乾安地区低渗透砂岩储层保护技术研究_孙玉学
收稿日期：20110311；改回日期：20110414
基金项目：吉林油田“乾安低渗透高效开发储层保护研究技术”项目部分内容（JW10－W －16－JZ －5－43）
作者简介：孙玉学（1961－），男，教授，1983年毕业于大庆石油学院钻井工程专业，2009年毕业于大庆石油学院油气田开发专业，获博士学位，主要从事钻
井液完井液及油气层保护研究工作。
文章编号：1006－6535（2011）04－0117－04
乾安地区低渗透砂岩储层保护技术研究
孙玉学1
，姚
飞1
，张
顺
2
（1.东北石油大学，黑龙江大庆163318；2.中油大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆163413）
摘要：吉林油田在储层敏感性评价的基础上，室内进行了现场二开钻井液体系的损害评价实验。结果表明，现场二开钻井液体系对乾安地区低渗透砂岩储层的损害程度为34.52%，以液相损害为主，并且存在严重的水锁损害。因此，减轻低渗透砂岩储层的损害程度重点是控制钻井液滤液侵入。根据d 90暂堵理论及防水锁技术对现场二开钻井液体系进行了优化，加入屏蔽暂堵剂后的钻井液对岩心的损害程度降低了16.25%，优选的新型防水锁剂可使钻井液对岩心损害程度减少5%左右，
能够有效保护低渗透砂岩储层。关键词：低渗透储层；钻井液滤液；屏蔽暂堵；防水锁；储层损害；吉林油田中图分类号：TE258
文献标识码：A
引言
吉林油田乾安地区储层为中低孔、低渗油藏。
乾安地区位于松辽盆地南部中央坳陷，油层中部埋深为2450m ，
主力开发油层为泉四段扶余油层、青山口组及青三段高台子油层。储层岩性以粉砂岩为主，
矿物类型主要包括：石英为32%，长石为33%，岩屑为26%，含泥质矿物为8%。孔隙式胶结，
填充物为泥质和灰质。储层黏土矿物主要以伊蒙混层为主，
另外含有绿泥石、伊利石和高岭石。地层水总矿化度平均为10808.0mg /L ，水型为NaHCO 3型，pH 值为7。地层压力系数为0.96 1.01，地层温度为83 100?，平均孔隙度为11.7%，平均渗透率为1.99?10
－3
μm 2
，属于中低
孔、低渗储层。在以往钻井过程中，目的层段井漏现象时有发生，
大量钻井液的漏失造成储层渗透率降低，导致严重的储层伤害，极大地影响了储层开发效果。因此，开展针对乾安地区低渗透储层的保护技术研究，
预防井漏、避免井漏造成的储层伤害，对于高效开发乾安地区低渗透油藏十分重要。
1储层损害机理分析
乾安地区低渗透储层岩心的敏感性评价结果
表明，
该地区存在中等偏强速敏、强水敏、强盐敏，不存在酸敏。因此，在钻井过程中钻井液会对储层造成不同程度的损害。为了分析乾安地区低渗透储层的主要损害因素，采用现场二开钻井液体系进行了岩心污染实验评价，内容包括储层岩心渗透率损害程度实验、
固相损害程度实验，并以岩心渗透率损害程度与固相损害程度之差作为其液相损害程度（表1）。现场二开钻井液配方为：4% 5%膨润土+0.5%纯碱+0.15% 0.30%KPA +0.5% 1.0%KCl +1.0% 1.5%铵盐+1% 2%防塌剂HA 树脂+1.0% 1.5%阳离子乳化沥青粉。
表1
二开钻井液污染乾安地区储层岩心评价结果
K a
/10
－3
μm
2
渗透率损害程度/%固相损害程度/%液相损害程度/%0.13634.52 1.4133.111.438
30.81 2.6528.163.472
27.65
3.08
24.57
由表1可知，现场二开钻井液体系对乾安地区储层岩心渗透率损害程度较严重，且主要以液相损害为主，
基本不存在固相损害。对于渗透率为0.1?10－3 3.5?10－3μm 2的低渗储层，渗透率损害程度平均为31%，平均液相损害程度为28.61%，固相损害程度平均仅为2.38%。随岩心初始气测渗透率的增大，其渗透率损害程度越来越低（即渗
118特种油气藏第18卷
透率恢复值越来越大），说明乾安地区低渗储层存在严重的水锁损害。
2低渗透储层保护技术研究
由储层损害机理分析可知，钻井液对低渗透储层的损害主要以液相损害为主，并存在严重的水锁损害。因此，减轻低渗透砂岩储层的损害程度关键是控制钻井液滤液侵入［1］。笔者从2方面着手进行了研究：一是加入屏蔽暂堵剂使钻井液具有良好的流变性能和造壁性能，以减少滤液侵入储层；二是完全避免液相侵入是不可能的，因此，对钻井液进行了防水锁优化，使其具有良好的抑制性能和返排性能。
2.1屏蔽暂堵储层保护技术
随着保护油气层技术的进一步发展，近年来国外学者指出，在某些情况下，使用“三分之一”架桥规则不能达到一种最佳的保护效果，并提出了理想充填理论和d
90
暂堵方法［2－6］。其中，d90暂堵方法认为，当暂堵剂颗粒在其粒径累计分布曲线上的
d
90
值（指90%的颗粒粒径小于该值）与储层的最大孔喉直径或最大裂缝宽度相等时，可取得理想的暂堵效果［7］。因此，笔者采用了d90暂堵方法作为乾安地区的屏蔽暂堵油层保护技术。
乾安地区油层样品的压汞资料显示，该区油层微观孔隙结构比较差，属于低孔、细喉型孔隙结构。最大孔喉半径为1.459μm，孔喉半径均值为0.423μm。根据d90暂堵方法，优选PZJ－01作为乾安地区的屏蔽暂堵剂。该暂堵剂由不同配比的超细碳酸钙和油溶性暂堵剂WZD－Ⅱ组成。其中，WZD －Ⅱ为专门针对低渗透储层、具有成膜性的油溶性暂堵颗粒，可在井壁形成薄而致密的保护膜，阻止固液相进一步侵入储层，具有优良的储层保护效果。通过大量室内计算，确定其配比为：400目碳酸钙?900目碳酸钙?超钙?WZD－Ⅱ=10%?20%?60%?10%。
2.2防水锁储层保护技术
水锁损害是低渗透油藏主要的损害方式之一，初始渗透率、孔隙结构、初始含水饱和度、油水界面张力是影响水锁损害程度的主要因素。初始渗透率和含水饱和度越低、储层孔喉越小、油水界面张力越大，储层潜在的水锁损害程度越强［8］。因此，通过实验优选合适的防水锁剂，降低钻井液滤液界面张力，加快工作液的返排速度，能有效减弱水锁损害程度。
压裂过程中压裂液所用的高效助排剂能够在很低浓度条件下大幅降低钻井液滤液的表面张力，因此，笔者选用高效助排剂YBS－Ⅰ作为钻井液的防水锁剂。它是一种氟碳表面活性剂，浓度为0.3%时，其表面张力小于20mN/m，界面张力小于1.5mN/m。
在二开钻井液中加入不同浓度的YBS－Ⅰ，测定其滤液表面张力，结果见表2。由于防水锁剂在黏土含量高的地层中会被吸附而失去作用，因此，现场需要加大防水锁剂的量［9－10］。
表2加入表面活性剂后钻井液滤液的表面张力（室温20?）
样品名每滴质量平均值/g滤液表面张力/（mN/m）二开钻井液体系0.008057.10
二开钻井液体系+0.2%YBS－Ⅰ0.006833.64
二开钻井液体系+0.4%YBS－Ⅰ0.006328.59
2.3保护低渗透储层的钻井液体系优化
通过屏蔽暂堵和防水锁低渗透储层保护技术，对现场二开钻井液体系优化后得到了能有效保护乾安地区低渗透储层的KCl聚合物钻井液体系，其配方为：二开钻井液+2%PZJ－01+0.4%YBS－Ⅰ。测定其常规性能和高温老化性能，结果见表3。可见，KCl聚合物钻井液体系的常温及高温老化后性能与二开钻井液相比变化不大，黏度略有增加，失水量下降，其性能满足乾安地区钻井需求。
表3钻井液体系常规性能及抗温性能数据
钻井液体系实验条件AV/mPa·s PV/mPa·s YP/Pa Gel/（Pa/Pa）pH FL/mL
二开钻井液
常温412813 3.0/7.09 4.8 120?/16h432914 3.5/8.59 5.3
KCl聚合物体系
常温422913 3.0/7.59 3.0 120?/16h443014 3.5/8.09 3.9
注：AV为表观黏度，PV为塑性黏度，YP为动切力，Gel为初切/终切，FL为API滤失量。
第4期孙玉学等：乾安地区低渗透砂岩储层保护技术研究119按照中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T6540—2002，进行了KCl聚合物钻井液体系
的动态污染评价实验（表4）。结果显示，加入屏蔽
暂堵剂PZJ－01后的2号钻井液对乾安地区储层
岩心渗透率恢复值平均为87.46%，即优选的屏蔽
暂堵剂PZJ－01可使钻井液对储层损害程度降低
16.25个百分点（和1号R的平均值相比）；而加入
防水锁剂YBS－Ⅰ后的3号钻井液对乾安地区储
层岩心渗透率恢复值均超过90%，即防水锁剂
YBS－Ⅰ可使钻井液对储层损害程度降低约5个
百分点（和2号R的平均值相比）。因此，KCl聚合
物钻井液体系能有效保护乾安地区低渗透储层。
表4不同钻井液体系对乾安地区储层岩心渗透率恢复值
钻井液配方K a/10－3μm2K b/10－3μm2R/%
1号：二开钻井液0.4350.30169.15
1.657 1.18271.35 3.142
2.2987
3.14
2号：1号+2%PZJ－010.6490.56086.27
1.353 1.18387.46
2.964 2.62888.66
3号：2号+0.4%YBS－Ⅰ0.5820.53391.64
1.479 1.3689
2.51
3.315 3.09393.31
注：K b为损害后渗透率，R为渗透率恢复值。
3现场应用
3.1油气层保护措施
根据乾安地区储层的特点，钻井过程中保护储层措施主要有以下几点要求。
（1）提高钻井液滤液的总矿化度，使其与地层水相互配伍，减少钻井液对储层的污染。
（2）进入目的层段时，严格控制钻井液的滤失量，尽量减少滤液对油气层的损害。
（3）进入油气层井段使用屏蔽暂堵技术和防水锁技术保护油气层。加入屏蔽暂堵剂PZJ－01改善泥饼质量，加入防水锁剂YBS－Ⅰ防止水锁效应堵塞油气层的孔隙孔道。
（4）在水平段钻进中，必须严格控制钻井液失水量，确保形成薄而致密的泥饼，保持井壁光滑，降低扭矩。
（5）应用井下压力系统分析方法，对钻遇的地层进行地层压力预测，并控制起、下钻速度，避免因产生抽吸压力和激动压力而导致钻井液固相和液相侵入地层深部。
（6）提高目的层的钻井速度，尽量缩短钻井液对油气层的浸泡时间，减少钻井液对目的层的污染。
3.2应用效果
KCl聚合物钻井液体系在乾安地区海S平1、海S平3、海S平4、海S平5、海S平6等5口水平井进行了现场施工应用，并对一些井段钻井液的流变性能及污染岩心的渗透率恢复值测定，结果见表5。
表5现场钻井液的流变性能及污染岩心的渗透率恢复值
井号（井段）
钻井液常规流变性能
污染岩心渗透率恢复值
密度
/（g/cm3）
AV
/mPa·s
PV
/mPa·s
YP
/Pa
Gel
/（Pa/Pa）
FL
/mL
pH
污染岩心渗透率恢复值
岩心编号
K a
/10－3μm2
K b
/10－3μm2
R
/%
海S平1
（1913m）
1.2035.0231
2.0
3.0/9.0 3.88130.3210.28488.47
海S平3
（2080m）
1.2037.5251
2.5
3.0/8.5 3.28140.2050.18690.73
海S平4
（1874m）
1.2138.5299.5 3.0/8.0 3.48150.7920.70889.39
海S平5
（1814m）
1.2034.02113.0 4.0/8.5 3.68160.8640.76688.60
海S平6
（1982m）
1.2037.52413.5
2.0/9.0
3.4917 1.0460.92288.13
可以看出，现场所取KCl聚合物钻井液体系性能稳定，滤失性、流变性均较好，经观察，泥饼薄而致密，且韧性较好。用KCl聚合物钻井液污染低渗透储层岩心后，岩心渗透率恢复值均超过了88%，
120特种油气藏第18卷
储层保护效果明显。在钻进过程中5口水平井井壁稳定，起下钻顺利，摩阻小，钻进速度快。
4结论及认识
（1）乾安地区低渗透储层敏感性为中等速敏、强水敏、强碱敏、弱酸敏，其主要损害因素为液相损害，固相损害很小，并存在严重的水锁损害。
（2）据d
90
暂堵理论优选的屏蔽暂堵剂PZJ－01可使钻井液对乾安地区低渗透储层的损害程度降低16.25个百分点，优选的防水锁剂YBS－Ⅰ能使损害程度降低约5个百分点，达到了保护储层的目的。
（3）室内实验和现场应用的结果表明，采用屏蔽暂堵技术和防水锁技术优化后的KCl聚合物钻井液体系对乾安地区低渗透储层的渗透率恢复值均超过了88%，可有效保护储层。
参考文献：
［1］陈凤，罗美娥，张维平，等.大庆外围油田钻井过程中的油层保护技术［J］.石油钻采工艺，2005，27（3）：28
－30.
［2］罗向东，罗平亚.屏蔽式暂堵技术在储层保护中的应用研究［J］.钻井液与完井液，1992，9（2）：19－27.［3］Dick M A，Heinz T J，Svoboda C F，et al.Optimizing the selection of bridging particles for reservoir drilling fluids ［C］.SPE58973，2000：101－108.
［4］鄢捷年，赵胜英，王兆峰，等.理想充填油气层保护技术在青海油田深探井中的应用［J］.石油钻探技术，2007，35（4）：53－55.
［5］Hands N，Kowbel K，Maikranz S.Drilling－in fluid re-duces formation damage，increases production rates［J］．
Oil＆Gas Journal，1998，96（28）：65－68.
［6］张凤英，鄢捷年，林永学，等.新型防塌钻井液体系在苏丹六区储层的应用［J］.特种油气藏，2010，17（5）：
103－106.
［7］张金波，鄢捷年.钻井液中暂堵剂颗粒尺寸分布优选的新理论和新方法［J］.石油学报，2004，25（6）：88－
91.
［8］赵峰，唐洪明，李皋.低渗透砂岩储层初始含水饱和度对油相渗透率的影响实验研究［J］.试采技术，2005
（1）：19－22.
［9］廖锐全.水锁效应对低渗透储层的损害及抑制和解除方法［J］.天然气工业，2002，22（6）：87－91.
［10］薛玉志，刘宝锋，李公，等.大牛地气田保护储层钻井完井液技术研究［J］.钻井液与完井液，2009，26（3）：
5－8.
编辑王
檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻
昱
（上接第113页）
［4］赵海洋，王世杰，李柏林.塔河油田井筒降黏技术分析与评价［J］.石油钻探技术，2007，35（3）：82－84.［5］张荣军，李海军，任月玲.塔河油田深层稠油掺稀降黏技术［J］.西安石油大学学报：自然科学版，2009，24
（3）：84－87.
［6］张斌，高秋英，常启新，等.塔河油田两种主要稠油井筒降黏技术的分析与评价［J］.精细石油化工进展，2008，9（11）：11－14.
［7］杨亚东，杨兆中，甘振维，等.掺稀采油在塔河油田的应用研究［J］.西南石油学院学报，2006，28（6）：53－
55.
［8］柴静，彭稚娟，洪金庆，等.采用掺稀降黏法探索新疆
超稠油的应用［J］.石油化工应用，2009，28（1）：41－
45.
［9］辛寅昌，董晓燕，卞介萍，等.高矿化度稠油流动的影响因素及改善原油流动的方法［J］.石油学报，2010，31（3）：480－485.
［10］Peng Luo，Yongan Gu.Effects of asphaltene content on the heavy oil viscosity at different temperature［J］.Fuel，
2007，86（1）：1069－1078.
［11］Speight J G.Aspartames in crude oil and bitumen：struc-ture and dispersion［J］.Adv Chem Ser，1996，25（1）：
377－401.
编辑周丹妮
temperature and pH value on foam performance have been discussed，and laboratory circulation tests have been conducted．The test
results indicate that this foam still has certain foamability after nine cycles，can successfully carry out sand washing operation and be recycled，showing broad application prospects．
Key words：foam；recycle；sand washing；well flushing；amphoteric surfactant
Technical feasibility of steam flooding after polymer flooding
SHEN De－huang，MA De－sheng，NIE Ling－yun，LI Xiao－ling
（State Key Laboratory of EOR，Research Institute of Petroleum Exploration＆Development，PetroChina，Beijing100083，China）Abstract：In order to further enhance oil recovery in Daqing Oilfield，the technical feasibility of steam flooding after polymer flood-ing has been studied through physical simulation．The experimental results indicate that steam flooding after polymer flooding can improve oil displacement efficiency in high and medium permeability zones，meanwhile steam overlap effect can effectively drive re-maining oil in the upper part of the oil reservoir and improve sweep efficiency．Thermal recovery after polymer flooding has been proved technically feasible．This paper provides basis for field test of steam flooding after polymer flooding in Daqing Oilfield．
Key words：polymer flooding；physical simulation of thermal recovery；steam flooding；thermal recovery method；recovery mechanism Experimental study of blending light oil to reduce super heavy oil viscosity in Tahe Oilfield
PEI Hai－hua，ZHANG Gui－cai，GE Ji－jiang，LIU Qing－hua，WU Fang
（China University of Petroleum，Qingdao，Shandong266555，China）
Abstract：Viscosity reduction is critical to recovery of super heavy oil from Tahe Oilfield．Blending light oil has been proved to be effective for producing Tahe super heavy oil．However，the degree of blending evenness between light oil and heavy oil in bottom hole is low，resulting in a big difference in viscosity reduction result from that of laboratory experiment．The study has found that the viscosity reduction effect can be improved by adding a little aromatic hydrocarbon admixture into the system when blending light oil into heavy oil．The experiment result indicates that aromatic hydrocarbon admixture has a good dissolving capacity to Tahe super heavy oil under static condition，it can greatly reduce viscosity and the effect of viscosity reduction is much better than blending light oil alone，thus saved light oil resource．
Key words：super heavy oil；aromatic hydrocarbon admixture；light oil；blending light oil for viscosity reduction；dissolving rate；Tahe Oilfield
Effect of temperature and pressure on PVT parameters of CO
2
－bearing gas reservoirs
ZHANG Xing1，YANG Sheng－lai1，ZHANG Jie1，MA Chang－ning2
（1．China University of Petroleum，Beijing102249，China；
2．Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying，Shandong257077，China）
Abstract：There are some limitations when calculating PVT parameters of gas reservoirs with conventional methods such as theoreti-
cal chart and empirical formula，which can not accurately analyze the PVT parameters of CO
2
－bearing gas reservoirs．Therefore，indoor PVT tests are conducted to systematically and comprehensively analyze this type of special gas reservoirs．The study shows
that for CO
2
－bearing natural gas，the Z－factor，density，volume factor and isothermal compressibility are highly sensitive to pres-sure at low pressure（below20MPa），while the viscosity is highly sensitive to pressure at all times．The Z－factor，density and vis-
cosity have changed drastically along with the increasing of CO
2content，showing strong sensitivity to CO
2
．The volume factor is less
sensitive to CO
2，and the isothermal compressibility is not sensitive to CO
2
．With the increasing of pressure and CO
2
content，the Z
－factor，density，viscosity，volume factor and isothermal compressibility have shown certain sensitivity to temperature．
Key words：CO
2
－bearing gas reservoir；PVT parameters；sensitivity；temperature；pressure
Research on low permeability sandstone reservoir protection technology for Qian’an area
SUN Yu－xue1，YAO Fei1，ZHANG Shun2
（Northeast Petroleum University，Daqing，Heilongjiang163318，China）
Abstract：Impairment evaluation of drilling fluid system for the second spud in Jilin Oilfield has been conducted through laboratory experiment based on reservoir sensitivity evaluation．Experiment result indicates that the damage degree of the second spud drilling fluid system to the low permeability sandstone reservoirs in the Qian’an area is34.52%，with liquid phase damage being the domi-nant and there is also severe water blocking damage．The key to reducing the damage is to control the invasion of drilling fluid fil-trate．The second spud drilling fluid system is optimized based on d90temporary plugging theory and water blocking prevention tech-niques．The degree of core damage has reduced by16.25%after adding shielding temporary plugging agent and by about5%after adding new water blocking prevention agent，so that the low permeability sandstone reservoirs can be effectively protected．
Key words：low permeability reservoir；drilling fluid filtrate；shielding temporary plugging；water blocking prevention；reservoir damage；Jilin Oilfield
Multiphase flow model of heavy oil well with consideration of non－equilibrium effect
ZHAO Rui－dong1，WU Xiao－dong1，TAO Zhen2，WANG Xiao3，LU Li－qing4
（1．MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing，102249China；
2．MOE Engineering Research Center of Gas Energy Development＆Utilization，China University of Petroleum，Beijing102249，China；
3．Jianghan Oilfield Company，SINOPEC，Wuhan，Hubei430035，China；
4．Daqing Oilfield Co．，Ltd．，PetroChina，Daqing，Heilongjiang163853，China）
Abstract：The concept of instantaneous equilibrium between oil and gas phase is often assumed when predicting wellbore pressure
水平井管理制度
第七采油厂水平井管理制度（试行） 为了科学合理管好水平井，提高水平井的总体开发水平和效益，实现水平井长期稳产、高产，提高采收率，结合我厂生产实际，特制定本管理办法。 第一章管理职责 第一条水平井实行“分级管理、层层负责”的管理模式，按照厂部、作业区和井区三级管理，厂部成立水平井管理领导小组，由采油工艺研究所具体负责各项技术政策的制定，各作业区成立由主要领导为组长的水平井管理领导小组，由主管领导和生产技术组组长具体负责各项技术政策的落实，各井区主要负责人及技术员负责各类政策的现场实施。 地质研究所：与公司相关部门结合制定水平井开发技术政策做好动态跟踪分析及效果评价 1、根据单井控制储量、油层物性及底水发育程度，科学制定开发政策，确定合理的开采速度、注采比及流压等开发参数。 2、负责日常含水、产量及测井资料录取的监督，确保资料的真实性，并做好资料的分析应用工作。 3、负责编制油藏动态监测方案，并协调组织实施。
采油工艺研究所：采油工艺配套、井筒治理，负责水平井配套新工艺试验推广。 1、按照地质要求，确定合理泵深、泵径、冲程、冲次等生产制度。 2、负责水平采油井井筒及地面系统配套设计工作，优化水平井防蜡、防气、防偏磨等技术措施，确保防治效果，各种工具下井位置及其它技术参数符合水平井的井筒特点。 3、负责各种增产、增注措施方案的制定，并根据地层特点，对各种入井液配方进行优选，防止对地层造成伤害。 4、负责水平井配套技术攻关及新工艺新技术现场试验、推广。 井下作业科： 1、负责水平井大修打捞、各类增产增注措施施工所需工具油管、各类施工工具的引进及管理。 2、负责水平井井下作业操作规程制定，负责水平井各类措施施工方案的制定和组织实施、技术指导。 3、负责水平井井下作业配套技术攻关及新工艺新技术现场试验、推广。 采油作业区： 1、负责水平井的日常维护及“六小措施”的落实工作，按照
低渗透砂岩油藏渗流特征及注水技术界限研究
低渗透砂岩油藏渗流特征及注水技术界限研究 X 王西江,蒋美忠,孙春辉,陈国泉 (辽河油田公司勘探开发研究院,辽宁盘锦 124010) 摘 要:低渗透油藏的突出问题是:“非均质性强、注水利用率低、产量递减快”。哪一类低渗油藏适合注水开发或不适合注水开发?又主要受那些技术界限指标制约?成为开发技术人员所面临的主要问题。本课题研究的宗旨就是从低渗透储层的“微观孔隙结构、渗流机理、注入水质、”等几大方面入手,对其渗流特征、渗流规律进行试验分析归纳研究,并在此研究的基础上、建立起配套的低渗透油藏注水开发技术界限指标。通过以上研究,首次量化了辽河油田低渗储层分类微观孔隙结构、相对渗透率、水驱油效率、水质指标等技术参数界限指标;为低渗透油藏改善注水效果、调整注水方案提供了重要的实验依据。 关键词:低渗透油藏;孔隙结构;渗流特征;相对渗透率;驱油效率;注入水质 中图分类号: 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)03—0128—041 不同渗透率区间微观孔隙结构指标分类研究 辽河油田低渗透油气藏储层砂岩总体上,看具有结构成熟度和成分成熟度低、填隙物含量变化大的特点,但各区块及井间又有一定的差别。储层总体物性差、非均质性强、连通程度低。本课题针对35个主力低渗透区块、583块岩样进行了微观孔隙结构指标的统计、归纳及分类研究。 1.1 渗透率与排驱压力的关系及量化指标 排驱压力代表岩样孔隙系统中与最大连通孔喉半径相对应的毛管压力,实际上也是汞开始进入岩石孔道的启动压力。 随着渗透率的降低,排驱压力有逐渐增大的趋势,表明了渗透率越低,孔喉半径越小,渗流能力越差的规律。从不同渗透率区间排驱压力关系柱状图1中则更能清晰的看到渗透率的变化导致了排驱压 力的急剧增高。 图1 不同渗透率区间排驱压力关系柱状图 1.2 渗透率与中值压力的关系及量化指标 饱和度中值压力P 50,即为进汞饱和度为50%时与曲线相交点所对应的压力值。P 50越小,则岩石的渗滤性能越好。随着渗透率的降低,中值压力也有逐渐增大的趋势,从不同渗透率区间排驱压力关系柱状图中也更能清晰的看到渗透率的变化导致了中 值压力的增高。 图2 不同渗透率区间中值压力关系柱状图 1.3 渗透率与平均孔喉半径关系及量化指标 它表示了岩石平均孔喉半径的大小,直接反映了储层渗流能力的强弱。随着渗透率的降低,平均孔喉半径越小,从不同渗透率区间平均喉道半径关系柱状图1-3中则能看到渗透率的变化导致了平均 孔喉半径的减小。 图3 渗透率与平均孔喉半径关系柱状图 1.4 渗透率与最大孔喉半径关系及量化指标 最大连通孔喉半径代表了岩样孔隙系统中最大连通孔喉半径。是表征岩石渗透性能的重要指标。随着渗透率的降低,最大孔喉半径越小,从不同渗透率区间最大喉道半径关系柱状图中则能看到渗透率的变化导致了最大孔喉半径的减小。 128 内蒙古石油化工 2012年第3期 X 收稿日期5 24:2011-12-1
保护储层技术作业
十项原则 1.以经济效益为中心，以提高油气产能和采收率为目标； Focus on economic efficiency, focus on enhancing and improving oil recovery. 2.技术进步、经济效益和环境保护要统筹考虑； Take into consideration technological progress, economic effect and environmental protection. 3.任何保护技术都应有利于及时发现、有利于准确评价、有利于高效开发； Any reservoir protection technology should be helpful to timely find, accurately evaluate and efficiently develop the oil reservoir. 4.立足以预防损害为主，解除损害为辅； Give priority to damage prevention, damage removal is awarded for complementary, 5.各作业环节的保护技术要前后照应，做到系统整体优化，实现全过程保护； Protection technology of each operation link must be well organized, achieve the overall systematical optimization, realize the whole process of protection. 6.在保护中开发油气藏，在开发中保护油气藏； Develop in protection, and protect in development. 7.不该进入储层的工作液要尽量避免进入，至少要少进入； Try our best to avoid or at least reduce working fluid which leaks into the reservoir. 8.凡进入储层的固相和液相都能够通过物理、化学和生物化学方法予以解除； The liquid and solid phase entering the reservoir can be removed through physical, chemical and biochemical methods. 9.不可避免要进入的工作液，应该与油气层配伍，且不含固相； The working fluid inevitable to enter the reservoir should be compatible with it, and doesn’t contain any solid phase. 10.力争减少井下事故，避免各种复杂情况发生，否则前功尽弃。 Try our best to reduce the number of downhole accidents, avoid all kinds of complicated conditions, lest all the efforts are wasted.
关于水平井钻井过程中油气层保护技术研究
关于水平井钻井过程中油气层保护技术研究 发表时间：2019-09-04T16:21:02.300Z 来源：《工程管理前沿》2019年第13期作者：于小亮廖华林 [导读] 从水平井钻井过程中对油气层损害机理和特点出发，分析油气层保护措施，探讨相关保护技术应用情况。 中国石油大学（华东）石油工程学院山东青岛 266000 摘要：水平井是油田开发后期的一项重要技术手段，在钻井施工过程中会对油气层造成不同程度的伤害。本文主要是从水平井钻井过程中对油气层损害机理和特点出发，分析油气层保护措施，探讨相关保护技术应用情况。 关键词：水平井；油气层；保护 水平井是油气田在开发过程中形成的新技术,其成熟性、适用性,已经在全世界推广应用。水平井钻井过程油气层保护技术经历了科研、攻关、推广阶段，也取得了一定成效，特别是近年来得到了迅速发展，为水平井油气层保护起到了重要作用。本文主要是水平井钻井的保护措施及应用情况展开分析 1、水平井钻井过程中油气层损害机理、特点 1.1水平井钻井过程中油气层损害机理 国内外已有多项研究表明，钻井导致的储层损害已经成为影响水平井产能的主要因素。对于水平井来说，油气层损害机理和直井相同，只是程度上和污染带位置上的差异。损害机理有以下几点：钻井液中固相颗粒堵塞；滤液和储层流体不配伍；聚合物堵塞；润湿反转；微粒运移和粘土膨胀；水锁；地层压力改变等。其中固相和液相侵入油气层是造成油气层损害的主要原因。 1.2水平井钻井过程中油气层损害特点 水平井钻井施工与常规的直井钻井相比较其实际产生污染更加严重，而两者的造成污染的层位也不一样。水平井造成的油水层位污染损害主要有以下一些特点 在水平井钻井施工过程中，油气层的钻穿长度要远远超过直井，由此会导致钻井液与油水层直接接触时间急剧增加，而在油气层钻进过程中也会消耗大量时间，因此，产生油气层污染的概率也会相应增加。水平井钻井施工过程中非常容易形成岩屑床，在钻井过程中会导致钻柱与岩屑床的磨损加剧，造成油气层中进入了大量的亚微粒子，从而损害了油气层。水平井在完井的时候通常情况下都不会采用射孔完井，从而使得对地层的污染加重。 在水平井钻穿油气层的时候，压差要远远超过直井钻井。而油气层内的孔隙压力是一定的，在水平井钻进油气层过程中，钻井液流动受到的阻力也在不断增加，由此产生的压力会直接作用在油气层上，从而使得钻穿油气层时压差会随着钻进不断增加，使得油气层受到的伤害也进一步增加。与直井钻井相比较，油气层中单位长度方向产生的压力降相对要低，从而使得其返排效果变差，造成油气层内孔隙等堵塞情况更加严重。 水平井与直井钻井过程中产生损害的层位存在较大的差异。对钻井施工来说，水平井钻井比直井钻井过程中的钻井液产生污染带的位置要深一些，而且在水平段的末端会产生更加严重污染。其实际侵害油气层形状为一个椭圆形的锥体，而因为钻井液在水平段以及垂直段上实际渗透率KH、Kv值也有很大的差别，因此，污染带实际的分布也呈现不均匀状。由此也造成了水平井钻井过程中钻井液对油气层的损害与直井钻井出现较大差异的现象。 2、水平井钻井过程中的油气层保护措施 油气层的有效保护要从以下几个方面进行,首先要充分结合油气藏本身的岩性结构、矿物质成分、地层胶结等情况，研究是否还存在一些潜在的对地层有较大影响的因素。其次要是根据油气藏的具体特征，来合理地选择钻穿油气层时的具体措施以及相关完井方式，结合水平井损害实际机理以及具体的损害特点，并在现有的工艺技术基础上，可以从以下几个方面着手采取油气层保护措施： （1）针对油气层钻进实施油气层专打，在钻开油气藏的时候实施平衡压力，这样就能有效控制钻井液进入油气层的强度。（2）实施优快钻井技术来完成水平段的钻进，这样就能充分降低油气层被钻井液浸泡的时间。（3）为了进一步减少水平井钻井过程中的滤失作用，可以选择无固相优质钻井液体系。这样就可以最大程度避免固相造成油气层损害。（4）在采取无固相优质钻井液的基础上进一步实施暂堵技术，这样就能最大程度地减少钻井液进入地层，有效起到地层保护作用。（5）要尽量为水平井钻井配备完善的固控设备，这样才能最大程度减少钻井液中的固相颗粒。（6）在水平井完井施工过程中，要尽量选择合理的滤饼处理技术，这样才能最大程度保持油气层通道的通畅。只有按照上述几种措施实施严格的管理，才能进一步强化对油气层的保护，有效提升水平井的产量。 3、水平井钻井过程油气层保护技术效果 3.1 油层暂堵保护技术 传统屏蔽暂堵技术。采用传统屏蔽暂堵技术后,钻井液的渗透率恢复率有了明显提高。与不用屏蔽暂堵技术相比,渗透率恢复率提高了20%,平均堵塞比下降了74%,显示出良好的油层保护效果。 广谱屏蔽暂堵技术。采用广谱屏蔽暂堵技术后,钻井液平均动失水量减少了45.6%,平均渗透率恢复率达到了85.8%,相对于传统屏蔽暂堵技术提高了7.1个百分点。 超低渗透保护油气层技术。采用超低渗透保护油气层技术后,不同钻井液体系的渗透率恢复率均在90%以上,而且暂堵带的承压能力平均提高了69%。 广谱屏蔽暂堵+超低渗透保护油气层技术。广谱屏蔽暂堵+超低渗透保护油气层技术在最终动失水量、渗透率恢复率上明显优于单一的广谱保护油气层技术和超低渗透保护油气层技术。目前已成为了大港油田水平井主要的保 3.2 滤饼处理技术 再好的钻井液体系、再先进的钻井工艺技术,也不可避免地会对油气层造成一定程度的伤害,只是好的体系和工艺伤害会更小一些。水平井储集层损害机理研究结果表明:其主要机理是颗粒运移、固相堵塞,因此,水平井在完井后一般面临解除污染,减轻完井液对储层的损害及对井下工具的堵塞,恢复地层天然产能的任务。(l)物理解堵包括高温热处理、水力振荡、水力旋转喷射等是常用的物理解堵方法,高温热处理的作用机理为:通过使粘土脱水和破坏粘土晶格,补救与粘土相关的损害,使堵塞水蒸发;热导应力在近井区域产生微裂,增大近井地层渗透率。(2)化学解堵包括氧化型解堵剂和非氧化型解堵剂及酸液解堵剂。 氧化型解堵剂的解堵效果要好于非氧化型解堵剂。如二氧化氯、双氧水等,其解堵机理为:强氧化剂通过氧化作用使聚合物分子变小,使
致密砂岩储层构造裂缝形成机制及定量预测研究进展_徐会永
第19卷第4期 2013年12月地质力学学报JOUＲNAL OF GEOMECHANICS Vol.19No.4 Dec．2013 文章编号：1006- 6616（2013）04-0377-08致密砂岩储层构造裂缝形成机制及 定量预测研究进展 徐会永1，冯建伟2，葛玉荣 3（1.中国石油大学期刊社，山东青岛266580； 2.中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛266580； 3.中国石油测井有限公司，新疆哈密735200） 收稿日期：2013- 03-02基金项目：山东省博士后基金项目“基于应力场模拟的低渗透砂岩储层裂缝多参数定量建模”（201003104） 作者简介：徐会永（1977- ），男，汉族，山东庆云人，副编审，博士，主要从事沉积学及石油地质学等方面的研究及科技论文编辑工作。E- mail ：xhy7714@https://www.360docs.net/doc/6210245384.html, 摘 要：致密砂岩裂缝性储层已逐渐成为非常规油气资源勘探开发的重点，构造裂 缝形成机制研究及定量预测也相应成为热点问题。从构造地质学和地质力学角度对目前的裂缝研究方法进行系统分析，并对含微裂隙的岩石损伤力学实验分析、复合 地层本构关系及破裂准则的建立以及不同应力场作用下裂缝参数的定量表征方法进 行详细对比后认为，裂缝的产生、裂缝的位置和方向以及裂缝参数的量化是实现裂 缝准确预测的关键。今后裂缝研究的发展方向主要有3个，即基于构造地质学和岩 石损伤力学的宏观野外观察和微观室内试验相结合研究裂缝形成机制，考虑多重影 响因素并基于能量转换理论的复合岩石破裂准则建立，基于精细构造地质模型的有 限元数值模拟实现各期应力场作用下裂缝参数的三维定量表征。 关键词：致密砂岩储层；构造裂缝；形成机制；定量预测；非常规油气 中图分类号：P542；P553文献标识码：A 0引言 随着中国油气资源勘探开发逐渐由东部向西部、由常规储层向非常规储层转变，致密 气、页岩气和煤层气成为国家“十二五”规划后的开发重点［1］。很多学者认为在致密气、 页岩气和煤层气3种非常规天然气中，应该优先发展致密气［2 3］。致密气资源量数据相当可靠、开发致密气技术较成熟、致密气的分布与常规气在很多地方重叠、基础设施建设成本较低［3］，因此致密气的开发前景比页岩气更明朗。中国石化已启动鄂尔多斯致密油气增储上产会战［3］。此外，来自国土资源部的数据显示，2011年全国天然气产量为1011.15?108m 3［4］，致密气产量约为350?108m 3［3］，约占全国天然气总产量的三分之一。 非常规气藏开发有很多相似之处，如都需要打水平井和丛式井、都需要压裂工艺等。国内已基本掌握了致密砂岩油气的开发配套技术，有些技术已达国际先进水平。但大规模开发不能照搬国外模式，还需要通过有的放矢的基础研究和工程技术的先导性试验，提出适合中
水平井要求
关于水平井地质录井调整建议及资料报送要求目前碎屑岩油藏开发力度加大，大批三叠系等层位碎屑岩油藏开发水平井部署上钻，使得中新生界（三叠系、白垩系）碎屑岩地层划分、对比（包括小层的精细对比）、目的层深度的预测、轨迹调整与控制等工作十分重要，部分录井队伍在实际工作中出现了许多质量问题。针对出现的问题，结合水平井地质录井实际情况，需改进和加强以下几方面的工作： 一、重点控制工作 在现有工程技术条件下，跟踪预测目的层顶深、及时指导入靶角度和轨迹，以保证避水高度及井眼平滑稳定，满足后期下套管、筛管等完井要求，达到最佳采油气效果。在整个钻井施工过程中由录井、钻井、定向技术服务、泥浆等多家单位配合完成，其中录井是主导，这是录井队必须明确且坚持的工作信念，并切实履行自己的职责；同时要求钻井队、定向技术服务方等施工队伍应积极配合，以确保上述目的的实现。 二、调整建议及资料报送格式 1、调整建议报送时间及内容： A、直导眼完钻后。及时收集校深后的测井曲线、测井解释数据表（测井所配合提供，录井队在现场完井资料验收后交回测井所）等资料做好实钻地层（段）、油气层、油水界面、与设计及邻井的对比表，分析它们的深浅、厚度变化规律并结合构造（构造图、地震剖面图）变化趋势进行分析预测斜井段钻遇地层井深；若与设计出入较大，则提出轨迹调整建议，由现场监督签字确认后，上报主管部门、勘探开发研究院，经主管部门批复后按批复意见进行轨迹调整设计和下步施工。 B、斜井段重要层段揭开后。及时做好实钻地层（段）、油气层、油水界面、与设计及邻井的对比表，分析它们的深浅、厚度变化规律并结合构造（构造图、地震剖面图）变化趋势进行分析预测目的砂层顶深、以软着陆最佳井斜角进入目的砂层为目标（进入砂层后能以最
非常规油气藏储层保护机理
煤储层保护技术 煤层损害的机理 地层损害通常是由于固体微粒的运移和堵塞，或者是由于化学反应和热动力因素，以 及两者同时发生作用。由于煤层许多化学成分与油气层相似，决定了其损害机理与油 层及天燃气层有相同之处。煤层在结构构造上与油气层又有显著不同，所以在损害机 理上又有其特殊性。 $ # % 微粒运移、粘土膨胀造成的储层损害:膨胀微粒的运移、粘土膨胀是导致地层渗透率降低的最主要原因。煤本身具有吸收液体和气体而产生膨胀的性质，同时会导致储层孔 隙率和渗透率大幅度降低，且煤吸收液体并导致基质膨胀和渗透率降低的过程是近乎 不可逆的。 外来流体与储层岩石、储层流体不配伍所造成的 损害:钻进过程中属于这种损害类型的有"储层的水敏性损害。当进入储层的外来液体 如泥浆%的矿化度与储层中的粘土矿物不配伍时，将会引起粘土矿物水化膨胀、分散 及絮凝沉淀，导致储层渗透率降低。 储层的碱敏性损害:碱液进入储层，有利于粘土水化膨胀与分散，还可能与储层流体中的无机离子形成盐垢。 无机垢、有机垢堵塞:无机垢堵塞主要是由于外来流体与储层流体不配伍生成无机垢所造成的，有机垢一般以煤中的煤焦油沉淀而成，这些垢既可能形成于储层的孔隙、裂 隙里，也可能沉积集输装置与管汇中，由此，除引起气产量下降外，还是造成设备早 期损坏的重要因素。 水锁损害:煤层的裂隙是地层中流体流动的基本空间，总的来说这些天然裂隙内径很小，因此可将其看作是无数大小不等，形状各异，彼此曲折的毛细管，当外来流体侵入裂 隙通道后，会将通道中原有的气推向储层深部，并在气水界面形成一个凹向水相的弯 液面。由于表面张力作用，任何弯液面都存在一附加压力，即毛细管压力。如果储层 的能量不足以克服这附加的毛细管压力，气就不能将水段塞驱开而流向井筒，从而形 成水锁损害，导致气层渗透率下降。!" ! 储层保护的技术措施 煤层渗透率大小是决定煤层气产量的决定性因素。因为煤层渗透率的大小，很大程度 上决定于煤层中裂隙的形态。所以，煤层保护的中心任务就是保护裂隙免受损害。合
致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异
致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异 随着世界油气工业勘探开发领域从常规油气向非常规油气延伸，非常规油气的勘探和研究日益受到重视。20 世纪90 年代以来，中国出现深盆气、根源气、深盆油、向斜油、非稳态成藏、致密油、致密气、页岩气、页岩油、源岩油气等概念。油气地质基础研究呈现出由常规油气向非常规油气发展的新趋向（图1）。 图1 中国陆上主要非常规油气有利区分布图（据邹才能等，2013C）致密油是一种重要的非常规资源，是指夹在或紧邻优质生油系的致密储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，是与生油岩系共生或紧邻的石油资源。储层致密、油气在运移、聚集、成藏等方面与常规砂岩油藏存在较大差异，导致致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发上地质主控因素存在较大差异，本文主要从储层特征、流体性质、边界条件进行简要分析。 一、储层特征 非常规油气储层以纳米、微米孔喉为主，微观孔喉结构复杂，决定了其低孔低渗的储集特征，控制了油气聚集机制、富集规律等基本地质特征。
（一）储层质量 1.宏观 致密砂岩储层以纳米级孔喉系统为主，导致其储层致密物性较差，一般孔隙度小于10%，渗透率小于0.1mD，而常规砂岩储层物性相对较好，如表1-1。 致密砂岩油藏储层总体致密是其与常规油气储层的最大区别。 表1-1 致密砂岩储层与常规砂岩储层宏观储层质量对比 2.微观 （1）孔隙结构 孔隙结构：岩石中所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通的关系。微米与纳米尺度是通过扫描电镜与微-纳米CT扫描可以识别的微观孔隙形态与空间特征，如图1-1。 图1-1微观孔隙形态与空间特征（据于清艳，2015）
低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征
1999年特种油气藏第6卷第2期 低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征 张学文X (中国石油天然气集团公司国际合作部北京100724) 尹家宏 (辽河石油勘探局锦州采油厂辽宁凌海124109) 摘要 方法综合分析我国十余个低渗透油藏的毛管压力曲线和相对渗透率曲线,J(S w)函数及Wyllie和Gardner公式,求出不同渗透率油藏的理论相对渗透率曲线。目的总结低渗透砂岩油藏 油水相对渗透率曲线特征,为其开发提供理论依据。结果低渗透油藏中孔隙度、束缚水饱和度、 残余油饱和度及共渗点与储层渗透率有一定的关系,即随着渗透率的增大,孔隙度、束缚水饱和度 增大,残余油饱和度减小,油水两相共渗区的范围变窄。结论低渗透砂岩油藏的油水相对渗透率 曲线具有一定的特征,即随着含水饱和度的增加,油相相对渗透率急剧下降,水相相对渗透率变化 不大。利用本文所采用的方法可为理论模型模拟计算(动态预测和储量计算)提供输入数据。 主题词低渗透油藏相对渗透率孔隙度束缚水饱和度残余油饱和度共渗点 Zh ang X ue we n(International Cooperation Department o f C NPC Beij ing100724),Y in Jiahong (Jinzhou Oil Producing Factory o f LPEB Linghai Liaoning124109):F eat ures of oil w at er relative pe rme ability c urves for low pe rme ability sandstone reservoir.SO GR6(2),1999 A bstr act Method Capillary pressure curves and relative permeability c urves from tens of re servoirs are compre-hensively analyzed,and theoretical c urve s for reservoir w ith different permeability are derived acc ording to J (Sw)function,Wyllie and Gardner equations.Purpose To summarize c harac teristics of oil/water relative permeability c urves in low permeable sandstone re servoir and provide theoretical ac cordance for development. Result Porosity,irreducible water saturation,re sidual oil saturation and c ommon percolation points of low permeability reservoir is connec ted with formation permeability to some extend,that is porosity and bounded w ater saturation shows exponential relation with the inc rease of permeability w hile re sidual oil saturation de-creases and common perc olation area of two phases turns narrow.Conclusion Oil water relative perme ability c urve s of low permea bility sandstone re servoirs features as follows:relative permeability of oil phase dra stica-l ly decrease a s water saturation increases,but that of w ate r pha se shows slight change.Method illustrated X张学文,男,30岁,博士,1989年毕业于石油大学(华东),1998年6月在石油勘探开发科学研究院获得博士学位,现在中国石油天然气集团公司国际合作部从事油藏工程研究与项目管理工作
煤气层井气体钻井技术及钻井中煤储层的保护措施标准范本
解决方案编号：LX-FS-A96712 煤气层井气体钻井技术及钻井中煤储层的保护措施标准范本 In the daily work environment, plan the important work to be done in the future, and require the personnel to jointly abide by the corresponding procedures and code of conduct, so that the overall behavior or activity reaches the specified standard 编写：_________________________ 审批：_________________________ 时间：________年_____月_____日 A4打印/ 新修订/ 完整/ 内容可编辑
煤气层井气体钻井技术及钻井中煤储层的保护措施标准范本 使用说明：本解决方案资料适用于日常工作环境中对未来要做的重要工作进行具有统筹性，导向性的规划，并要求相关人员共同遵守对应的办事规程与行动准则，使整体行为或活动达到或超越规定的标准。资料内容可按真实状况进行条款调整，套用时请仔细阅读。 摘要：煤层气储层的特殊性对煤层气钻井时的储层保护提出了更高的要求。用气体钻井方式开采煤层气是一种有效的保 护储层的手段，被国外油田广泛采用。气体钻井方式的选择必须考虑地层的适用性、应用模式、后期完井方式以及经济性。通 过对国外煤层气开发中气体钻井的应用情况、煤层特点、气体钻井应用于煤层气的技术模式进行分析，结合我国煤层气特点及 气体钻井技术现状，探讨了在我国煤层气开发中
对特低渗透注水砂岩油藏采收率确定方法的相关分析
对特低渗透注水砂岩油藏采收率确定方法的相关分析 在我国现有的储量规范中对采收率的标定主要是针对中高渗透油藏，对于低以及特低的渗透油藏采收率的确定方法比较欠缺。基于此，本文先是对特低渗透油藏的确定方法进行了分析，然后对经验公式法和类比法的优势和缺点进行了分析。 标签：特低渗透;注水砂岩油藏;采收率;经验公式法;类比法 0 引言 随着我国油藏开发技术不断改进，很多先进技术如超前注水技术被逐渐使用，让油藏开发的产量和经济效益取得了很大进步。要想继续提高特低渗透油藏的开采量和经济效益，需要对采收率确定方法进行研究，选择最合适的确定方法，掌握油藏的情况，才能推动油藏的有效开发。 1 经验公式法 首先利用基础数据进行筛选。经验公式建立在油藏基础数据基础上，主要是大庆、长庆以及吉林三个油区。将油田开发单元作为数据统计的单元，根据一定的原则进行选择。首先空气渗透率一般情况下会10×10-3 μm2以下的注水油藏，开发的单元需要比较独立完整。其次油藏已经处于递减的阶段，也就是开发的时间比较长，已经有很高的采出程度，可以利用水驱曲线方法或者是产量递减的方法实施计算。最后油藏静态数据特别是空气渗透率以及孔隙度需要准确可靠，数据要经过检验，例如使用动用面积以及井数对井网密度进行计算，在筛选之后，大庆有二十个特低渗样本油藏，吉林有十三个，长庆有四个。 其次要建立经验公式模型，一般情况需要以石油行业的标准模型作为基础，模型需要设定截距为0和不为0两种情况，建立很多個函数模型。再次需要选择模型，在选择的时候，首先需要将相关系数较小以及标准误差比较大的部分模型剔除掉，然后将自变量较小以及误差较大的模型剔除掉，最后剩下的模型误差比较小，符合率也比较高。最后需要对模型进行验证，需要综合考虑各个模型的相关系数、模型的函数形式、标准误差、参数的个数以及应用习惯等要素，同时也需要综合分析井网密度以及采收率，需要保证采收率的提高，该经验公式才具有绝对优势。由于经验公式具有一定的不确定性，要想在油藏中实际应用，仍然需要进一步验证。 2 类比法 大多数特低渗透砂岩油藏是大面积的岩性油藏，含油面积较大，随着开发区不断扩大，新开发面积不断加入老开发单元，造成开发单元稳定性差，类比于油藏代表性差[1]。首先需要选择类比油藏。其次分析类比条件和关键参数，最后需要进行采收率选址。十几年来，对于特低渗油藏进行了大量实验，先是开发先
油气储层保护工艺原理(张强)2
油气储层保护工艺原理 张强 在钻井、完井、井下作业及油气田开采全过程中，造成油气层渗透率下降的现象通称为油气层损害。油气层损害的实质包括绝对渗透率下降和相对渗透率下降。绝对渗透率的降低主要指岩石储渗空间的改变。引起变化的原因有：外来固相的侵入、水化膨胀、酸敏损害、碱敏损害、微粒运移、结垢、细菌堵塞和应力敏感损害；相对渗透率的降低主要指水锁、贾敏效应、润湿反转和乳化堵塞等引起的。二者损害的最终结果表现为储渗条件的恶化，不利于油气渗流，即有效渗透率降低。 我国石油工作者早在50年代就开始注意到此问题，川中会战时，就提出钻井液密度不宜过高，以免压死油气层。60年代大庆会战时，为了减少对近井地带的油气层损害，对钻开油气层钻井液的密度和滤失量也提出了严格要求。长庆油田在70年代开始进行了岩心分析和敏感性分析，但由于受到仪器与技术条件限制，再进一步深入下去有困难。直到80年代，在引进国外保护油气层技术的基础上，我国才全面开展了保护油气层技术的研究工作，并在“七五”期间将保护油气层钻井完井技术列为国家重点攻关项目，原中国石油工业部科技司、开发司、钻井司共同组织辽河、华北、长庆、四川、中原等五个油田和石油大学、西南石油学院、江汉石油学院、石油勘探开发科学研究院、工程技术研究所等单位共同进行攻关，使我国保护油气层技术不仅在理论研究上，而且在生产实践中均取得较大进展，形成了适合我国的保护油气层系列技术。“八五”期间，此项技术得到进一步推广应用和发展，并取得较好的效果。 一、保护油气层系统工程的技术思路 保护油气层系统工程的主要技术思路可归纳为五个方面： （1）分析所研究油气层的岩石和流体特性，以此为依据来研究该油气层的潜在损害因素与机理。 （2）收集现场资料，开展室内试验，分析研究每组油气层在各项作业过程中潜在损害因素被诱发的原因、过程及防治措施。 （3）按照系统工程研究各项作业中所选择的保护油气层技术措施的可行性与经济上的合理性，通过综合研究配套形成系列，纳入钻井、完井与开发方案设计及每一项作业的具体设计中。 （4）各项作业结束后进行诊断与测试，获取油气层损害程度的信息，并评价保护油气层的效果和经济效益。然后反馈给有关部门，视情况决定是否继续研究改进措施或补救措施。 （5）计算机预测、诊断、评价和动态模拟。 岩心分析是认识油气层地质特征的必要手段，油气层的敏感性评价、损害机理的研究、油气层损害的综合诊断、保护油气层技术方案的设计都必须建立在岩心分析的基础之上。所以，岩心分析是保护油气层技术系列中不可缺少的重要组成部分，也是保护油气层技术这一系统工程的起始点。
致密砂岩储层评价研究现状
致密砂岩储层评价研究现状 致密砂岩油气藏作为一种特殊非常规油气藏，已受到石油工业界的高度关注。目前致密砂岩储层的评价主要是在地层层组划分的基础上，依据测井解释、岩心物性分析、X-衍射分析、显微薄片鉴定等分析和实验资料，结合产能情况，对储层岩性、储层的物性下限、脆性、厚度和分布范围等多个方面进行评价。 标签：致密砂岩储层储层评价研究现状 0引言 致密砂岩油气藏作为一种特殊非常规油气藏，已受到石油工业界的高度关注。自20世纪80年代以来多位石油地质专家提出了深盆气（Masters，1979）、盆地中心气（Rose，1986）和连续型油气藏（Schmoker，1995）等新概念，就是针对非常规储层用新的思维以及创新的技术方法[1～3]。中国致密储层天然气的分布十分广泛勘探潜力巨大，形成了以四川盆地须家河组、鄂尔多斯盆地苏里格地区二叠系为代表的致密砂岩大气区[4]。 目前致密砂岩储层的评价主要是在地层层组划分的基础上，依据测井解释、岩心物性分析、X-衍射分析、显微薄片鉴定等分析和实验资料，结合产能情况，对储层岩性、储层的物性下限、脆性、厚度和分布范围等多个方面进行评价。 1岩性评价 岩性评价是致密砂岩储层评价的重要组成部分之一，且较常规储层评价的要求更高。致密砂岩储层储集空间小，测井信息中所包含的孔隙部分贡献相对较低，因此，为了求准测井孔隙度，要求更加精细的岩性组分以保障骨架参数的准确性。此外，岩性评价能够十分有助于致密砂岩储层的压裂设计，如可根据岩性类别及其组分确定出的脆性指数以及黏土矿物类型及其各种黏土相对含量，均是压裂设计着重考虑的因素。 常规测井评价岩性的方法主要为：以自然伽马测井计算泥质含量，以密度、中子和声波孔隙度测井确定岩性骨架类别及其比例大小。如果有自然伽马能谱测井资料，可进一步确定出黏土类型。最后以岩性实验分析（如X衍射）刻度测井计算结果。近年来，斯伦贝谢公司研发的新一代地球化学元素测井技术-元素俘获谱测井（ECS）已在我国推广应用，丰富了测井岩性评价的内容，提升了岩性组分的计算精度[5～7] [14]（如图1）。 2有效储层物性下限评价 有效储层物性下限是指储集层能够成为有效储层应具有的最低物性。有效储层是指在现有工艺技术及经济条件下能够产出具有商业价值油气流的储层。有效储层的物性下限值主要包括储层孔隙度、渗透率和含油饱和度下限值。有效储层
砂岩岩性油藏与低渗透油藏对比
砂岩岩性油藏与低渗透油藏 对比 姓名：高小龙 学号：2014222019 时间：2014年10月31日
一、砂岩岩性油藏 由于岩性油气藏形成机制和分布规律复杂，勘探难度大、技术要求高，勘探上具有高难度和高风险的特点，这类油气藏的理论研究和勘探技术，一直是国内外石油地质学家研究和探索的重要内容。有关岩性油气藏的特征、成藏条件、分布规律、成藏机理、分布预测方法和技术，特别是成因机理（包括地质条件、动力、相态、排驱方向及含油气性等），国内外学者做了大量的研究，取得了创造性进展。 1、研究内容 岩性圈闭是指储集层岩性或物性变化所形成的圈闭，其中聚集了油气，称为岩性油气藏。 储集层岩性的纵横向变化可以在沉积作用过程中形成，也可以在成岩作用过程中形成，但大多数岩性圈闭是沉积环境的直接产物。由于沉积环境不同和成岩作用的差异，导致沉积物岩性或物性发生变化，形成岩性上倾尖灭体、透镜体及物性封闭圈闭等 根据储集体类型，岩性油气藏可分为4类，即砂岩、泥岩、碳酸盐岩和火成岩岩性油气藏，主要为砂岩类。按圈闭的成因，岩性油气藏可分为砂岩上倾尖灭油气藏、砂岩透镜体油气藏、物性封闭岩性油气藏和生物礁油气藏等4种。
油气藏和生物礁油气藏等4种[3]。根据有效烃源岩与储集体的配臵关系，可将岩性油气藏分为两类，即接触烃源岩的岩性油气藏和不接触烃源岩的油气藏，前者被烃源岩包围或部分接触，烃源岩生成的油气可通过烃源岩的层理、裂缝及砂层直接进入储集体；后者烃源岩与储集体之间存在几十甚至几百米厚的泥质岩层，只有通过断层、裂缝等油气输导体系才有可能成藏。 （1）由于岩性-地层油气藏形成和赋存的隐蔽性和复杂性，勘探开发所需的方法与技术仍存在许多不适应，加上岩性油气藏形成机制和分布规律复杂，导致勘探难度大、技术要求高，勘探上具有高难度和高风险的特点。 （2）岩性油气藏成藏过程是一个受多因素影响的、复杂的、动态的地质过程，其中初次运移是形成岩性油气藏的关键。与岩性油气藏有关的成藏机理是水溶对流、水溶泄流、单相渗流、混相涌流机制。 岩性地层油气藏的形态一般比较复杂，不像构造油气藏那样形态规则，我想造成这一点的最根本原因是沉积体系和沉积形态的不同。我想，岩性油气藏一般应该湖相沉积居多，特点是沉积块体小，连续性差，泥岩比砂岩多很多，所以难以形成大范围的砂泥岩互层的背斜构造，也就难以形成大湖相和海相的长期稳定沉积的构造油
储层损害与保护技术
储层伤害评价及保护技术的研究是油气田勘探开发过程中重要的技术，也是提高油气勘探和开发质量的重要环节。在勘探中，有利于对油气储层的发现，和对储层的正确评价；在生产过程中，有利于提高油气产量及油气田开发的经济效益，和储层的稳产和增产及最大限度的利用油气资源，也关系到油气田勘探开发的成效。近些年来，随着油气勘探开发的进步，油气储层的保护技术越来越受到石油公司的重视，并已形成了从储层特征和潜在伤害分析、预测技术，储集层敏感性分析评价技术，储集层伤害指标建立和分级，钻井、完井、投产到压裂酸化及井下作业过程中保护油气层等配套实用技术，通过实际应用，取得了巨大的成效和经济效益。在油（气）井钻井、完井、生产、增产、提高采收率等全过程中的任一作业环节，储层与外来液体以及所携带的固体微粒接触，由于这些液体与地层流体不匹配而产生沉淀，或造成储层中粘土矿物的膨胀或产生微粒运移，它们往往堵塞了孔隙通道，使得渗透率降低，从而不同程度地损害了储层的生产能力，即储层伤害。 （１）油气田勘探开发生产中的储层伤害原理与特点。国内外大量的研究发现，油气储层一般都具有高应力敏感性、高毛细管压力、高含水饱和度和高水敏性的特点。而低渗透储层还具有低孔隙度、低渗透率和高含水饱和度的特征。一般研究认为，储层损害是一个复杂的系统工程，它是由于内伤害源（储层内固有的）、外伤害源（外来的）和复合伤害源（内、外伤害源相互作用）导致的结果。具体损害形式有：①固相微粒（外来和内部的）运移造成的储层损害；②外来流体与储层岩石、流体不配伍造成的损害：如水敏性损害、碱敏性损害和无机垢、有机垢堵塞等；③润湿性、毛管现象引起的储层损害（水锁、润湿反转、乳头液堵塞、气泡堵塞）；④地层湿度、压力变化引起的储层损害；⑤微生物对储层的损害。 油气田勘探开发生产过程中的储层损害具有如下特点：①损害周期长。几乎贯穿于油气田勘探开发生产的整个生命期，损害具有累积效应；②损害涉及到储层的深部而不仅仅局限于近井地带，即由井口到整个储层；③更具有复杂性。井的寿命不等，先期损害程度各异，经历了各种作业，损害类型和程度更为复杂，地面设备多、流程长，工艺措施种类多而复杂，极易造成二次损害；④更具叠加性。每一个作业环节都是在前面一系列作业的基础上叠加进行的，加之作业频率比钻井、完井次数高，因此，损害的叠加性更为突出。 （２）储层伤害评价方法。储层伤害评价技术包括室内评价和矿场评价，室内评价的目的是研究油气层敏感性，配合进行机理研究，同时对可采用的保护技术进行可行性和判定性评价，为现场提供室内依据（见图１）。矿场评价则是在现场开展有针对性的试验，分析判断室内试验效果，选择合理的方法、技术。 从室内进行储层损害研究的方法上讲，常规的室内研究方法主要是在模拟储层现场条件的情况下，进行岩心流动试验，在观察和分析所取得试验结果的基础上，研究岩心损害的机理。主要实验内容包括：Ｘ－－衍射分析；扫描电镜分析；薄片分析；岩心薄片和铸体薄片；储层敏感性试验，包括流速敏感性试验，水敏性和盐敏性试验，酸敏性试验，碱敏性试验以及压力敏感性试验。 （３）矿场评价技术方法。试井评价技术方法，主要包括稳定试 井法、不稳定试井法、重复电缆地层测试（ＲＦＴ）和钻柱测试（ＤＳＴ）。测井评价技术方法，包括电阻率测井法、深度探测测井法和时间推移测井法。 用其他资料评价伤害的方法，包括用试油后排液量的资料评价伤害程度、用各阶段（中途、完井和投产）测试资料评价伤害程度和用投产后采油指数等生产参数的变化情况评价伤害程度（表１）。 ２０世纪９０年代以来，国外很多油气田和国内一些油气田已经形成了从伤害机理研究到现场施工一整套系统保护油气的研究思路和工作方法，并取得了丰硕的成果和较好的经济效益。 （１）钻井保护油气层技术。重视钻井过程中的油气层保护技术，有利于发现油气层，准确评价储层性质，提高油井产量。主要包括探井岩性、物性、敏感性、地层孔隙压力、破裂压力钻前预测、随钻监测技术，裂缝性油气藏损害机理及屏蔽暂堵保护技术，油气层保护射孔与矿场评价技术，欠平衡钻井储层保护技术。 （２）开发注水中的储层改造技术。油田开发过程中，由于储层孔喉小，经常堵塞，导致注水压力高，甚至注不进水，无法完成配注任务。因此油田注水过程中储层保护技术研究显得越来越重要。通过研究注入水与油藏配伍性、孔喉内粘土矿物损害、有机垢和无机垢形成趋势，确定了注水开发油层物性的界限，建立注入水水质标准、水质控制与保障体系。在此基础上优选注水精细过滤技术、粘土稳定技术、细菌控制技术等，有效提高注水效率。 （３）增产改造储层保护技术。储层增产改造可以解除、弱化钻井完井及生产作业造成的损害，然而增产改造作业本身还有可能带来损害，如何减小储层损害就成为增产改造的重要的发展方向。主要研究使用优质入井液、压裂液，防漏失管柱、抽砂泵捞砂等技术，解决了配伍性差、液相和固相侵入损害问题。采用空心杆清蜡、防蜡管、自动清蜡器及强磁防蜡技术避免了压（修）井作业的漏失损害。应用自生热油清蜡技术，并与化学清蜡相结合，使清蜡速度大幅度提高。大量的实践表明，油气田的高效开发离不开储层保护，防止储层损害已经成为油气井（注入井）作业及油气田开发优化的重要目标，是开发效益最大化的基本途径。从开发井钻井、完井、油气生产、直至提高采收率的全过程，实施以系统工程观点建立起来的油气层保护技术是大幅度提高采收率的保障，也是增加产量、降低生产成本的必由之路。 １ 油气储层伤害机理 ２储层保护技术 ３ 认识与展望 参考文献 ［１］ ［２］ ［３］［４］ 表１储层伤害评价指标 （转１１８页） 油气储层伤害评价与保护技术 王胜利 （中国地质大学） 摘要关键词储层伤害评价及保护技术的研究是油气田勘探开发过程中重要的技术，也是提高油气勘探和开发质量的重要环节。本文探讨了油气储层伤害的机理，评价油气储层伤害的主要方法和标准。并根据不同的油藏类型，总结了国内外的油气储层保护方法。 储层伤害储层保护储层敏感性