高孔高渗油藏无机堵水剂适应性及注入参数研究

目的针对海上高孔高渗油藏油水关系矛盾突出的问题,展开了延迟成胶弹性硅酸凝胶堵水剂(6%(w)水玻璃+0.85%(w)三元弱酸一铵GL-1+0.1%(w)正电胶)的适应性及注入参数研究。方法采用目测法考查了堵水剂的成胶性能和长期稳定性能;采用填砂管实验对堵水剂的注入性、封堵性、耐冲刷性和渗透率选择性进行评价,并对注入量、作用位置和注入速度进行优化。结果适应性评价结果表明:堵水剂从A级强度到E级强度的成胶时间为72 h,最终凝胶强度可达I级,满足现场施工要求;堵水剂具有良好的注入性,最高注入压力仅为0.72 MPa;堵水剂具有良好的渗透率选择性、封堵性和耐冲刷性,能够优先进入高渗窜流通道,成胶后对高渗窜流通道的封堵率均高于96%,突破压力梯度均高于4.46 MPa/m,在50 PV回注水的高强度冲刷下,封堵率仅下降2.31%;堵水剂具有良好的长期稳定性能,在65℃下老化180天,脱水率仅为2.61%。注入参数研究结果表明:堵水剂最佳注入量为0.8 PV,最佳注入流量为3 mL/min,最佳作用位置为填砂管中部;在最佳注入参数下,封堵率可达98.03%。结论延迟成胶弹性硅酸凝胶堵水剂可用于高孔高渗油藏堵水。

陆丰油田高孔高渗储层钻井液防漏技术研究与应用

陆丰油田珠江组储层段属于高孔高渗的储集层,砂岩发育微裂缝,钻井液易沿孔隙及微裂缝侵入,引起储层段孔隙堵塞、出砂等储层损害,裂缝通道在正压差的作用下会逐渐向储层深部延伸,导致裂缝开度变大并形成贯通裂缝,引起严重漏失。该区块历史作业期间多井次发生漏失,堵漏效果差,堵漏后复漏情况严重,储层保护难度大。室内通过优选不同粒径酸溶性暂堵剂并进行合理级配,有效提高了井壁承压能力,封堵效率达92.5%;同时配合UltraFLO钻开液体系,利用VIRTUALMUD水力学软件精准控制ECD,降低正压差,有效防止了井漏的发生。完井作业期间通过隐形酸完井液对地层进行酸化解堵,渗透率恢复值达90%以上,有效兼顾了陆丰油田储层防漏堵漏与储层保护的目的。

高孔高渗高含水稠油油藏剩余油分布特征及动用的主控因素

针对CFD11-1油田943砂体大量剩余油无法动用的问题,结合动态数据和生产数据,将注入流体、地层倾角、渗透率韵律和级差4种因素进行数值模拟,对油藏剩余油分布类型以及影响海上高孔高渗油藏剩余油动用的主控因素进行分析。结果表明:1)高孔高渗高含水稠油油藏的剩余油分布类型可分为油藏边缘井网未控制、井间未控制、相对低渗绕流和构造高部位4种;2)注入流体是影响不同类型剩余油动用的首要因素,说明注入流体优选和有效波及仍是未来提高海上油藏采收率的主要方向之一。注入流体与不同剩余油类型的结合应兼具经济性和环保性,例如构造高部位的气驱与活性水相比仅降低1.59个百分点;3)相比于气驱,活性水驱扩大平面波及效率,有效减弱指进效应,边部剩余油井组采出程度提高了12.88个百分点;4)剩余油动用敏感性因素分析显示,注入流体和地层倾角是影响采出程度的主控因素,受油藏高孔高渗影响,渗透率韵律和级差已经不是限制流体流动的主要因素,其对采出程度的影响不超过1%。该研究成果对海上高孔高渗稠油油藏的高效开发有一定的指导作用。

保护高孔高渗储层的钻井完井液体系

高孔高渗储层由于孔喉粗大,孔径分布范围广,富含敏感性矿物,在作业过程中易受到损害。从分析高孔高渗储层地质特征入手,结合室内模拟实验,研究了高孔高渗储层损害机理。结果表明其损害机理主要为固相侵入、聚合物的吸附滞留以及与液相侵入相关的损害。优选出了无固相弱凝胶钻井液和破胶完井液为开发高孔高渗储层的体系。在南海M油田6口井的试验结果表明,该无固相钻井完井液性能稳定,具有较强的抗温抗盐能力和抗机械降解能力,抑制性好,滤失量较小,钻井速度快,有利于高孔高渗储层的安全钻进,并具有良好的储层保护效果。

深水高孔高渗储层免破胶钻井完井液技术

深水钻完井工程成本高、作业条件苛刻、安全风险大,一旦发生严重的储层损害就有可能导致油气产能大幅度降低,造成巨大的经济损失。为了给深水油气钻探开发中制定和实施储层保护技术措施提供支撑,借助X射线衍射、压汞、扫描电镜、水化膨胀分散实验以及储层敏感性流动实验等手段,分析了中国南海某深水气田储层损害的机理,提出了储层保护技术对策,构建了适合该深水气田储层保护的钻井完井液。研究结果表明:①该深水气田储层为高孔高渗砂岩储层,黏土含量平均为12.38%,存在着强速敏性和中等程度的水敏性;②储层损害的主要原因是钻完井工作液中的固相侵入以及工作储层岩石不配伍;③通过理想充填暂堵方法对宽尺寸孔喉有效暂堵是保护储层的关键技术措施;④所构建的水基钻井完井液在2~75℃深水井筒温度下具有稳定的流变性,直接返排解堵岩心渗透率恢复值介于74.5%~92.24%,与隐形酸完井液顺序污染岩心后渗透率恢复值大于86%。现场应用于4口深水井的效果表明,4口井均未发生井下复杂情况,作业结束后直接返排解堵,节约了完井作业时间。结论认为,该钻井完井液可以满足深水高孔高渗储层钻井技术的要求,实现了免破胶作业,储层保护效果优良。

非洲Muglad盆地高孔高渗储层成因机制探讨

从岩石学、地球化学、储层地质学和构造地质学等角度,探讨了非洲中部的Muglad盆地高孔高渗储集层特征.研究表明,Muglad盆地优质储层发育的地质机理在于其独特的沉积构造背景--被动裂谷.在被动裂谷幕式旋回坳陷期相对稳定的构造背景下,沉积了远距离物源的高成熟度砂体,加之超淡的沉积水介质和偏低的地温梯度,形成了Muglad盆地高孔隙度、高渗透率、高石英比和胶结程度相对较弱的区域性优质储集层.

高孔高渗砂岩聚驱后的岩电参数变化影响因素

储层的岩电参数随着油藏开发逐渐发生变化。通过实验研究聚合物采油后储层的岩电参数变化,结果表明:岩电参数明显受到聚合物驱替浓度和配制方式的影响,驱替浓度大,储层泥质含量低,孔隙结构好,相应a值变大,m和n变小,b值稳定;实验证实阿尔奇公式依然适用聚驱后储层,沉积微相直接控制产出聚合物浓度,可以分相带选取岩电参数进行饱和度解释。

吉林油田浅层高孔高渗油藏保护技术

吉林油田新立、新北地区黑帝庙油层平均埋藏深度300～450 m,孔隙度为25%～35%,渗透率一般为(70～500)×10-3μm2,属于典型的浅埋高孔高渗油气藏,固相堵塞损害严重,影响了勘探开发效益。通过对储层岩心分析,运用理想充填理论和敏感性预测方法,优化暂堵技术,形成了理想充填油层保护技术,岩心渗透率恢复值达到85%以上,现场应用测试表皮系数为0.402,很好地解决了浅埋高孔渗黑帝庙油藏保护的技术难题。

高孔高渗砂岩油藏复杂油水关系主控因素——以长堤油田桩11块馆下段油藏为例

长堤油田桩11块是位于济阳坳陷沾化凹陷长堤断裂带东侧的一个自西向东倾斜的鼻状构造,其馆下段(馆下22和馆下31)为油藏主力含油小层,油水关系复杂,存在"水高油低"现象。文中利用岩心、测井及多种分析测试资料,通过综合研究认为,桩11块馆下段油藏的油水分布主要受控于该油藏成藏期的油气充注量与储层砂体微型构造形态的共同作用,同时还与区域性分布的优质盖层(隔层)等因素有关。通过分析该油藏的动态形成过程,建立了高孔高渗砂岩油藏复杂油水关系动态形成模式,为分析复杂条件下砂体的油水分布提供了一种可靠方法。

高孔高渗油藏深部调驱改善开发效果研究

留西油田路36断块水平井二次开发转入人工注水后,暴露出储层非均质性强,水井层间矛盾突出,油井层间、平面见效不均的开发矛盾。利用监测手段开展改善水驱效果的研究,结合该油藏高孔高渗直注平采的特点,通过不断优化调驱体系,实现油层深部液流转向,与常规的注采关系完善相结合,进一步扩大水驱波及体积,改善主力油层层内、平面见效状况。采取"大剂量、小排量、变浓度"的深部调驱技术,改善了油藏的开发效果,使路36断块采收率由调驱前的35.48%提高到目前的44.49%。

适用于高孔高渗油田的堵剂性能评价及优选

为了解决渤海SZ36-1油田高孔高渗储层在进入'双高'阶段后的含水率上升、非均质性严重、大孔道窜流等问题,选择三种堵剂体系进行室内评价实验,以期优选出一种适用于SZ36-1油田的堵剂。主要包括堵剂与地层流体及不同渗透率岩心的配伍性、pH值稳定性、选择封堵性。结果表明,三种堵剂均能与地层水配伍性良好,且在中、弱碱性环境中成胶效果更好;其中DQ-1具有一定油溶性,且封堵及剖面改善程度最弱,BH-2的油溶性最小、封堵率最高。

海洋石油高孔高渗油田开发储层保护研究

海洋石油开发是一个高风险、高投入的行业,在勘探、开发过程中因工作液使用不当等因素引起的油田储层损害会造成巨大损失。高孔高渗油田由于其自身的特点更容易受到伤害,做好储层保护的研究工作极其重要。对海洋石油高孔高渗油田钻完井过程中油气层保护技术的研究思路、技术要点等问题进行探讨。

渤海高孔高渗衰竭油藏储层保护工程技术措施浅析

如何提高油田采收率是各油田工作的重点方向,采取工程措施保护好储层是提高油田采收率一个有效手段之一。高孔高渗衰竭油藏储层保护更是作业的难点,绥中36-1油田作为渤海高孔高渗油田的开发典范已经开采多年,地层压力衰竭严重,早在上世纪末本世纪初,油田就进行了储层保护的相关研究,成功应用了屏蔽暂堵钻井液技术。但工程因素作为储层保护的直接影响因素长期未做深入研究,本文在总结渤海油田多年开发经验的基础上结合储层保护理论,做了一定的分析,给出相应的工程技术措施,通过在绥中36-1油田和旅大4-2油田最近几批调整井的实施取得了显著的效果,对今后类似油田的作业借鉴意义较大。

海洋石油高孔高渗油田开发储层的保护探究

海洋石油是我国石油资源的一个重要类型,其主要储藏在深海区域当中。产出的石油质量比较高,能够满足市场的实际石油使用需求,有着十分广阔的开采前景,因而受到了相关开采企业的重视。但是,基于我国城市化发展进程中人们对石油的需求量不断增加,石油的开采频率不断加快,油田所受到的压力也有所增加,这就对石油的储层造成了一定的破坏。尤其是海洋石油当中的高孔高渗油田储层的破坏现象最为严重。针对以上问题,本文结合高孔高渗油田的基本特征和开发现状进行分析,研究可行的储层保护方式。

高孔高渗断鼻构造油藏油水倒置成因分析

饶阳凹陷路6、路27断块主要含油层段具有高孔、高渗特征,构造形态属于断鼻构造,在实际勘探开发过程中出现油水倒置现象。根据油层、油水同层的解释标准差异性,重新确立砂体解释标准;通过小层等时对比性研究,对油砂体性质进行二次解释;结合实际试油资料分析,验证重新解释结果的正确性;研究沉积体系,分析沉积相特征,了解砂体连通性及油气运移性质;分析水体矿化度高低,明确高低部位水体性质及来源。通过综合研究,分析储层原始状态的油水分布规律,解释出油水倒置分布现象的成因,有效地指导油田进一步勘探开发,为精细油藏分析提供依据。

高孔高渗储层桥堵型暂堵剂的开发及评价

渤海油田某储层具有高孔高渗、非均质性强的特征,其在洗压井过程中存在工作液漏失速率大以及封堵效果差问题。大量漏失进入地层的工作液通常引起地层孔隙堵塞、出砂等储层伤害,从而导致油井排液复产困难、产量下降,且总体呈现井下漏失总量越大,伤害越严重的趋势。最大限度降低修井液漏失以对储层进行保护是目前急需解决的难题。根据储层孔隙特征,依托理想充填理论模型,设计开发出储层桥堵型暂堵剂,其使用不同粒径的固相颗粒与地层孔隙匹配,实现修井过程中的大漏失井封堵。

深层—超深层高孔高渗碎屑岩油气藏地质特征、形成条件及成藏模式——以墨西哥湾盆地为例

深层与超深层作为当前墨西哥湾盆地油气勘探的热点领域,具有巨大的油气资源潜力,分析深层—超深层油气藏的地质特征、形成条件及其成藏模式对于明确深层—超深层油气藏的分布规律具有重要意义。与中层—浅层相比,墨西哥湾盆地深层—超深层具有较低的地温梯度和较高的压力梯度,发育大量高孔高渗碎屑岩油气藏。不均衡压实成因型超压是深部高孔高渗碎屑岩储层形成和油气富集的主要原因,其与浮力共同构成深部油气运移的主要动力。盆地北部和南部的沿海平原、陆架和陆坡发育区域性厚层状盐岩层。盐岩变形诱导邻近地层发育一系列断层、形成多种构造圈闭,为深层—超深层油气提供了极好的运移通道和聚集场所。墨西哥湾盆地深层—超深层高孔高渗碎屑岩油气成藏与不均衡压实型超压和区域性厚层状盐岩发育密切相关,表现为"高压驱动、高孔高渗聚集、高点赋存和高位封盖"的成藏模式。被动大陆边缘盆地盐下探区是深层—超深层高孔高渗碎屑岩油气藏的有利发育区和勘探热点区。

高孔高渗普通稠油油藏提高水驱采收率研究

M区沙三上5砂组位于B主体断裂构造带中部,属高孔-中高渗普通稠油油藏。自1987年勘探开发后,目前已进入特高含水开发阶段,综合含水高达97.8%,井网控制程度差,剩余油分布零散,稳产难度越来越大。针对特高含水期的开发特征及存在的矛盾,提出完善井网、强化注水,提液增产、改变水驱油方向等方法,作为下步挖潜的工作方向。

高孔高渗型特稠油藏油水界面不统一特征及成因:以辽东湾坳陷旅大5油藏为例

辽东湾坳陷新近系旅大5特稠油油藏存在储层高孔高渗,油水关系不统一,界面呈波状等特殊现象.通过油源对比、原油稠化分析、岩性相划分、孔喉类型分类等研究表明:旅大5油藏为次生油藏,原油为来自辽西南洼沙三段的低熟稠油,原油先期在东营组地层聚集成藏,受新构造运动破坏后再次运移至浅层,再次运移使低熟稠油进一步次生稠化,导致原油在浅层聚集前已稠化为次生稠油,为异常油水关系提供先决条件;研究区新近系发育辫状河相沉积,可识别出4种沉积微相、10种岩性相,沉积作用控制不同岩性相微观孔喉类型影响储层渗透性,进而决定稠油充注效能;油层间的砂砾岩储层主要为块状层理砾岩相和大型交错层理砂砾岩相沉积,喉道类型为中高排驱压力细喉道型,储层渗透率低形成物性封堵,限制次生稠油充注形成水层;次生稠油密度高、粘度大、流动性差,进入储层后难以及时和孔隙水置换形成水平油水界面,而是呈倾斜式由外部充注压力驱动“平推挤入”储层,充注过程中优先充注渗透率高的储层,充注停止后原油不再流动,此时低渗透储层未被充注,从而形成油水关系不统一、界面呈“波形”等现象.

厄瓜多尔ISHPINGO区块产层套管固井技术

ISHPINGO区块位于厄瓜多尔Oriente盆地东部,属于中高孔、高渗边底水油藏。该区块生产套管固井具有地层流体防窜难度大、井壁泥饼难以清除、油层顶界离上层套管脚近、环空间隙窄、井斜大等难点;固井结束后4~5 d进行投产,对井筒完整性要求较高。针对前期产层段固井质量问题,通过引入触变剂、胶乳、优选膨胀剂、优化水泥浆性能等措施调配出适合该区块的产层套管水泥浆,该水泥浆具有静胶凝早期强度高、发展快、过渡时间短、抗压强度高、微膨胀等特性;同时,使用多效前置液体系、旋转水泥头、旋转浮鞋等固井工艺,形成适合ISHPINGO区块的配套固井工艺,2022年在ISHPINGO区块完成6井次产层套管固井作业,固井质量合格率100%,全井段优质率85%以上4口井。该固井方案可有效解决ISHPINGO区块产层段固井质量问题,确保井筒完整性,满足后续射孔、开采要求,对缩短建井周期和类似产层套管固井作业具有重要意义。