利用输导层毛细管阻力分布特征研究油气运聚规律

针对利用Hubbert流体势研究非均质输导层中油气运聚规律时存在的问题 ,提出了一种利用相变影响的毛细管阻力分布特征 ,研究油气在非均质输导层中运聚规律的方法。在松辽盆地徐家围子地区登四段输导层天然气运聚规律研究中的应用结果表明 ,该方法不仅可以预测油气的运移方向 ,还可以预测油气聚集的有利场所 ,是研究油气在非均质输导层中运聚规律的有效方法。

利用浮力与毛细管力差值研究油气运聚规律——以沾化凹陷为例

不考虑幕式排烃的情况下,油气在储层中运移和聚集过程中所受到的阻力主要是毛细管力的作用。以钻井、测井资料为依据,通过对沾化凹陷成藏期馆陶组下段埋深、孔隙度及渗透率的恢复,求得成藏期馆下段的毛细管阻力,根据毛细管阻力分布特征研究油气在储层内的运移方向,并与浮力相结合,根据浮力与毛细管阻力的差值分布特征,揭示油气在储层中的运聚规律。

均质滤料恒水位等速过滤的阻力测算运行实践

通过毛细管阻力模型与阀门动作监控反向估算两种方式对南方N水厂1座V型砂滤池进行过滤阻力测算与分析比较,建立清水阀调节开度与水力损失调节关系,并采用毛细管阻力模型对该关系进行检验,为提高科学管理阀门运行的使用周期与调节有效性、运行控制模式提供参考。

低渗透致密砂岩气藏水锁损害室内研究

水锁损害广泛存在于低渗透致密砂岩油气藏,是低渗透致密砂岩油气藏的主要损害类型之一,这严重地影响着油气藏的勘探开发效果。文章在改进现有水锁损害室内评价方法的基础上,以川西致密砂岩气藏为研究对象,采用模拟地层水对致密砂岩气藏由于自吸作用造成的水锁损害,以及作用压力对水锁损害的影响进行了实验研究。结果表明,与水敏损害不同,即使是采用与地层配伍的模拟地层水与岩心接触,水锁损害仍然存在,且水锁损害程度可以超过80%。对于低渗透气藏,即使不存在压差,或采用负压作业,只要作业流体中包含有水相,那么在自吸作用下,水溶液都将进入地层,造成水锁损害,且损害程度随接触时间及作用压力增加而增加。因此,对低渗透致密砂岩油气藏应尽可能采用负压作业,尽可能减少与水相作业流体接触的机会。

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区十里加汗区带下石盒子组1段岩性圈闭成藏动力及气水分布特征

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区十里加汗区带发育低渗透砂岩气藏,主力含气层二叠系下石盒子组1段(盒1段)储层非均质性强,局部含水。因此,明确气水赋存状态、分布特征及其主控因素是该区天然气勘探开发的关键。为了分析在浮力作用下致密储层中气水垂向分异条件,对研究区盒1段3类储层开展了压汞和气水相渗实验,并计算了3类储层在气藏条件下的毛细管阻力。结果表明,由于储层非均质性强、连续厚度小,储层中连续气柱浮力小于毛管中值压力,因此盒1段储层不具备气水完全分异的条件。在平缓构造背景下,浮力很难成为大面积低渗储层的充注动力,超压是低渗岩性圈闭的主要成藏动力。通过分析研究区3个岩性圈闭的气层、气水同层及水层的含气饱和度及毛细管压力曲线的差异性,反推了3个岩性圈闭成藏动力。西部的独贵加汗圈闭成藏动力最大,定义为"强动力圈闭",东部的苏布尔嘎圈闭成藏动力最小,定义为"弱动力圈闭"。在圈闭成藏动力的研究基础上,根据气层与水层在致密非均质性储层中的赋存状态与叠置类型,将3个圈闭中的气、水层分为6种模式。通过分析不同圈闭成藏条件、圈闭动力与气水分布的差异,认为生烃强度和圈闭封闭性是圈闭成藏动力主控因素,圈闭动力和储层非均质性展布共同控制气水分布。

FHB-10复合表面活性剂对低渗油气藏水锁伤害的防治作用

针对低渗砂岩油气藏储层特点,分析了水锁伤害的作用机理,并开展了水锁伤害防治技术的试验研究与现场应用等工作。经室内模拟试验证实:应用高活性FHB-10复合表面活性剂,能有效地抑制地层水锁伤害并具有显著的水锁伤害后地层渗透性恢复能力。其中抑制地层水锁伤害能力与2.0%KCl水溶液相比,可使水锁伤害降低率达到78%以上;治理水锁伤害的液体用量一般为孔隙体积的5倍左右,反应时间在16～24h,岩心水锁伤害后渗透性恢复率为90.4%。在中原油田文23气田9井次的压裂施工中,应用FHB-10复合表面活性剂抑制地层水锁伤害技术,平均单井增产天然气413.48×104 m3,累计增产天然气3721.3×104 m3;在1井次治理水锁伤害的施工中,日产天然气由处理前的0.20×104 m3上升到1.60×104 m3,日增天然气1.40×104 m3,累计增产天然气195.5×104 m3。

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。由季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。