微山三线船闸工程闸室平面尺度分析

微山三线船闸工程位于京杭运河干线通道和南水北调工程东线输水线路上,需平衡高效通航与节约用水的目标。针对闸室平面尺度与船闸通过能力、过闸用水量计算的问题,在分析设计水平年过闸艘次比、船型尺度的基础上,根据主力船型尺度,提出不同的闸室平面尺度方案,开展船闸通过能力和用水量计算,得出船闸通过能力、用水量与闸室平面尺度的定量关系。结论是微山三线船闸的通过能力随闸室平面尺度增大而增大,但增幅不同,船舶过闸用水量不随闸室平面尺度增大而增大,因此有必要开展闸室平面尺度论证,微山三线船闸工程闸室平面尺寸宜取34 m×280 m。微山三线船闸工程闸室平面尺度确定方法对类似工程建设及规范修编具有积极借鉴意义。

水相滞留对低渗气层渗透率的损害分析

水相滞留是低渗气层最主要的损害因素之一。文章以克拉区块低渗气层为例,分析了自由水、束缚水、吸附水等不同方式滞留的水对低渗气层的渗透率损害。结果表明:束缚水对克拉区块低渗气层渗透率损害最严重,渗透率越低,其损害越严重;束缚水和吸附水对气层渗透率的损害难以恢复。降低低渗气层水相滞留损害的最好方法是减少水相的侵入,或使用经济匹配的非水基流体,如甲醇、CO2、N2等。一但水相侵入后,对低渗气层而言,再解除水相损害问题还没有非常有效的方法。

碳酸盐岩裂缝性水驱气藏水锁实验研究

我国多数碳酸盐岩裂缝性气藏属有水气藏。在气藏水侵过程中 ,天然气渗流经过的孔隙、裂缝和溶洞都会产生水封 ,造成水锁。实验研究表明 ,对同一块岩心 ,含水饱和度增大 ,气体突破压差增加 ,而且增幅加快 ,气相渗透率降低 ;对不同岩心 ,绝对渗透率越小 ,气体突破压差越大 ,气相渗透率也越低 ;无裂缝岩心的突破压差比有裂缝岩心的增加更大 ,气相渗透率下降幅度更快。由于在气驱水过程中存在巨大能量损失 ,水驱气的气相相渗比气驱水高得多 ,而两种条件下水相相渗几乎相同 ,说明用气挤水很困难 ,封闭气解封阻力较大。无裂缝岩心水驱气效率比有裂缝岩心的高 ,说明水驱气过程中岩心越均质有利于水的均匀推进 ,防止水窜 ,减少水封气。因此 ,当边水和底水进入储层发生水淹后 ,气相渗透率将极大降低 ,存在较强的水锁效应。降压解封方法可以减小水锁效应 ,封闭气解封首先出现在裂缝和溶洞系统 ,采出基质中的气需要更大的解封压差。

气井储层水锁效应解除措施应用

低渗气藏的通道较窄,渗流阻力较大,液、固界面和液、气界面的表面张力较大。这使得气井在生产过程中,由于地层水或外来流体(尤其是钻井液、压井液、酸化液和压裂液等)未排干净,致使气井储层气相相对渗透率下降,从而造成储层水锁,严重地影响气井产能的发挥。储层气相相对渗透率取决于孔隙介质中的含水饱和度和在水存在的情况下气体的分相流动特点,因此通过降低近井地带储层含水饱和度,改变气体的分相流动特性可以解除水锁效应。室内评价实验及现场试验表明,使用由表面活性剂和低毛细管力酸液复配而成的气井解堵剂解除了气井储层的水锁效应,提高了产层气相渗透率,使气井的产气量得到明显提高。

低渗透气藏水锁效应研究进展

水锁效应是影响气井生产的一个主要因素,尤其是在低渗透气藏这种影响作用更显著。详细调研了当前在气藏水锁效应方面的研究进展,总结了水锁效应产生的机理和水锁影响因素方面的研究成果,介绍了解除水锁效应的新方法和新技术。研究认为:对水锁效应产生机理的认识是解除水锁效应的核心;控制影响水锁效应的因素可以减轻水锁的程度;对具体的井有针对性地选用消除水锁的方法。对相关研究成果进行全面系统的总结,并结合目前的研究现状有针对性地提出应该重点解决的问题,将有助于合理利用各种方法解除低渗透气藏气井水锁效应,提高气藏开发效果。

低渗透砂岩储集层水锁损害影响因素及预测方法研究

水锁导致渗透率下降是低渗透油气层损害的主要机理之一。对低渗透砂岩储集层的水锁效应进行了实验研究，定量评价了气测渗透率、孔隙度、初始水饱和度。驱替压差和油水界面张力等因素对水锁效应的影响。在对大量实验数据进行处理的基础上，建立了低渗透砂岩储集层水锁效应的灰色静态预测模型。研究结果表明，影响低渗透砂岩储集层水锁损害程度的主要因素有：油水界面张力、气测渗透率和储集层的水饱和度。油水界面张力越高，钻井液、完井液等外来流体侵入储集层后的水饱和度越高，储集层的渗透率越低，水锁损害程度就越严重。建立的水锁效应灰色预测模型可以对低渗透砂岩储集层的水锁损害程度进行初步的定量预测，其准确程度还与实验岩样及实验数据的代表性密切相关。图2表2参6（张振华摘）

英南2井气藏致密砂岩盖层的形成

钻井取心和录井资料显示,塔里木盆地英南2井侏罗系气藏中的主力气层之上均为砂岩,缺少泥岩盖层.通过对铸体薄片的观察,结合电性、物性、压汞、扫描电镜和黏土矿物X衍射分析资料,发现英南2井主力气层之上有两段致密砂岩层能够作为气藏的有效盖层.致密砂岩层内富含高度分散的泥杂基(含量达6.6%～13.8%),呈网状和包膜状分布于砂粒表面和粒间,其强烈的水锁效应能使气体渗透率降低80%以上,在含水条件下,气体渗透率可由0.47～0.69mD降至小于0.1mD或趋于不渗透状态,这是这类致密砂岩成为有效盖层的主要原因.

致密气藏压裂液水锁抑制剂筛选及性能评价

为缓解压裂过程造成的水锁伤害,需在压裂液中添加水锁抑制剂。以吸液量、表面张力、接触角、岩心渗透率伤害程度及液锁量等为考察指标,对水锁抑制剂进行了筛选。结果表明,药剂SDY具有良好的防水锁性能,添加SDY的破胶液对岩心渗透率伤害程度较低,液锁量也较小。

低渗透气藏水锁效应研究

低渗气藏普遍具有低孔、低渗的特点,气、水及少量的油流动的通道较窄,渗流阻力较大,液、固界面及液、气界面的表面张力较大,这样使得水锁效应和应力敏感性明显增强。水锁效应对低渗透储层会产生伤害,严重影响气藏的产能。本文分析了水锁伤害机理,并对各种解除水锁的方法进行了研究对比。

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。

防塌与保护气层的钻井液技术

利用X-射线衍射、电镜扫描、岩心流动、表面张力测定等试验,对胜利油田孤北区块中生界及上古生界易塌地层的矿物组构、理化性能以及气层损害主要机理进行了分析。在分析易塌地层井眼失稳与气层损害机理的基础上,依据化学-力学耦合井眼稳定理论,针对易塌地层特点,确定了“强化封固井壁-强化抑制降高温高压滤失-合理密度力学支撑井壁-合理的钻井水力参数”钻井液协同防塌技术。利用优选的高效防塌剂和新研制的气层专用保护剂,开发出了一套防塌与保护气层的钻井完井液体系,并进行了2口井的现场试验。2口试验井均未发生井下复杂情况,与邻井相比,井眼稳定性明显提高,气层保护效果较好,钻井液维护处理较简单,基本形成了一套与地层匹配、防塌、气层保护效果较好的钻井完井液技术。

特低渗油藏生产井初始含水率高的微观机理

特低渗油藏的生产井初始含水率要比中高渗油藏的高,而且生产井开井生产后含水率有一段时间的下降。对流体流动的微观机理进行了分析。结果表明,在特低渗油藏,钻井和压裂过程造成的水锁效应使地层原油难以流动;贾敏效应的存在阻塞了油流的通道;地层微裂缝的开启与闭合、启动压力梯度的存在导致生产井初始含水率较高;岩石物性特征决定了油藏的初始含水饱和度高,进而使初始含水率比较高。

正电胶阳离子聚合物低界面张力钻井液技术研究

根据大情字井地区的地层特点和潜在损害问题,开展了防塌和保护储层的钻井液试验研究,通过单剂流动试验,确定了MMH阳离子聚合物钻井液体系的基本配方,通过钻井液界面及表面张力的测试,探讨了减少水锁的方法及水锁机理,确定了适合大情字井地区低渗、特低渗储层的正电胶阳离子聚合物低界面张力钻井液的配方,并对其加重前后的抗温性能、抗污染性能及储层保护性能进行了室内试验评价。在黑108井的现场试验表明,该钻井液能有效防止井壁坍塌,保证井下安全,而且储层保护效果很好。

樊31北块特低渗透油藏初始含水率的影响因素

樊31北块属于特低渗透油藏,其初始含水率要比中高渗透油藏的初始含水率高得多,并且开井生产后含水率会持续下降一段时间。通过分析油藏的地质特征和流体流动的微观机理认为,油藏构造特征、地层沉积特征、钻井和压裂过程造成的水锁效应、贾敏效应、地层微裂缝的动态变化、启动压力梯度和岩石物性特征是引起初始含水率差异的因素,并利用樊31北块的物性参数定量计算了各种因素的影响程度。

新场气田上沙溪庙气藏水锁效应研究

低渗砂岩气藏特殊的地质特性造成开发过程中普遍存在较强的水锁效应,是导致气井产能下降,储量难以得到有效动用的重要影响因素。为此,在大量的实验基础上,对新场上沙溪庙气藏水锁伤害机理、水锁对开发造成的影响以及水锁解除方法进行了研究,认为水锁效应将导致压裂液滤失带启动压力增加,气相渗透率降低,当滤失带流动需要克服的启动压力从0.94MPa上升到7.15MPa时,压裂液返排率从80%下降到40%,对储层造成极大的伤害,是新场Js21、Js23气藏储量难动用的主要原因之一。优化低伤害压裂液,并全程混氮加强返排,是新场上沙气藏压裂开发过程中克服水锁效应的重要手段。

压裂气井水锁伤害解除的数值模型研究

低渗透凝析气藏一般需要实施水力压裂措施后才能进行有效地开发,但大量室内实验和现场实践表明,压裂过程中往往会产生压裂工作液对储层的伤害,特别是在低渗透常压或异常低压油气藏中,压降常常与毛细管力在数量级上大小相当,故在进行一些修井作业及水力压裂后会出现气藏产量递减的现象。在低渗透凝析气藏压裂过程中,压裂液沿裂缝壁面进入气藏后将会产生气水两相流动,改变原始含气饱和度,毛细管压力使得流体流动阻力增加及压裂后返排困难,如果气层压力不能克服升高的毛细管力,就会使压裂液无法排出,出现严重的水锁效应。利用气体饱和水后的蒸发作用解除水锁伤害的机理,建立了压裂气藏水锁伤害模型,并选取岩样进行了研究,结果认为蒸发速度越大,温度越高,渗透率越大,压降越大水锁伤害解除得就越快,压裂气井中的水基流体的滤失会对压裂气井产能造成严重伤害。

英吉苏地区致密砂岩盖层形成机理及分布预测

英南2气藏之上非常规致密砂岩作为盖层,形成机理是致密砂岩中网状粘土发育,充填于粒间,形成大量微孔隙,水锁效应增大毛细管压力,极大地降低气体渗透率使其成为气藏有效盖层。这套致密砂岩平面展布有一定局限性,向西至华英参1井及龙口1井方向封闭性变差,因此华英参1井及龙口1井未能形成像英南2井这样的致密砂岩封堵气藏的盖层。

新型防水锁处理剂的研制与应用

针对双河油田维护作业后水锁引起油井大幅减产的问题,通过室内实验研制出一种新型防水锁处理剂,其由质量分数为0.5%的SATRO、质量分数为0.05%的烷基磺酸钠和质量分数为0.03%的FX-02组成,并对该防水锁处理剂进行了配方筛选以及性能评价。结果表明,该新型防水锁处理剂能够有效降低油水间界面张力,使得油水界面张力达到超低(10-3mN/m),同时具有良好的破乳性能,3h内破乳率达90%以上。室内岩心物理模拟实验结果表明,当防水锁处理剂注入量为10倍孔隙体积,温度为70℃,驱替压力为0.3MPa,反应时间达到8h时,岩心渗透率保留率达85%以上,能够有效预防乳化堵塞和水锁效应对地层渗透率的伤害。现场已推广应用该防水锁处理剂12井次,有效率为100%。

板桥凝析油气藏水锁伤害实验研究

低渗透特低渗透油藏普遍存在着水锁损害,而且渗透率越低,水锁伤害越严重。采用来自大港板桥油田的岩样,通过水锁效应对岩样渗透率影响的实验研究证实了水锁效应是导致板桥凝析油气藏损害的主要因素之一。通过实验,认为气水对岩层润湿性的差异、孔喉细小造成较大的毛管压力以及束缚水饱和度与原始含水饱和度间差别较大是造成水锁效应的主要原因。在此基础上,定量评价了水锁程度,并给出了水锁伤害的预防原则。

乳化石蜡的优化制备及其降滤失作用

鉴于南海西部油田检泵作业中修井液大量漏失,且产油恢复时间长,拟选用乳化石蜡解决伤害问题,然而市售的大多数乳化石蜡抗温抗盐性差,不能满足需要。因此对乳化石蜡的生产工艺进行了优化,并使用非离子表面活性剂、辅助磺酸盐型表面活性剂ODS,制备出了一种在模拟海水中可以稳定分散的乳化石蜡,其具有一定的抗温抗盐能力;使用质量浓度为5%的乳化石蜡溶液可使滤失速率降低80%,并通过润湿反转和贾敏效应使后续盐水的滤失量降低80%,根据此特点可以在乳化石蜡封堵后转用海水压井,从而减小乳化石蜡的用量;油相渗透率的恢复率超过100%,有一定解除水锁效应的作用,且渗透率的恢复时间短。