高温_高盐_深层凝析气藏水锁伤害及解除研究
- 格式：pdf
- 大小：1.36 MB
- 文档页数：3
文档推荐
-
深部低渗致密气藏凝析气藏开发的难点及其对策1页数:57
-
低渗凝析气藏凝析油临界流动饱和度实验研究页数:4
-
低渗凝析气藏提高单井措施有效率研究页数:5
-
低渗凝析气藏开采配套技术研究共31页页数:31
下载文档原格式
合集下载
《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》
《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》篇一一、引言凝析气藏是一种重要的能源资源，具有独特的气液变相态特性。
气液变相态渗流研究对于了解凝析气藏的开发利用、提高采收率及保障能源安全具有重要意义。
本文将围绕凝析气藏气液变相态渗流理论展开深入研究，为实际工程应用提供理论依据。
二、凝析气藏基本特性凝析气藏是指在地下高压高温环境下，烃类组分凝结为液体的气藏。
凝析气藏的主要特点是存在多相渗流，包括气体、轻质油和重质油等多种相态。
在储层条件下，由于温度和压力的变化，各相态之间会发生相互转化，导致渗流规律复杂多变。
三、气液变相态渗流理论基础在凝析气藏中，气液变相态渗流主要涉及以下几个方面：相态分布、多相渗流模型和传质过程等。
在理论研究过程中，我们需要充分考虑气体、液体的性质和流动特点，分析多相态间的转化关系以及其在不同储层条件下的分布特征。
在此基础上，我们提出了一种新型的气液变相态渗流模型，该模型能够更准确地描述凝析气藏的渗流规律。
四、模型建立与求解（一）模型建立针对凝析气藏的气液变相态渗流问题，我们建立了多相渗流模型。
该模型考虑了气体、轻质油和重质油等多种相态的分布和转化关系，以及储层条件对各相态的影响。
通过引入状态方程和物质守恒原理，我们建立了相应的数学模型。
（二）模型求解在模型求解过程中，我们采用了数值模拟方法。
通过对方程进行离散化处理，将其转化为易于求解的线性方程组。
在求解过程中，我们充分考虑了多相态的分布特征和转化关系，确保计算结果的准确性。
此外，我们还对求解过程中可能出现的问题进行了分析，并提出了相应的解决方案。
五、实验验证与结果分析（一）实验验证为了验证模型的准确性，我们进行了室内实验和现场试验。
室内实验主要针对不同储层条件下的凝析气藏进行模拟实验，以验证模型的适用性。
现场试验则通过收集实际生产数据与模型计算结果进行对比分析，以验证模型的可靠性。
（二）结果分析通过实验验证，我们发现所建立的多相渗流模型能够较好地描述凝析气藏的气液变相态渗流规律。
神木—双山地区盒8致密气藏储层水锁伤害研究
神木—双山地区盒8致密气藏储层水锁伤害研究摘要：通过把自然蒸发称重计算含水饱和度的方法应用到水锁实验中，对神木—双山地区盒8致密气藏储层水锁伤害及影响因素进行了研究。
结果表明：研究区普遍储层较强的水锁伤害，其伤害程度主要受储层孔喉半径微小、伊利石的较高含量，及初始含水饱和度与束缚水饱和度的差值大等因素影响。
关键词：水锁伤害，孔喉半径，伊利石含量，饱和度的差值当储层中存在两种不相混流体时，一种流体对另一种流体的渗流能力的影响，使其渗流能力降低，当这种流体是水时，称这种现象叫水锁[1]。
本次研究针对鄂尔多斯盆地神木-双山地区盒8致密气藏储层进行。
该气藏储层中天然气与水对岩石表面的润湿性差异很大，若岩石中石英含量较高，储层的亲水性增强。
由于润湿性差异引起了毛管力的不同作用，水作为润湿相极易占据小孔道以及分布在大孔道的颗粒周界附近，而作为非润湿相的气体只能占据大孔道的中间部分，水作为不连续相，分散状存在于气层中；加之气层孔径小，喉道窄，非均质性强，当气体通过被水占据的孔喉时，毛细管力成为阻力，降低了气体的渗流能力。
1.室内实验1.1实验方法本次研究采用自然蒸发法降低含水，用称重法进行含水饱和度的计算。
对于已经测过孔隙度和气测渗透率的岩石样品，烘干称重，并完全饱和地层水；利用自然蒸发法降含水饱和度，随着饱和度的降低，进行多次气体渗透率的测试，计算该含水饱和度及该含水下的气测渗透率。
1.2实验结果统计实验选神木—双山地区盒8储层6块致密样品进行了水锁伤害实验。
实验结果见表1。
表1 研究区盒8段储层水锁伤害实验结果统计样号渗透率孔隙度含水80% 含水70% 含水60% 含水50%渗透率伤害率渗透率伤害率渗透率伤害率渗透率伤害率1 0.369 6.40 0.082 77.49 0.133 63.93 0.151 59.05 0.15557.962 0.287 9.70 0.031 89.12 0.055 80.88 0.066 76.86 0.07374.533 0.186 8.00 0.010 94.36 0.016 91.56 0.037 79.99 0.06963.164 0.629 6.20 0.093 85.14 0.156 75.12 0.205 67.35 0.30152.195 0.176 4.30 0.047 73.11 0.067 62.01 0.073 58.66 0.08154.076 0.606 6.50 0.09 84.68 0.194 67.94 0.248 59.06 0.26656.05盒8段储层水锁实验显示：在含水80%时平均伤害率83.9%，含水70%时平均伤害率为73.6%，含水60%时为66.8%，含水50%为59.7%。
考虑地层水存在的高温高压凝析气藏相态研究
２１ ００年 ７月
西安石 油大学学报 （ 自然科学版）
Ｊｕｎｌ ｆ ｉ ｎＳ ｉ ｕＵ ｉ ｒ ｔ（ ａｕａ ＳｉｎｅＥ ｉｏ ） ｏｒａ ｏ ｈ ｏ ｎｖ ｓｙ Ｎ ｔｒ ｃｅｃ ｄｔ ｎ Ｘ ａ ｙ ｅｉ ｌ ｉ
Ｊ１ ０ ０ ｕ．２ １
Ｖｏ． ５ Ｎ ． １２ ｏ ４
积 、 和压 力 、— 饱 Ｐ Ｔ相 图以及 反 凝 析 液 量 的 影响 规律 ． 究 结 果显 示 ， 研 温度 越 高 气 中凝 析 水 含 量越
高， 而且 随压 力降低 呈指数 增加 ． 地层 水存在使 凝 析 气藏 露 点压 力 和 最 大反 凝析 液 量 均增 加 ， 这说 明地层 水存在 加剧 了反 凝析 ． 考虑 地层 水存在 的 烃水体 系ＰＴ相 图更能反 映 油气 水三 相相 态特 征 ． ．
拐点 ， 温度继续增加 ， 中凝析水含量增加更快． 气 温
度 不 变 ， 析 水含 量 随地层 压 力 降低呈 指 数增 加 ， 凝 当
表 １ 含地层水和不含地层 水井流物组成
选用 Ｐ Ｒ状 态方 程
Ｐ＝ 一 ＝ ． ’ Ｌ） （ 斗 ４
混 合 规则选 用 超 额 自由能 型 Ｈ ｒｎＶｉａ 汽液 ｕｏ— ｄｌ 相平衡混合规则 ¨ 。 。， 其形式为
高油气采收率研究． — ａ ： ｎｙｎ２ ０ ＠ １６ ｃｍ． Ｅ ｍ ｉ ｔ ｇｏｇ０ ｌａ ４ ２ ．ｏ
汤勇等 ： 考虑地层水存在 的高温高压凝析气藏相态 研究
一 ２ 一 ９
热力 学平 衡 条件 （ 各相 中各组 分逸 度 相等 ）为
（ １Ｙ ， ， ）一 １Ｙ ，２ … ， ）＝０ Ｙ ，２ … Ｙ （ １Ｙ ， Ｙ ；
液量变化的影响． 该工作对认识高温高压凝析气藏 真实 的 相 态 特 征 和 开 发 过 程 相 态 变 化 具 有 重 要
西安石 油大学学报 （ 自然科学版）
Ｊｕｎｌ ｆ ｉ ｎＳ ｉ ｕＵ ｉ ｒ ｔ（ ａｕａ ＳｉｎｅＥ ｉｏ ） ｏｒａ ｏ ｈ ｏ ｎｖ ｓｙ Ｎ ｔｒ ｃｅｃ ｄｔ ｎ Ｘ ａ ｙ ｅｉ ｌ ｉ
Ｊ１ ０ ０ ｕ．２ １
Ｖｏ． ５ Ｎ ． １２ ｏ ４
积 、 和压 力 、— 饱 Ｐ Ｔ相 图以及 反 凝 析 液 量 的 影响 规律 ． 究 结 果显 示 ， 研 温度 越 高 气 中凝 析 水 含 量越
高， 而且 随压 力降低 呈指数 增加 ． 地层 水存在使 凝 析 气藏 露 点压 力 和 最 大反 凝析 液 量 均增 加 ， 这说 明地层 水存在 加剧 了反 凝析 ． 考虑 地层 水存在 的 烃水体 系ＰＴ相 图更能反 映 油气 水三 相相 态特 征 ． ．
拐点 ， 温度继续增加 ， 中凝析水含量增加更快． 气 温
度 不 变 ， 析 水含 量 随地层 压 力 降低呈 指 数增 加 ， 凝 当
表 １ 含地层水和不含地层 水井流物组成
选用 Ｐ Ｒ状 态方 程
Ｐ＝ 一 ＝ ． ’ Ｌ） （ 斗 ４
混 合 规则选 用 超 额 自由能 型 Ｈ ｒｎＶｉａ 汽液 ｕｏ— ｄｌ 相平衡混合规则 ¨ 。 。， 其形式为
高油气采收率研究． — ａ ： ｎｙｎ２ ０ ＠ １６ ｃｍ． Ｅ ｍ ｉ ｔ ｇｏｇ０ ｌａ ４ ２ ．ｏ
汤勇等 ： 考虑地层水存在 的高温高压凝析气藏相态 研究
一 ２ 一 ９
热力 学平 衡 条件 （ 各相 中各组 分逸 度 相等 ）为
（ １Ｙ ， ， ）一 １Ｙ ，２ … ， ）＝０ Ｙ ，２ … Ｙ （ １Ｙ ， Ｙ ；
液量变化的影响． 该工作对认识高温高压凝析气藏 真实 的 相 态 特 征 和 开 发 过 程 相 态 变 化 具 有 重 要
凝析气藏储层污染及解除方法和现状
凝析气藏储层污染及解除方法现状报告摘要：对低渗低产凝析气井，水锁和反凝析伤害尤为严重。
对于致密低渗透凝析气藏，一般需要通过水力压裂措施才能进行有效开发，但是大量室内实验和现场实践表明，在油气藏压裂作业过程中一般都会出现水基流体的滤失，特别在低渗透非均质储层或衰竭式低渗透油气藏中，压降常常与毛管力在数量级上大小相当。
此时，气藏产量下降。
这是由于液体持续地滞留导致产生水锁伤害及液体没有完全返排。
压裂液的滤失造成在沿裂缝区域形成高含水饱和度带，减少了侵入地带的气相相对渗透率，形成压裂过程中的水锁伤害，同时在低渗透凝析气藏进行压裂后，压力急剧下降，在达到露点压力以下时会在裂缝面处出现反凝析液。
进而引起裂缝面处的污染，低渗透凝析气藏产能急剧下降。
因此解除近井反凝析堵塞和水锁是深层低渗凝析气藏开发必须解决的难题。
低渗透凝析气藏的反凝析污染、水锁伤害对气井生产、气藏采收率等产生严重影响。
调研了国内外文献，详细阐述了反凝析和水锁效应机理，提出了各种解决此两种伤害的方法，并提出在注气吞吐前先注入一个有限尺寸的甲醇溶液前置段塞来解除反凝析和水锁产生的地层堵塞，以改善注气吞吐，提高凝析气井产能的效果，该方法在现场得到了成功应用。
低含凝析油的凝析气藏，高渗储层均可能由于反凝析和水锁的存在而严重影响气井产能；高临界凝析油流动饱和度和高含水饱和度导致反凝析影响严重。
解除近井反凝析堵塞和反渗吸水锁的主要机理是延缓反凝析出现和加速反凝析油和地层水的蒸发；凝析气注入可反蒸发凝析油中的重烃；注甲醇可有效解除反凝析油和水锁的双重堵塞。
将向近井带注入化学溶剂、注气和加热等方法结合起来。
关键词：凝析气井；反凝析堵塞；水锁；一、近井地带反凝析、反渗吸伤害1.反凝析伤害机理在凝析气井的开发过程中，随着压力的不断下降，当压力下降到低于露点压力时，就会引发反凝析现象，发生反凝析伤害，从而进一步加剧近井地层的堵塞和伤害，导致凝析气井产能的进一步下降。
低渗透气藏水锁伤害及解水锁技术研究进展
学法两类,但无论是那种方法,最终都是围绕前面提
到的几种影响因素来展开的，比如:水力压裂、增大
生产压差、注干气、预热地层、注混相溶剂、酸化处
理、
面
等。
其中
裂 大生
气， 方法.
的56方法， 对
性区块，压差太大对应储层伤害也就越大,常作为辅
方法” 用； 注干气 +
，但对
微裂缝发育的地层，容易气窜,不适合单独使用；对
Prpgress (T water lock damage and water loch releyse technology in low permeybbity gas reservoir
KE Coog-yu, WEI Ying-lia, 5HANG Quu-zheng, 5HANG Xim-d
770］。
的5要作用 I:(7) 大
#。( 2)
来 体 ， I 低 面张 ，
大 体与 石 触 ， 低 体
适的润湿
，面
、
等。 、>8}
料等，通过形成离子对、化学键键合或分子吸附(库
'、
b• ) 来
低透
的
: ， #$将
石
气，
低
动
777］。 润湿 5要
、吸 、3 等
方式作用到岩石表面来改变其润湿性，比如硅烷偶
润湿性，在扩大储层孔隙方面选用A型醋酸体系，
在目标井确定水锁后加注解水锁药剂806 L,炯井 5d， -| < 气 $ 在 732 Z m3， 并 '$
P，
。
等772] 针对 酸
储层酸化解堵，通过响应面回归模拟分析法,优化出 配方：932% HCu＋733% HF＋5% H2O2 ＋
《2024年南堡油田高温深层玄武岩气藏压裂技术研究与应用》范文
《南堡油田高温深层玄武岩气藏压裂技术研究与应用》篇一一、引言南堡油田作为我国重要的油气资源基地，其高温深层玄武岩气藏的开采一直是石油工业的重要课题。
在油气开采过程中，压裂技术是提高油气采收率的关键技术之一。
本文旨在研究南堡油田高温深层玄武岩气藏的压裂技术，探讨其应用及效果，为该油田的持续开发和高效开采提供技术支持。
二、南堡油田高温深层玄武岩气藏特征南堡油田位于我国某地，具有高温、深层、玄武岩等特性。
该地区的地质构造复杂，岩石硬度高，给油气开采带来了一定的难度。
因此，深入研究该地区的高温深层玄武岩气藏特征，对于制定合理的开采方案具有重要意义。
三、压裂技术研究针对南堡油田高温深层玄武岩气藏的特点，本文研究了以下压裂技术：1. 压裂液选择与优化压裂液是压裂技术的关键因素之一。
针对南堡油田的高温特性，本文研究了适用于该地区的压裂液类型及配方。
通过实验和现场应用，发现某种新型压裂液具有较好的耐高温性能和稳定性，能够满足该地区的高温深层玄武岩气藏的开采需求。
2. 压裂设备与工艺优化针对南堡油田的深层特性，本文对压裂设备进行了优化，提高了设备的适应性和可靠性。
同时，针对该地区的岩石硬度高、裂缝发育不均等特点，本文研究了适合的压裂工艺，如分段压裂、多段塞压裂等，以提高油气采收率。
3. 压裂效果评价方法为了评价压裂技术的效果，本文提出了一种综合评价方法。
该方法包括：从采收率、生产能力、投资效益等方面进行综合评估；利用地震监测、测井等手段对压裂效果进行实时监测和评估；结合地质资料和现场数据，对压裂技术进行持续改进和优化。
四、技术应用与效果经过现场应用和实验验证，本文所研究的南堡油田高温深层玄武岩气藏压裂技术取得了显著的效果。
具体表现在以下几个方面：1. 提高了油气采收率通过优化压裂液选择和工艺，有效提高了南堡油田的油气采收率。
同时，采用综合评价方法对压裂效果进行评估，为后续的开采提供了有力支持。
2. 降低了开采成本通过优化压裂设备和工艺，提高了设备的适应性和可靠性，降低了开采过程中的设备维护和更换成本。
耐温抗盐凝胶堵水调剖体系的研究与应用
耐温抗盐凝胶堵水调剖体系的研究与应用廖月敏;付美龙;杨松林【摘要】为了适应高温高盐裂缝型油藏的复杂地层情况,研究了一种AM/AMPS(丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸)耐温抗盐凝胶堵水调剖体系.确定了最优配方为1.0％AM/AMPS+0.1％乌洛托品+0.1％对苯二酚+0.3％硫脲+0.5％PA纤维,考察了该凝胶体系的成胶时间、成胶强度和脱水率,并探讨了该体系的热稳定性和抗盐性.实验结果表明:该凝胶体系具有很好的耐温抗盐性能,在140℃、模拟油田地层水环境中成胶时间大于15 h,凝胶强度保持在G级(目测代码法),120 d脱水率小于2％.岩心封堵实验结果表明,该凝胶体系堵水率达到99.70％以上,堵油率小于6.00％,具有优良的选择性.现场应用中取得了良好的堵水调剖效果.该凝胶体系为高温高盐裂缝型油藏的高效开发提供了技术支持,值得推广应用.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2019(026)001【总页数】5页(P158-162)【关键词】聚合物凝胶;耐温抗盐;堵水调剖;封堵率;高温高盐裂缝型油藏【作者】廖月敏;付美龙;杨松林【作者单位】长江大学,湖北武汉 430100;长江大学,湖北武汉 430100;中国石油新疆油田分公司,新疆克拉玛依 834000【正文语种】中文【中图分类】TE3570 引言中、低温油田堵水调剖剂的研究早在20世纪50年代就已开始，相关技术经过几十年研究发展已基本成熟[1]。
然而，现有的凝胶堵水调剖体系在高温高盐油田的应用效果较差[2-8]，其主要原因在于：地层环境恶劣，高温环境会使凝胶类物质更易水解，导致其稳定性变差，矿化度高时部分凝胶黏度会大幅下降甚至产生沉淀[9-10]；出水层位难确定，油田历经多年开发，水流冲刷使得油藏中的裂缝既是水窜通道，也是油流的主要通道，采用非选择性堵剂往往会堵死储层而影响开发[11-12]；油水关系复杂，水驱开采后的剩余油分散且隐蔽，一般多集中在水流难以波及到的低渗区域[13-17]。
《2024年南堡油田高温深层玄武岩气藏压裂技术研究与应用》范文
《南堡油田高温深层玄武岩气藏压裂技术研究与应用》篇一一、引言南堡油田作为我国重要的油气资源区，其高温深层玄武岩气藏的开采一直是业界研究的热点。
随着油气开采技术的不断进步，压裂技术作为提高采收率的关键技术之一，在南堡油田的玄武岩气藏开发中发挥着越来越重要的作用。
本文旨在探讨南堡油田高温深层玄武岩气藏压裂技术的相关研究与应用，以期为该领域的进一步发展提供参考。
二、南堡油田高温深层玄武岩气藏特点南堡油田的玄武岩气藏具有高温、深层、低渗透等特点，给开采带来了较大的难度。
高温环境容易导致压裂液蒸发、岩石强度降低等问题；深层地层则要求压裂技术具备更强的穿透能力和适应性；低渗透性则要求压裂技术能够形成有效的裂缝网络，提高气藏的采收率。
三、压裂技术研究针对南堡油田高温深层玄武岩气藏的特点，压裂技术研究主要围绕以下几个方面展开：1. 压裂液研究：针对高温环境，研发耐高温、低挥发的压裂液，以保证压裂过程的顺利进行。
同时，优化压裂液的配方，使其在裂缝形成后能够有效地封堵裂缝，防止气体泄漏。
2. 压裂设备与工艺研究：引进和研发适用于高温深层的压裂设备，提高设备的耐高温、耐压能力。
同时，优化压裂工艺，如采用分段压裂、重复压裂等技术，以提高裂缝的复杂度和连通性。
3. 裂缝监测与评价技术：研究裂缝监测与评价技术，包括地震监测、微地震监测等方法，以实时监测裂缝的形成和扩展情况，为后续的开采提供依据。
四、技术应用与效果南堡油田在高温深层玄武岩气藏的开采中，广泛应用了上述压裂技术。
通过引进和研发的耐高温压裂液和设备，有效地解决了高温环境下的压裂问题。
同时，采用分段压裂、重复压裂等技术，形成了复杂的裂缝网络，提高了气藏的采收率。
此外，通过裂缝监测与评价技术，实时监测裂缝的形成和扩展情况，为后续的开采提供了有力的支持。
技术应用后，南堡油田的玄武岩气藏开采效果显著提高，采收率得到了明显的提升。
同时，压裂技术的不断优化和完善，也使得开采成本得到了有效的降低。
地层水锁损害的热处理研究
地层水锁损害的热处理研究
阎荣辉;唐洪明;李皋;卢蜀秀
【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》
【年(卷),期】2003(025)006
【摘要】水锁损害就是地层孔道中气液面上存在毛管压力,阻碍油气流向井筒.水锁损害严重影响气藏开发效果,并成为低渗致密气藏的主要损害类型之一,对气藏的渗透能力造成严重的损害.从室内实验的角度,通过高温对粘土矿物性能影响的研究,运用强热对岩心进行热处理,研究其渗透率的变化,得出对水锁损害进行治理的一种实验方法.实验结果表明:运用强热可以蒸发掉束缚水和圈闭水,破坏粘土矿物晶格结构,增加富含粘土地层的渗透率,最终有利于消除或缓解水锁损害.
【总页数】3页(P16-18)
【作者】阎荣辉;唐洪明;李皋;卢蜀秀
【作者单位】长庆油田勘探开发事业部,陕西,西安,710021;西南石油学院资源环境学院;西南石油学院资源环境学院;长庆油田采气一厂
【正文语种】中文
【中图分类】TE135
【相关文献】
1.煤层气储层水锁损害机理及防水锁剂的研究 [J], 胡友林;乌效鸣
2.致密砂岩气藏水锁损害及解水锁实验研究 [J], 李宁;王有伟;张绍俊;李家学;张震;赵聪;黄维安
3.低渗透油气层水锁损害机理及低损害钻井液技术研究 [J], 范文永;舒勇;李礼;鄢捷年
4.低渗透油藏水锁损害室内实验研究 [J], 冯旭菲; 吴汉; 王尤富
5.渭北浅层油藏致密油藏水锁损害实验研究 [J], 王霞[1]
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
水力压裂技术难点
压裂酸化技术难点1、复杂岩性油气藏指的是陆源碎屑岩、碳酸盐岩和粘土矿物以一定比例均匀存在，没有任何一种成份占主导地位。
典型的代表是玉门酒西盆地的清溪油田，该油田储量高、品位好，但是储层矿物组成十分复杂。
由于矿物的不连续分布，酸压后只能形成均匀、低强度的刻蚀；而水力压裂由于发生支撑剂嵌入和粘土矿物的水敏、碱敏现象严重，因此目前酸压和水力压裂技术对这类储层多为低效或无效。
只能考虑从液体体系上改进工艺措施。
2、高温、超高温、深层、超深层和异常高压地层以准葛尔盆地、克拉玛依、塔里木和吐鲁番为代表，如柯深101井，压力系数为2.0，温度135摄氏度，千米桥潜山地区井深4000m—5700m，温度在150摄氏度到180度之间。
这种地层的技术难点往往是需要的施工压力和压裂酸化液体不能达到要求；酸液的反应时间短，酸蚀作用距离短。
3、低渗、低压、低产、低丰度“四低”储层如中石油的长庆苏里格气田压力系数在0.8—0.9，渗透率为0.5—3.0达西，中石化的大牛地油田压力系数0.67—.0.98，渗透率仅为0.3—0.9达西。
类似的这种储层在我国占很大的比例，由于产生水锁现象进而产生很难解除的水相圈闭，如果不采用特殊的工艺手段，很难得到高效开发。
4、凝析气藏代表有千亿方的塔里木迪那气田和中Ô白庙深层凝析气藏。
这类油田酸化压裂最大的问题是由于压力降低后凝析油的析出产生凝析油环，大大降低了天然气的产量。
5、高含硫，高含二氧化碳油田这类油田有被誉为“南方海相勘探之光”的普光气田（储量高达1144亿立方米）；580亿立方米的罗家寨气田。
这两个气田的含硫量都在10%—12%，远远超过3%的行业标准。
硫化氢的高还Ô性和化学反应活性容易产生单质硫和硫化亚铁沉淀，在酸化压裂施工中造成二次伤害。
同时，高含硫还会加大钻、采、集、输、外运的困难，尤其是在地形复杂，自然条件恶劣的四川丘陵地区。
6、异常破裂压力油藏这种油藏埋藏深度和破裂压力不成正比，以川西致密须家河组和赤水地区为例：2000多米的井深破裂压力高达90多兆帕，现场经预处理措施之后，施工压力仍然高达80多兆帕。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
表 1 实验测试中岩心渗透率对比 项目 气测渗透率 kg/10-3 μm2 气相相对渗 透率 krg 调和平均绝 对渗透率 16.85 1 束缚水 凝析油 + 反向水 吞吐后 存在 束缚水存 锁气相 气相 下干气 在下气相 3.182 0.189 0.171 0.01 0.067 0.004 0.323 0.019
塔 河 凝 析 气 藏 属 于 带 边（底）水 的 砂 岩 断 块 凝析气藏， 气藏埋深大于 4000 m， 原始地层压力为 45~56 MPa， 地层温度为 140~150 ℃， 地层水矿化度 在 200 000 mg/L 左右。气井在钻井、 完井、 修井、 生 产及增产措施中都不同程度存在水锁效应， 导致油 气井减产甚至停产。目前 54% 自喷井存在积液现 象， 井筒积液导致反渗吸而发生水锁。储层敏感性 均为中等速敏、 强水敏性、 中等盐敏、 中等酸敏、 中等 碱敏， 在修井过程中储层易发生压井液反渗吸水锁。 86 口凝析气井中， 存在水锁井有 23 口， 占气井总井 数的 27%。因此， 通过实验和计算相结合评价水锁
伤害程度， 寻找抑制和解除水锁伤害的方法， 对改善 凝析气藏的开发效果有重要意义。
1 水锁伤害机理
在油、 气层开发过程中另外一种不相混溶相渗 入储层或者多孔介质中， 使原有不相混溶相饱和度 增大， 都会损害相对渗透率， 使储层渗透率及油气相 对渗透率都明显降低。在不相混溶相为水相时， 这 种现象被称作水锁效应。在生产中的表现是：当气 井井底积液则会导致储层岩心逆流自吸， 发生水锁； 当压井液或者其他外来水侵入地层， 储层岩心则会
姚丽荣等：高温、 高盐、 深层凝析气藏水锁伤害及解除研究 试方法进行活性水驱气、 气驱活性水的相对渗透率 测试研究。对比 2 组岩心的活性水驱气和气驱活 性水相渗曲线特征可知， 在相同饱和度下， 当岩心 先饱和气后再用活性水驱气， 则活性水驱气的气相 相渗值高于岩心先饱和活性水然后再用气驱活性 水的气相相渗值， 这表明当活性水注入近井地层后 虽然能降低气水两相界面张力， 但对地层仍有一定 程度的水敏性伤害。所以， 在现场试验时， 在注活 性水前最好先注入醇 +N2 段塞， 减小活性水对储层
4 现场应用
YT1-2H 井为塔河油田塔河南 7 号构造边部水 平井。2006 年 10 月 13 日完钻， 完钻井深 5000 m （ 斜 深） ， 垂深 4430.73 m， 完钻层位 T2a。原始地层压力 45.22 MPa， 地层温度 104 ℃， 初期用 4 mm 油嘴产油 32.8 t/d， 产气 15 550 m3。2006 年放大油嘴后， 含水上 升， 后转抽抽出液体全为水， 2008 年 4 月进行卡堵水 作业， 作业完毕后抽汲， 全为水， 关井， 判断 YT1-2H 井存在水锁伤害， 2009 年 7 月进行解水锁现场施工。 4.1 施工方案数值模拟 建立网格模型、 完成生产历史拟合后， 对 YT12H 产水气井开展解除水锁单井数值模拟研究。模拟 结果：生产井定产油 10~25 m3/d， 注入速度 50 m3/h， 焖井 5 d， 总注入量 200 m3， 基础方案不注活性剂继续 生产。由于活性剂注入主要通过改变岩石润湿性来 提高油气流动能力， 因此模拟时采用等效的处理方 法， 通过改变润湿性调整油气、 油水相对渗透率。 4.2 现场试验 现场施工注入井筒总液量 195 m3， 挤入地层总 3 3 液量 178 m 。注入液氮 7.5 m 。施工采用油管注入， 注入工艺采用甲醇 +XBF-1 解水锁剂 + 液氮段塞组 合。2009 年 7 月 3 日开始抽汲， 2009 年 8 月 5 日用 6 mm 油嘴抽喷进站。 施工后跟踪观察该井施工效果显示， XBF-1 解 水锁剂施工初见效果， 使该井恢复自喷， 在 6mm 油 嘴工作制度下重获 10 t 的日产油量和 12 000 m3 的 日产气， 一直稳定生产， 表明在 YT1-2H 井恢复生产
表 2 反渗吸水锁对气井产能影响 侵入深度 最大反渗吸启动压 /m 力梯度 /MPa · m-1 0 1.5 9.8824
3 无阻流量 /104 m· d-1
3 水锁解除剂室内实验
水锁引起的附加阻力与油水间的界面张力成正 比。实验表明， 表面活性剂可有效降低流体界面张 力。解除地层水锁就是将表面活性剂挤入地层， 药 剂进入岩石孔道和缝隙， 主要起到两个作用：一是 药剂在井底温度下产生蒸气， 蒸发掉岩石毛细管中 的液体；二是经过一段时间的反应， 药剂吸附在岩 石表面， 形成一层分子膜， 大大低于水的表面张力， 使其毛细管力降低， 同时气体流经地层时阻力降低。 因此针对凝析气藏深层、 高温、 高盐的特点， 展开了 水锁解除剂室内研究。 3.1 物性指标 对 XBF-1 解水锁剂做了表面张力、 界面张力、 耐 温性、 耐盐性、 与地层水的配伍性实验， 见表 3。
151
的伤害。 3.3 岩心渗透率恢复实验 长岩心水锁启动压力测试表明：岩心发生水 锁 效 应 后， 储 层 产 生 明 显 伤 害， 渗透率降低达到 89.06%~99.65%。在测定了岩心清水伤害渗透率后， 采用 XBF-1 水锁解除剂溶液进行伤害解除实验， 测 试结果见表 4。实验结果表明， XBF-1 水锁解除剂能 使储层渗透率得到一定的恢复， 在损伤后渗透率基 础上恢复了 2.32~5.01 倍， 恢复效果明显。
岩心编号 1-18/48-1 W-T-90/97 1-18/48-1 W-T-90/97 活性水配方 地层水 +5%XBF-1 解水锁剂 地层水 +5%XBF-1 解水锁剂 地层水 +10%XBF-1 解水锁剂 地层水 +10%XBF-1 解水锁剂 岩心长度 /cm 6.611 7.557 6.611 7.557
第 32 卷 增刊 2010 年 11 月
石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING & PRODUCTION TECHNOLOGY
Vol. 32 Sup. Nov. 2010
1000 – 7393 文章编号： （ 2010 ）S0 – 0149 – 03
高温、高盐、深层凝析气藏水锁伤害及解除研究
Study on harmful water lock and dissolution in high-temperature, highly saline and deep condensate gas reservoir YAO Lirong, LI Xiaojun, ZENG Wenguang, LAO Shenghua
作者简介： 姚 丽蓉， 1985 年生。2007 年毕业于西南石油大学石油工程专业， 现从事采气工艺研究工作。电话： 0991-3160969， E-mail： 14896030@。
150 发生顺流自吸， 从而产生水锁效应。
石油钻采工艺 2010 年 11 月（第 32 卷） 增刊 渗透率则降至 0.067×10-3 μm2。实验测试中岩心渗 透率见表 1。
re rw
2.2 水锁对产能的影响 根据实验测定的启动压差及启动压力梯度建立 考虑反渗吸水锁和常规启动压力梯度影响的气井稳 定产能方程 qsc + 2.828 ´10-13 gT rw h 2 m
B 2 qsc
kh
re + S) rw
（1）
2p mz
B
(r )dr = ò
rL rw
re 2 p 2p ( Aλ r + B λ )dr + ò r L mz mz
气测渗透率 /10-3 μm2 15.62 578.14 15.62 578.01 淡水渗透率 /10-3 μm2 0.0261 63.04 0.0257 62.89 活性水渗透率 /10-3 μm2 0.107 117.21 0.181 127.06
表 4 注地层水、 XBF-1 解水锁剂改善清水伤害测试结果 岩心直径 孔隙度 /cm /% 2.478 21.81 2.535 2.478 2.535 24.00 21.73 23.97
表 3 XBF-1 解水锁剂的物性测试结果 表面张力 界面张力 耐温性 耐盐性 /10-3 N · m-1 /10-3 N · m-1 /℃ /mg · L-1 <24 <0.05 130 ≥ 500 000 与地层水配 伍性 互溶， 无沉淀
YK8 井 7.75 0.91
DLK5 锁程度的加大， 气井产能逐渐减 少， 且在形成了反渗吸水锁后气井开井不再是一有 压差就有产量， 而是表现为具有一定的启动压力现 象。水锁侵入深度减小的过程也就是气井解除水锁 逐渐恢复产能的过程。
从测试结果可以看出， 耐温、 耐盐性基本满足了 凝析气藏高温、 高盐的要求。 3.2 解除水锁效果、 相渗效果研究 选择低渗、 高渗两组岩心， 运用非稳定渗流测
2 水锁伤害评价
2.1 长岩心水锁启动压力实验 （1） 建立长岩心。气测干燥岩心渗透率， 经测试 组合长岩心的调和平均渗透率为 16.85×10-3 μm2， 平均孔隙度为 14.46%， 岩心总长度为 90.62 cm， 岩心 3 总孔隙体积为 65.448 cm 。 （2）当岩心内建立起反凝析饱和度后， 在岩心 出口端反向注入 0.2 PV 地层水段塞， 侵入深度 17.9 cm， 模拟储层岩心近井带水锁效应。 （3） 水锁建立后， 进出口端气驱启动压差为 1.18 MPa， 启动压力梯度为 1.30 MPa/m， 岩心中气相有效 12.91T (ln (ye - ywf ) - C ¢ = 其中 C¢ = ò
dr
Aλ =
λB-max- λ B rW - rL
,
Bλ = λ B-max-
λB-max- λB rw rW - rL
rL 为反渗吸水锁前沿半径， λB 为常规启动 式中， m； λB-max 为最大反渗吸启动压力梯 压力梯度， MPa/m； 度， MPa/m。 采用考虑反渗吸水锁影响的气井产能方程， 取 不同的侵入深度和最大反渗吸启动压力梯度， 得到 反渗吸水锁对产能的影响。 YK8 井和 DLK5 井是位于塔里木盆地的两口 凝析气井。2008 年 8 月对 YK8 井压井， 压井液侵入 地层产生反渗吸水锁， 导致气井水淹关井， 后转层生 产； 2007 年 11 月对 DLK5 井压井， 压井液侵入地层 产生反渗吸收水锁， 导致产能很小， 无法继续生产， 后通过气举排液强排， 才继续生产。
塔 河 凝 析 气 藏 属 于 带 边（底）水 的 砂 岩 断 块 凝析气藏， 气藏埋深大于 4000 m， 原始地层压力为 45~56 MPa， 地层温度为 140~150 ℃， 地层水矿化度 在 200 000 mg/L 左右。气井在钻井、 完井、 修井、 生 产及增产措施中都不同程度存在水锁效应， 导致油 气井减产甚至停产。目前 54% 自喷井存在积液现 象， 井筒积液导致反渗吸而发生水锁。储层敏感性 均为中等速敏、 强水敏性、 中等盐敏、 中等酸敏、 中等 碱敏， 在修井过程中储层易发生压井液反渗吸水锁。 86 口凝析气井中， 存在水锁井有 23 口， 占气井总井 数的 27%。因此， 通过实验和计算相结合评价水锁
伤害程度， 寻找抑制和解除水锁伤害的方法， 对改善 凝析气藏的开发效果有重要意义。
1 水锁伤害机理
在油、 气层开发过程中另外一种不相混溶相渗 入储层或者多孔介质中， 使原有不相混溶相饱和度 增大， 都会损害相对渗透率， 使储层渗透率及油气相 对渗透率都明显降低。在不相混溶相为水相时， 这 种现象被称作水锁效应。在生产中的表现是：当气 井井底积液则会导致储层岩心逆流自吸， 发生水锁； 当压井液或者其他外来水侵入地层， 储层岩心则会
姚丽荣等：高温、 高盐、 深层凝析气藏水锁伤害及解除研究 试方法进行活性水驱气、 气驱活性水的相对渗透率 测试研究。对比 2 组岩心的活性水驱气和气驱活 性水相渗曲线特征可知， 在相同饱和度下， 当岩心 先饱和气后再用活性水驱气， 则活性水驱气的气相 相渗值高于岩心先饱和活性水然后再用气驱活性 水的气相相渗值， 这表明当活性水注入近井地层后 虽然能降低气水两相界面张力， 但对地层仍有一定 程度的水敏性伤害。所以， 在现场试验时， 在注活 性水前最好先注入醇 +N2 段塞， 减小活性水对储层
4 现场应用
YT1-2H 井为塔河油田塔河南 7 号构造边部水 平井。2006 年 10 月 13 日完钻， 完钻井深 5000 m （ 斜 深） ， 垂深 4430.73 m， 完钻层位 T2a。原始地层压力 45.22 MPa， 地层温度 104 ℃， 初期用 4 mm 油嘴产油 32.8 t/d， 产气 15 550 m3。2006 年放大油嘴后， 含水上 升， 后转抽抽出液体全为水， 2008 年 4 月进行卡堵水 作业， 作业完毕后抽汲， 全为水， 关井， 判断 YT1-2H 井存在水锁伤害， 2009 年 7 月进行解水锁现场施工。 4.1 施工方案数值模拟 建立网格模型、 完成生产历史拟合后， 对 YT12H 产水气井开展解除水锁单井数值模拟研究。模拟 结果：生产井定产油 10~25 m3/d， 注入速度 50 m3/h， 焖井 5 d， 总注入量 200 m3， 基础方案不注活性剂继续 生产。由于活性剂注入主要通过改变岩石润湿性来 提高油气流动能力， 因此模拟时采用等效的处理方 法， 通过改变润湿性调整油气、 油水相对渗透率。 4.2 现场试验 现场施工注入井筒总液量 195 m3， 挤入地层总 3 3 液量 178 m 。注入液氮 7.5 m 。施工采用油管注入， 注入工艺采用甲醇 +XBF-1 解水锁剂 + 液氮段塞组 合。2009 年 7 月 3 日开始抽汲， 2009 年 8 月 5 日用 6 mm 油嘴抽喷进站。 施工后跟踪观察该井施工效果显示， XBF-1 解 水锁剂施工初见效果， 使该井恢复自喷， 在 6mm 油 嘴工作制度下重获 10 t 的日产油量和 12 000 m3 的 日产气， 一直稳定生产， 表明在 YT1-2H 井恢复生产
表 2 反渗吸水锁对气井产能影响 侵入深度 最大反渗吸启动压 /m 力梯度 /MPa · m-1 0 1.5 9.8824
3 无阻流量 /104 m· d-1
3 水锁解除剂室内实验
水锁引起的附加阻力与油水间的界面张力成正 比。实验表明， 表面活性剂可有效降低流体界面张 力。解除地层水锁就是将表面活性剂挤入地层， 药 剂进入岩石孔道和缝隙， 主要起到两个作用：一是 药剂在井底温度下产生蒸气， 蒸发掉岩石毛细管中 的液体；二是经过一段时间的反应， 药剂吸附在岩 石表面， 形成一层分子膜， 大大低于水的表面张力， 使其毛细管力降低， 同时气体流经地层时阻力降低。 因此针对凝析气藏深层、 高温、 高盐的特点， 展开了 水锁解除剂室内研究。 3.1 物性指标 对 XBF-1 解水锁剂做了表面张力、 界面张力、 耐 温性、 耐盐性、 与地层水的配伍性实验， 见表 3。
151
的伤害。 3.3 岩心渗透率恢复实验 长岩心水锁启动压力测试表明：岩心发生水 锁 效 应 后， 储 层 产 生 明 显 伤 害， 渗透率降低达到 89.06%~99.65%。在测定了岩心清水伤害渗透率后， 采用 XBF-1 水锁解除剂溶液进行伤害解除实验， 测 试结果见表 4。实验结果表明， XBF-1 水锁解除剂能 使储层渗透率得到一定的恢复， 在损伤后渗透率基 础上恢复了 2.32~5.01 倍， 恢复效果明显。
岩心编号 1-18/48-1 W-T-90/97 1-18/48-1 W-T-90/97 活性水配方 地层水 +5%XBF-1 解水锁剂 地层水 +5%XBF-1 解水锁剂 地层水 +10%XBF-1 解水锁剂 地层水 +10%XBF-1 解水锁剂 岩心长度 /cm 6.611 7.557 6.611 7.557
第 32 卷 增刊 2010 年 11 月
石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING & PRODUCTION TECHNOLOGY
Vol. 32 Sup. Nov. 2010
1000 – 7393 文章编号： （ 2010 ）S0 – 0149 – 03
高温、高盐、深层凝析气藏水锁伤害及解除研究
Study on harmful water lock and dissolution in high-temperature, highly saline and deep condensate gas reservoir YAO Lirong, LI Xiaojun, ZENG Wenguang, LAO Shenghua
作者简介： 姚 丽蓉， 1985 年生。2007 年毕业于西南石油大学石油工程专业， 现从事采气工艺研究工作。电话： 0991-3160969， E-mail： 14896030@。
150 发生顺流自吸， 从而产生水锁效应。
石油钻采工艺 2010 年 11 月（第 32 卷） 增刊 渗透率则降至 0.067×10-3 μm2。实验测试中岩心渗 透率见表 1。
re rw
2.2 水锁对产能的影响 根据实验测定的启动压差及启动压力梯度建立 考虑反渗吸水锁和常规启动压力梯度影响的气井稳 定产能方程 qsc + 2.828 ´10-13 gT rw h 2 m
B 2 qsc
kh
re + S) rw
（1）
2p mz
B
(r )dr = ò
rL rw
re 2 p 2p ( Aλ r + B λ )dr + ò r L mz mz
气测渗透率 /10-3 μm2 15.62 578.14 15.62 578.01 淡水渗透率 /10-3 μm2 0.0261 63.04 0.0257 62.89 活性水渗透率 /10-3 μm2 0.107 117.21 0.181 127.06
表 4 注地层水、 XBF-1 解水锁剂改善清水伤害测试结果 岩心直径 孔隙度 /cm /% 2.478 21.81 2.535 2.478 2.535 24.00 21.73 23.97
表 3 XBF-1 解水锁剂的物性测试结果 表面张力 界面张力 耐温性 耐盐性 /10-3 N · m-1 /10-3 N · m-1 /℃ /mg · L-1 <24 <0.05 130 ≥ 500 000 与地层水配 伍性 互溶， 无沉淀
YK8 井 7.75 0.91
DLK5 锁程度的加大， 气井产能逐渐减 少， 且在形成了反渗吸水锁后气井开井不再是一有 压差就有产量， 而是表现为具有一定的启动压力现 象。水锁侵入深度减小的过程也就是气井解除水锁 逐渐恢复产能的过程。
从测试结果可以看出， 耐温、 耐盐性基本满足了 凝析气藏高温、 高盐的要求。 3.2 解除水锁效果、 相渗效果研究 选择低渗、 高渗两组岩心， 运用非稳定渗流测
2 水锁伤害评价
2.1 长岩心水锁启动压力实验 （1） 建立长岩心。气测干燥岩心渗透率， 经测试 组合长岩心的调和平均渗透率为 16.85×10-3 μm2， 平均孔隙度为 14.46%， 岩心总长度为 90.62 cm， 岩心 3 总孔隙体积为 65.448 cm 。 （2）当岩心内建立起反凝析饱和度后， 在岩心 出口端反向注入 0.2 PV 地层水段塞， 侵入深度 17.9 cm， 模拟储层岩心近井带水锁效应。 （3） 水锁建立后， 进出口端气驱启动压差为 1.18 MPa， 启动压力梯度为 1.30 MPa/m， 岩心中气相有效 12.91T (ln (ye - ywf ) - C ¢ = 其中 C¢ = ò
dr
Aλ =
λB-max- λ B rW - rL
,
Bλ = λ B-max-
λB-max- λB rw rW - rL
rL 为反渗吸水锁前沿半径， λB 为常规启动 式中， m； λB-max 为最大反渗吸启动压力梯 压力梯度， MPa/m； 度， MPa/m。 采用考虑反渗吸水锁影响的气井产能方程， 取 不同的侵入深度和最大反渗吸启动压力梯度， 得到 反渗吸水锁对产能的影响。 YK8 井和 DLK5 井是位于塔里木盆地的两口 凝析气井。2008 年 8 月对 YK8 井压井， 压井液侵入 地层产生反渗吸水锁， 导致气井水淹关井， 后转层生 产； 2007 年 11 月对 DLK5 井压井， 压井液侵入地层 产生反渗吸收水锁， 导致产能很小， 无法继续生产， 后通过气举排液强排， 才继续生产。