件下疏松砂岩油藏动态出砂预测研究

静态出砂预测没有考虑地层压力、含水饱和度和地层温度等变化对出砂临界条件的影响,导致开发过程中出砂预测结果与实际偏差较大。为了研究动态因素对出砂条件的影响规律,根据试验结果拟合岩石强度含水饱和度的变化规律,含水饱和度由0.15变为0.50时,储层岩石强度下降幅度可达60%左右;考虑地层压力下降对近井地应力的影响,以及温度变化导致的储层热应力改变,建立了稠油热采储层动态出砂临界条件的预测方法。渤海油田注多元热流体油井数据分析表明,储层出砂临界压差随着地层压力下降和温度升高以类似于指数式规律降低,在早期变化较快,然后下降速度逐步变缓;出砂临界压差随含水饱和度和含水率的升高以接近线性的规律降低。研究表明,注热开采稠油油藏出砂风险最大的时期为注热—焖井—生产的转换阶段,即转生产的初期,此时应逐步缓慢提高产量到正常产量。

裂缝性储层裸眼井壁失稳影响因素分析

国内西部油田碳酸盐岩地层埋藏深、温度高、缝洞系统发育,生产过程中井区裸眼完井地层出现垮塌现象,堵塞、埋卡管柱。通过研究现场资料对井壁垮塌的原因进行了分析,同时,由于地层温度高、压力大,建立了考虑温度场、渗流场、裂缝产状、水化作用等因素影响的井壁垮塌预测模型,对碳酸盐岩深井高温水化地层裸眼完井垮塌机理进行了研究。研究表明,模型对维持井壁稳定的最小井底压力的预测比常规模型高2～3 MPa,提升了预测精度;随着岩石裂缝倾角的增加,其强度先减小后增加;井壁最为安全的地层是裂缝倾角为0～20°,倾向近水平最小地应力方位,其次是倾角60～90°,倾向近水平最大地应力方位;维持井壁稳定的最小井底压力随着水化后弱面内摩擦因数及弱面黏聚力的降低而增加,随着应力差的增加而增加。

弱固结砂岩气藏出砂物理模拟实验

海上弱固结砂岩气藏一旦出砂,危害极大,准确地预测出砂尤为重要。目前国内外关于出砂预测的模型均基于一定的假设条件进行理论计算,参数较多,直接影响到预测精度。笔者基于出砂物理模拟实验,首次研制了一套气井出砂物理模拟实验装置,并进行了大量实际储层全直径岩心模拟实验,测定了岩心发生出砂时的临界压差与流量,通过相似原理反算出实际生产时的出砂临界压差。根据实验测试结果,回归了生产压差与岩心单轴抗压强度的拟合关系,形成了一种简单有效的弱固结气藏出砂预测方法。该方法首次在南海某深水气田进行了应用,预测误差可控制在10%以内。

固结砂岩气藏出砂预测方法研究

结合试验结果将固结砂岩储层简化为具有残余强度的弹脆塑性体,计算了强度参数。通过气藏孔隙压力和岩石骨架应力分布规律分析,以Bratli孔穴稳定准则为出砂判据,建立了固结砂岩储层气井裸眼完井出砂临界压差的确定准则,并利用该准则对南海某气田出砂临界压差进行了分析评价,为最大限度地提高气井产量,减少气井出砂对管壁冲蚀提出了可靠依据。

苏丹PAL油田出砂预测研究

利用现场多种资料对PAL油田主力油层进行了出砂预测综合研究——包括声波时差法、孔隙度法、出砂指数法、组合模量法,临界生产压差方法等,得出该油田主力油层在初期正常生产条件下出砂轻微,在适当时机应进行防砂完井的结论,同时建立了各井的临界生产压差剖面。将各种方法的预测结果与DST、油井短期/长期测试资料进行对比,建立了符合PAL油田出砂模式判识的指标。研究结果为今后本区块及附近区块油井出砂界定,提供准确的量化依据,还可为同类油田的开发提供良好的借鉴和参考。