枯竭油气藏储气库出砂机理及防砂研究进展

枯竭油气藏储气库出砂会导致储层损害、井下管柱磨蚀及地面辅助设备故障等危害,严重影响储气库安全运行和有效储气能力。本文从油气藏开发阶段与储气库运行阶段出砂的异同出发,调研分析了现有枯竭油气藏储气库出砂机理、临界出砂生产压差预测以及防砂工程措施,对储气库出砂研究进展进行分析总结,指出了现有研究的不足以及未来攻关的方向。

疏松砂岩气藏泥砂堵塞机制研究

疏松砂岩气藏具有埋藏较浅,储层岩石疏松,气水分布复杂等特征,生产过程中地层易发生边底水侵、微粒运移和泥砂堵塞问题,导致井筒产水、出砂现象发生,影响气田的正常生产。选取柴达木盆地涩北气田疏松砂岩气藏为研究目标,基于生产工程因素分析与堵塞机制理论研究,探究产水、出砂以及地层泥砂堵塞的主要影响因素,进行不同压实作用下的泥砂堵塞机制模拟实验,并通过压汞法毛管压力曲线、粒度测试分析和X-射线衍射分析等手段研究泥砂微粒堵塞机制及其对疏松砂岩渗流能力的影响程度。结果表明,生产压差、地层压力和边底水侵是气井出砂的主要影响因素;生产压差越大,地层压力衰减越快,压实作用越强,导致地层出水加剧;当储层发生边底水侵后,水侵与压实效应导致岩心渗透率迅速下降,最大渗透率损失率达到77.40%;岩心水化分散导致泥砂微粒粒径变小,释放出的石英、长石等非膨胀性颗粒将发生运移,运移泥砂微粒粒径(Dp)与孔喉直径(df)满足3df<Dp<10df的桥堵规则,导致地层泥砂微粒堵塞;当围压达到12 MPa后,运移泥砂微粒粒径与孔喉直径满足df>1/3Dp的匹配关系,泥砂微粒直接堵塞孔喉。因此,在开发中不建议采用过高的生产压差,对于地层压力降低的储层宜采取增压开发的方式,对地层进行能量补充。

南缘白垩系清水河组超深层碎屑岩油气藏出砂预测研究

清水河组资源丰富,但储层易出砂,影响后续生产。为此,对出砂机理进行分析,认为其受胶结物、裂缝、压差等地质-工程因素影响,易发生剪切破坏。以此为基础,建立了临界生产压差模型,为后续勘探开发提供技术支撑。

基于H-B强度准则的出砂风险预测方法研究与应用

随着海上弱胶结砂岩油藏的开发,储层压力衰竭以及含水等因素使得油井出砂风险随开采年限的增加而增大,因此出砂预测的精确性在油井完井方式的选择中显得尤为重要。文章引用了三维Hoek-Brown准则,考虑了储层压力衰竭对地应力的影响,通过室内清水浸泡实验得出岩石泡水后岩石强度的变化规律,总结出了一套适用于海上油田弱胶结砂岩储层的全生命周期出砂风险预测方法,并结合油田实例,绘制了弱胶结砂岩储层在整个油井生产周期中受地层压力衰竭和含水率上升影响的出砂临界生产压差版图。该出砂预测方法应用于南海文昌油田疏松砂岩储层时,预测结果与现场出砂情况吻合程度较高,根据该方法所绘制临界生产压差图版能够为油田确定合适的防砂时机、合理的防砂方式、适时调整生产压差提供理论依据。

南海X油田测试层产能评价指标分析及校正

海上断块油田探井测试时存在着不同油嘴下采油指数差异大、井斜及部分射孔影响等状况,矿场产能评价方法虽然简便快捷但不能解决上述问题。针对上述问题,以南海X油田为例,应用公式计算及压力恢复试井解释方法取得分项表皮后,计算出低污染条件下的校正采油指数及米采油指数,并形成米采油指数校正图版,实现了米采油指数快速校正。应用污染表皮与生产压差关系图中的拐点确定出砂层临界出砂压差,应用渗透率与临界出砂压差关系图确定未出砂层临界出砂压差。采油指数的校正及临界生产压差的确定,为本区疏松砂岩油层产能评价提供了依据。该方法能快速取得疏松砂岩油藏探井产能计算参数,对同类油藏产能评价具有借鉴意义。

BQ地区东营组疏松砂岩试油测试压差确定方法

BQ地区东营组地层具有砂岩疏松、原油黏度高、流动难度大的特点,单井试油时多采用测试射孔联作、射流泵排液工艺,在此过程中若压差控制不当,极易造成地层出砂、管柱卡埋的后果。为了确保充分激动地层同时防止地层出砂,以测井数据为基础进行力学计算,得到最小临界出砂压差5~7 MPa,从而确定合理生产压差应小于5 MPa,在此基础上考虑射孔爆轰效应影响确定合理测试压差,并结合射流泵排液情况的统计规律,确定射流泵排液泵压上限值为6 MPa。经BQ6、BQ102X两口井现场成功应用,分别获得日产原油40.05 m^(3)、3.22 m^(3),且无砂堵现象。该方法对于疏松砂岩储层试油测试具有借鉴意义。

考虑生产特征的超低密度低表面张力泡排剂研究及应用评价

川西气区侏罗系气藏气井已进入低压低产期,自身携液能力弱,泡沫排水采气工艺带液难度越来越大,迫切需要研发一种泡沫密度低、泡沫含水率低、发泡及携液性能优良的泡排剂。通过分析起泡剂药剂体系,确定以XHY-4L药剂为基础体系,采用1%浓度的抗油稳泡氟碳表面活性剂G004以及氟碳表面活性剂421作为增效剂,形成超低表面张力泡排药剂XHY-4Q。该药剂与地层水混合后的表面张力可降至23mN/m,泡沫密度降至0.013g/cm3,进一步降低泡排剂临界携液流量,有效拓展了泡排工艺的应用界限。室内实验表明,该药剂的起泡性、携液量、稳定性及流动性均较常规泡排剂更优,综合考虑药剂最佳加注浓度为2%。现场使用优选水气比大于0.5m3/104m3、油套压差在0.5~2.5MPa间的低压低产气井效果更明显,通过计算气井一个周期内的产液量来确定合理药剂用量。现场应用表明,该药剂可将气井油套压差降低值增加0.46MPa,产水量增加0.095m3/d,更利于低压低产气井生产。

疏松砂岩临界出砂压差的计算方法研究及应用

提高气田开采速度与控制地层出砂之间的矛盾已逐渐成为困扰疏松砂岩气田开发的主要问题之一。准确预测气层出砂的临界生产压差,以此作为气井配产的重要依据之一,对气井测试及开采具有重要的现实意义。对疏松砂岩气田的出砂机理进行了全面分析,利用测井资料计算岩石力学参数,并运用Mohr-Coulomb破坏准则计算气井出砂的临界生产压差。通过对比S气田多口气井实际出砂生产压差与计算的临界出砂生产压差,其符合程度较高,表明该方法合理,对疏松砂岩气田合理生产压差的确定具有指导意义。

含水率对岩石强度及出砂影响研究

储层含水量增加,岩石的强度减小,出砂风险增大。油藏出砂将降低油气产量,损害井下装置和地面设施。针对流花油田弱胶结储层,开展储层岩石不同含水饱和度时的单轴强度实验,揭示了出水对储层出砂影响的机理,并通过经验方法对不同含水率储层的临界生产压差进行预测。结果表明:含水饱和度与岩石单轴强度呈指数递减规律。含水饱和度越高,岩样的单轴抗压强度越低。含水率对岩石强度及出砂影响程度,取决于砂岩内蒙脱石、伊蒙混层等易水化黏土矿物的含量和含水率大小。

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。

压力衰竭对临界生产压差的影响及油藏产能评价

许多油气田在开发中后期都会出现储层压力孔隙压力衰竭,孔隙压力的降低将导致有效水平地应力增加,使井壁周围某些方位地层发生剪切屈服而出砂。分析压力衰竭前后水平地应力变化规律,提出新的临界生产压差计算模型。结合某油田储层的物性参数进行实例计算;同时探讨了压力衰竭后,地层压实对储层渗透率的影响;并结合室内试验,对油藏产能进行了分析。结果表明:随着地层压力的逐渐衰减,临界生产压差逐渐变小;同时地层渗透率下降,油藏产能降低,这符合油田的实际情况。考虑应力路径系数研究压力衰竭对临界生产压差的影响,与过去未考虑该因素时得出的结论相比存在差异。研究结果可以为压力衰竭油气田的出砂预测及完井设计提供参考。

基于压力监测的水平井临界出砂预警模型——以新疆H储气库为例

新疆H储气库作为中国最大的气藏型砂岩储气库,调整方案采用水平井整装部署,单井具有强注强采和大排量吞吐的特点,若生产压差过大,会破坏岩石骨架,携带出的砂粒冲蚀生产管柱甚至堵塞井筒导致气井停产,影响储气库的整体调峰能力。开展基于压力监测的水平井临界出砂预警模型研究,利用适用于H储气库的物质平衡方程、状态方程和流动方程,建立水平井动态生产压差监测模型;同时开展水平井临界出砂压差现场测试,确定岩石坚固程度判断指标“C”公式模型以预测临界出砂压差,二者结合形成水平井动态出砂压差预警模型,模型压力与实测压力吻合率超93%。不仅可以实现对水平井动态生产压差的实时监测,还为水平井最大调峰能力评价和后续调峰配产奠定了基础。

低渗块状砂岩气藏底水锥进的定量化预测

在低渗块状砂岩气藏开发过程中 ,由于水的侵入 ,产气量降低甚至停产。以东濮凹陷具有边、底水的文 2 3气藏为例 ,用允许生产压差法和临界产量法计算其合理生产压差及产量 ,在合理产量下 ,计算底水锥进的时间 ,指导气藏的开发 。

一个改进的适合X气田的临界出砂压差计算模型

通过控制X气田生产压差主动防砂可以达到有效防砂的目的,但技术人员仍没有合适的临界出砂压差计算模型.优选"M-C模型"作为基础模型,考虑影响X气田出砂的3种因素并结合现场实验测试数据对"M-C模型"进行了修正,建立了考虑泥质含量和含水饱和度的临界出砂压差计算新模型.对现场10口气井验算表明,计算精度提高了13.9%.

疏松应力敏感储层的试油压差优选

对于疏松应力敏感储层,试油压差的优选需要满足2个条件:一是在所选压差下生产时出砂量需在允许的范围内;二是在出砂量处在允许范围的基础上,获得最大的排液速度。采用岩石力学方法建立了出砂量和压差的关系以及排液速度和压差的关系。研究表明,生产压差小于出砂临界压差时,地层不出砂;当生产压差超过出砂临界压差,地层开始稳定出砂;随着生产压差的进一步增大,引起地层大量出砂。产液量随生产压差的增大并不是单调增大的,而是存在一个拐点,此时排液速度达到最大。根据出砂量与生产压差的关系曲线和排液速度与生产压差曲线可以得到优化的试油压差。

天然气水合物藏降压开采近井储层稳定性数值模拟

天然气水合物藏降压开采是一个含相态变化的非等温物理化学流固耦合渗流过程。目前有关天然气水合物藏开采的研究集中于产能模拟,且没有考虑流固耦合作用影响,有关水合物分解形成的弱胶结、低强度、高孔高渗近井储层的稳定性研究尚未开展。为此,将水合物分解效应融合到渗流场与岩土变形场的耦合作用中,建立了天然气水合物藏气、水两相非等温流固耦合数学模型,引入出砂判别准则,开发了天然气水合物藏降压开采流固耦合储层稳定性分析软件,利用该软件对天然气水合物藏降压开采近井储层稳定性的一般规律进行了分析,并建立了井壁不出砂的临界生产压差分析方法。研究表明:水合物分解效应是影响水合物分解区储层稳定性的主要因素,流固耦合作用的影响较小;近井水合物分解区储层稳定性较差,其中井壁最小水平地应力方向储层稳定性最差,是出砂的优先位置;过渡区储层稳定性介于水合物分解区与原状储层之间。

采油过程中压力衰减对临界生产压差的影响研究

随着油田的开采,储层段的地层压力逐渐降低,若保持生产压差不变,必然会导致油井出砂,为了防止油井出砂而影响油田的产量,研究压力衰减对临界生产压差的影响就显得尤为重要。以岩石力学中岩石的破坏准则为基础,分析了影响临界生产压差的主要因素,建立了压力衰减后的临界生产压差计算模型,并结合油田的实例,计算了原始地层压力下的临界生产压差与压力衰减后的临界生产压差并绘制图表进行对比,从计算结果中可以看出,随着地层压力的逐渐衰减,临界生产压差逐渐变小,这符合油田的实际情况,从而为油田的实际生产决策提供指导。

海上油田不同开发井型合理生产制度研究

渤海中部25—1南油田D、E平台的水平井、水平分支井和定向井一般采用“裸眼+筛管”的方式进行防砂,在开发过程中这种防砂方式要求满足生产压差的精细管理与产能最大化之间的平衡。文章应用解析方法计算了不同井型的理论产能,并结合各种测试资料、实际生产动态的对比分析,对渤中25—1南油田不同井型、完井方式油井的合理产能进行评价,找出了影响产能的主要影响因素;应用岩石力学方法进行了油田不同井型的临界出砂压差、临界出砂半径计算;通过建立实际油藏数值模型,进行了不同井型产量与生产压差关系的模拟计算分析,综合多种方法研究结果,提出了渤中25—1南油田油井合理的生产压差界限。研究结果为渤中25—1南油田或其它相近油藏选择合理的生产制度提供了科学依据。

毛管力与含水饱和度对岩石出砂的影响

出砂是影响油井生产能力的一个重要因素。防砂工艺技术的关键在于正确分析油层出砂的原因 ,并判断油层出砂机制。通过室内岩心流动试验 ,研究了毛管力、含水饱和度对岩石出砂规律的影响。结果表明 :在束缚水饱和度时 ,毛管力对岩石表面微粒起到稳定作用 ;当油水同时流动时 ,岩石出砂临界流速随着含水饱和度的升高而下降 ,出砂量随着含水饱和度的增大而增大。疏松砂岩油藏开采过程中应合理设计生产工艺参数 ,控制含水体积分数上升 。

基于生产压差的深层气层出砂预测

随着油气开采程度的不断加大,地层出砂现象日益增多。深部储层压实作用较强,岩石致密且稳定性较好,只有生产压差过大时才会导致岩石发生剪切破坏或拉伸破坏,表现为地层出砂。准确把握和计算产层的合理生产压差显得尤为重要。为此,以大北气田埋藏较深的白垩系产气层段为研究对象,运用多种方法建立临界生产压差的计算模型,实现了利用测井资料快速准确地计算生产压差,用于出砂定量分析与确定最优完井方法,旨在为防砂增产提供决策依据。