CO_2驱替方式对特低渗砂岩储层物理性质变化的影响

特低渗砂岩储层在注CO_2过程中岩石物理性质会发生明显变化,且不同CO_2驱替方式对储层物理性质的影响存在差异。在地层条件下(温度78℃、压力18 MPa)对物理性质相近高含水的储层岩心进行CO_2-地层水交替驱替(CO_2-WAG)和CO_2驱替实验,对比驱替前后岩心物理性质变化的异同。结果表明:CO_2驱替后的岩心渗透率降低幅度小于CO_2-WAG驱替后的岩心,孔隙度都无明显变化;驱替后岩心的部分大孔隙中发现高岭石、碎屑颗粒及盐结晶堆积和附着;CO_2-WAG驱替后岩心中大孔隙比例下降,中等孔隙比例增加,孔隙半径分布向中间集中,CO_2驱替后岩心孔隙半径分布变化范围和幅度均小于前者;驱替后岩石物理性质变化存在差异的主要原因为岩石-CO_2-地层水相互作用的程度不同、参与流动孔隙的半径范围不同和颗粒运移动力不同。     

鄂北致密气藏注CO2驱替提高采收率实验研究

在低渗透致密气藏注提高气藏采收率是目前世界研究的热点。为了揭示气藏中CO_2埋存与提高气藏采收率之间的关系和影响因素,开展了高温高压条件下CO_2驱替CH_4的长岩心实验。通过85℃下长岩心驱替实验研究了注入时机、注入速度、储层渗透率和地层倾角存在对CH_4采收率、CO_2突破时间及埋存的影响.实验结果表明:对气藏而言应早期采用衰竭开发到废弃压力再注气为最佳开发方式。CO_2驱替CH_4过程采收率在80.37%～94.83%,CO_2突破时间在0.6～0.7倍烃类孔隙体积(HCPV),CO_2突破时CH_4采收率在69.37%～91.87%。驱替速度越小,CO_2突破越快,最终CH_4采收率越小;高注低采45°比高注低采5°CO_2突破要早0.1倍孔隙体积(PV)左右,采收率低约1.02%;渗透率越低时,注入相同烃类孔隙体积的CO_2时CO_2的驱气效率更低,最终CH_4采收率越低。研究结果说明,气藏中注CO_2可提高气藏采收率及实施CO_2埋存,CO_2超临界性质、重力作用、低速下扩散以及CO_2在地层水中溶解不容忽视。     

致密油储层CO2驱核磁共振实验研究

针对致密油储层动用困难问题本研究以CO_2为注入介质,对致密油注气开发效果进行评价,并借助核磁共振技术,从微观角度阐述了致密油储层注CO_2的驱替特征。实验结果表明,CO_2驱可以有效启动赋存在致密孔隙中的原油,非混相压力下(10 MPa),CO_2突破快,小孔隙中原油未动用,驱替后原油饱和度分布不均匀,驱替效率低;而在混相压力之上(24 MPa),CO_2突破明显变慢,驱替后原油饱和度均匀下降,大小孔隙中的原油均被启动,采出程度较高。此外从采出原油组成可以看出,高压下CO_2抽提作用非常明显,原油组分以C7~C29为主,几乎不合C30+组分,这表明CO_2会导致原油中重质组分在孔隙中沉积。     

砂砾岩弹性试验研究

对济阳坳陷东营北带东段地区砂砾岩体储层取样进行岩石物理试验测试.首先利用等效介质理论计算岩石基质的弹性模量;通过薄片观察和弹性模量测试,研究砂砾岩Biot系数变化特征,分不同岩性利用曲线回归干岩样的Biot系数与φ/φc(φ和φc分别为岩石孔隙度和临界孔隙度)关系式模型,根据扩展的Biot-Gassmann关系式计算出流体饱和后的岩石弹性模量,将预测纵横波波速与实际测试进行对比;最后通过岩石物理试验测试,验证Biot-Gassmann理论用于分析砂砾岩弹性特征的适用性.结果表明:利用HS边界模型计算的弹性模量更接近岩心的实际基质弹性模量,比取经验值精确,且降低了岩样流体饱和后的敏感性影响;Biot系数反映岩石孔隙的刚度,孔隙度大的系数大,它随着有效压力的增大而减小,与岩石的岩性、矿物组成、内部结构有关;利用扩展Biot-Gassmann理论预测纵横波速度得到满意结果,简化了估算纵横波速度的过程.     

致密砂岩储层不同成藏环境下气水分布研究——以东胜气田十里加汗气区下石盒子组为例

中国致密砂岩气资源丰富,勘探开发潜力广阔,但已有的开发实践证明致密砂岩气藏的开发仍然面临巨大挑战,其中气水分布的精细认识是目前的主要挑战之一。为了深入揭示致密砂岩储层在不同成藏环境下的气水分布规律,本文以东胜气田十里加汗气区上古生界气藏下石盒子组1段和2+3段储层为例,在相似准则的基础上,建立宏观物理模拟实验,研究了一口水平井底部位置成藏过程中的不同充注方式、不同充注动力、不同岩心类型条件下的气水分布规律。结果表明：与连续充注相比,幂式充注下储层中的含气饱和度更高,平均比连续充注高7.95%,阶段性的充注方式使得注入气在停住期间可以进行饱和度场再分布,增大波及体积,气水分布类型主要以气水同层或含气水层为主,无边底水;充注动力研究发现,连续充注条件下强充注动力会加剧不均匀充注程度,降低充注气体的波及效率,导致致密储层中上部的大量地层水被封存,而幂式充注条件下强充注动力可以改善不均匀充注程度,改善波及区域的驱替效率,提高储层的含气饱和度;岩心类型实验显示,储层露头岩样由于其更强的非均质性,充注气体在低物性区域会绕行或充注不彻底,断裂带沟通或远离充注位置区域,充注气体未波及,形成不同规模水体...     

利用孔隙网络模型模拟岩样中驱替过程的一种新方法

本文提出准动态驱替的概念以描述岩石内驱替速度介于准静态和动态之间的驱替过程.准动态模型在不同的尺度区别对待黏性力:将表征单元体(REV)尺度的驱替视为动态,而将孔隙尺度的驱替视为准静态.在REV尺度上,提出双重网络简化计算黏性力和毛管力的综合作用;在孔隙尺度上,运用概率方法描述界面在不同孔隙内的运动几率,提高了计算效率.通过与现有的计算和实验结果进行对比验证了模型的正确性,并基于特定岩石微CT扫描图像建立等价孔隙网络,计算分析了岩样内驱替速度、孔隙半径分布和孔隙角落形状对水驱油过程的影响.本文计算模型有利于认识岩石内水油两相驱替的动态全过程.     

特低渗油藏CO2混相驱注采压力系统保压设计方法

为实现特低渗油藏注CO_2后形成混相驱,通过渗流力学和油藏工程方法研究特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计方法。首先,利用等值渗流阻力法,考虑特低渗油藏压裂后储层渗透率分布的"四台阶"特性,建立特低渗油藏CO_2混相驱渗流阻力数学模型;其次,考虑CO_2注入地层后溶解于原油所引起的驱替滞后效应,引入CO_2驱迟滞因子,对传统前缘推进方程进行修正。在此基础上,建立特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计方法,并从注采压差、注采井距、水井近井渗透率、油井近井渗透率四个方面进行单因素影响程度分析;最后,绘制M油藏在不同注采压差条件下注入速度与CO_2混相驱驱替前缘位置的关系图版。结果表明:注采压差对各项保压设计参数影响最大;纯油相区渗流阻力与混相区渗流阻力的比值仅与注采压差有关,与其他因素和驱替前缘位置无关;注入速度是CO_2混相驱保压设计的关键,在合理施工参数范围内,注CO_2无法实现全程混相驱,驱替前缘极限位置约在油水井距的3/4位置处。研究结果为特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计提供了理论依据和技术指导。     

东胜气田致密砂岩储层渗流机理

致密砂岩气藏渗流阻力大,废弃压力高,采收率低,含水饱和度影响显著,明确致密砂岩储层气体的渗流机理对于气藏的有效开发具有重要意义。选取东胜气田致密砂岩储层样品100余块,开展了孔渗测试及其相互关系与分布特征分析;进行了致密砂岩储层在不同含水饱和度下的气体渗流特征实验,计算了单相气体及不同含水饱和度下气体渗流的滑脱因子;测试了样品在不同驱替压力下的气水两相相对渗透率曲线。实验研究结果表明：东胜气田致密砂岩储层覆压渗透率约为常压下测得的标准渗透率的1/10,且普遍低于0.1mD,孔隙度偏低;滑脱效应受渗透率、孔隙压力、含水饱和度影响明显;干岩心气体临界流态特征明显,小于0.1mD岩样渗流特征曲线为线性,大于0.1mD岩样非线性特征明显;含水饱和度对于渗流特征曲线影响显著,随着含水饱和度增加,气体渗流由气态渗流过渡到液态渗流,气相渗流滑脱效应逐渐变弱;驱替压差对残余水饱和度影响大,控制气藏生产压差,防止大压差驱动储层水,导致气井大量产水。渗流机理研究对于东胜致密砂岩含水气藏的合理、有效开发具有重要的基础理论支撑作用。     

多孔介质中CO_2驱油相态及驱替特征

为弥补中国陆上原油在多孔介质中微观CO_2驱替特征的研究空缺,通过可视化PVT装置、CT装置和核磁共振装置,研究CO_2混相与非混相、不同注入气体积和不同注入气速度下的微观相态变化,以及不同条件下CO_2驱的相态变化特征与驱替特征,重新认识CO_2与地下流体的混相特征。结果表明:气液界面的变化规律为相间传质→传质增强→传质剧烈→混相;混相驱明显优于非混相驱,而且存在一个注入体积的最优值;当达到混相压力后,CO_2与原油几乎是一次接触混相的。由于混相形成了活塞式驱替,从而提高了驱油效率,减缓了气体指进。相同条件下增大CO_2注入速率并不能明显改善驱替效率,反而会使气体突破和驱替效率下降。     

塔河托甫台区块注天然气与CO2提高采收率实验研究

采用国际上公认测定最小混相压力的通用方法,开展了细管注气驱替最小混相压力实验测试研究。明确了目标区块油藏条件下CO_2/天然气与原油的最小混相压力值;并根据缝洞型储集体特征,运用相似理论,创新设计了可旋转多缝洞串联填充物理模型。开展了目标区块在油藏条件下注CO_2/天然气在垂直模型下注下采与水平模型同端注采两种井位条件下的吞吐实验,评价了油藏条件下注CO_2/天然气的吞吐效果,研究分析了注天然气、CO_2吞吐效果的主要作用机理,形成了最佳注采井位,为后续目标区块注气开发注气介质优选方面提供了重要的实验支撑。     

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。     

徐深火山岩气藏中天然气的扩散能力及其影响因素实验研究

为研究徐深火山岩气藏中天然气的扩散能力及其影响因素,对不同火山岩岩心扩散系数进行测定.从测试结果可知:天然气在火山岩气藏中的扩散主要受扩散介质、含水饱和度、温度及孔隙度影响.5种不同类型的火山岩中天然气的扩散系数由大到小依次为:流纹岩、凝灰岩、晶屑凝灰岩、火山角砾岩、熔结角砾岩;火山岩中天然气的扩散系数随着含水饱和度的增加急剧下降,干岩样中天然气的扩散系数是完全饱和岩样的600多倍;在超过100℃的火山岩储层中扩散系数与温度的关系不大,在徐深火山岩气藏条件下测得的扩散系数为10-5 cm2/s数量级;扩散系数与岩石的孔隙度存在正相关关系;在常温下甲烷气体在火山岩和泥岩中的扩散能力相差不大,都在10-7 cm2/s数量级.     

基于离心法的油驱水和水驱油核磁共振分析

为了研究流体可动用性和评价水驱开发效果,通过高速离心的方法,对3类不同渗透率级别的岩样进行油驱水和水驱油实验,并借助核磁共振技术对2种驱替过程进行分析.分析得出,15块岩样可动流体T2截止值分布在8.03～41.06 ms,平均31.55 ms,可动流体饱和度分布在51.21%～75.92%,平均为68.19%.结合油驱水离心实验和核磁共振技术可以较好地评价流体可动用性.15块岩样水驱采出程度分布为39.23%～72.09%,平均为57.08%,证明了利用离心法进行水驱油是可行的,结合水驱油离心实验和核磁共振技术可以较好地分析水驱油孔隙动用规律和评价水驱开发效果.     

利用核磁共振研究特低渗透油藏微观剩余油分布

利用大庆外围油田特低渗透储层岩心,将特低渗透物理模拟实验和低磁场核磁共振仪相结合,建立了研究特低渗透油藏微观剩余油分布的新方法,分析了不同润湿性、不同驱替压力和不同含水阶段的微观剩余油分布规律.研究表明:亲水储层剩余油主要分布在中-大孔隙中,而亲油储层剩余油主要分布在中-小孔隙;随着驱替压力的增大,特低渗透储层剩余油饱和度降低,并且小孔隙中的剩余油变化较小,而中孔隙和大孔隙中的剩余油饱和度明显降低;小孔隙中的油主要在见水前阶段采出,见水后其剩余油饱和度变化较小,而见水后中-大孔隙中的剩余油饱和度降低比较显著.上述研究丰富了核磁共振技术在油田开发中的应用.     

超低渗油藏超临界CO2驱油特征及原油动用能力

为明确超临界CO_2驱替特征,结合核磁共振技术对比了超低渗透油藏超临界CO_2非混相、混相驱及水驱对储层孔隙原油动用效果,明确了长庆超低渗油藏岩心内原油分布特征,对比了不同注入介质对不同孔喉内原油采出程度的贡献程度。结果表明:超临界CO_2混相及非混相驱的见气阶段是采出程度迅速增加阶段,气窜后驱油效率大幅降低,对比了不同驱替方式采出程度,油藏条件下水驱主要动用大、中孔隙;CO_2非混相驱主要提高中、小孔的采出程度;水驱及非混相驱均无法动用小于0.1μm的微孔内原油;而CO_2混相驱对小、微孔提升较大,在混相气驱后,大、中孔隙动用程度接近100%,小孔和微孔分别达到34%和10%。混相气驱效果最佳,其次为非混相驱与高压水驱,低压水驱对原油动用能力较差。研究为超低渗油藏驱油方式的选择提供了理论依据。     

低渗透油藏二元复合驱微观机制研究

 选取不同渗透率级别的低渗和特低渗储层岩心进行水驱、二元驱油实验,研究不同驱替方式、驱替压力梯度对驱油效率的影响.实验结果表明,对于低渗透油藏,二元驱油效率高于水驱,随着压力梯度的增大,驱油效率增加,并且渗透率越低,增加幅度越明显.通过核磁共振T₂谱与恒速压汞微观孔喉测试相结合,分析岩心束缚水状态含油饱和度分布及残余油分布规律,发现较高压力梯度下二元驱替后,低渗透岩心中细微孔隙残余油较少,而高渗透岩心中较大孔隙残余油较多.     

变原油黏度油水两相流驱替特征研究

为了研究水驱油田开发过程中的原油黏度升高对水驱油的驱替特征影响 ,在经典的非活塞式驱替理论的基础上 ,考虑驱替过程中原油黏度的升高 ,进一步完善了非活塞式驱油理论 ,建立了一个一维油水两相渗流模型 ,并采用解析法和有限差分法两种方法对饱和度方程进行了求解 .用数学模拟的结果研究了原油黏度随含水率上升的 5种变化规律对无水采油期、注入孔隙体积与采收率关系等驱替特征的影响 .结合太平油田沾 1 4块太 1 0 - 1 2井原油黏度随含水上升的变化规律 ,对比了考虑原油黏度变化和不考虑原油黏度变化两种情况下采出程度的差异 .研究结果表明 :开发过程中原油黏度的升高明显地缩短无水采油期 ,加剧含水上升速度 ;未考虑黏度升高的经典驱替理论方法预测的采收率偏高     

低渗火山岩气藏渗吸机理实验研究

为深入研究喷发成岩的强非均质性火山岩气藏渗吸机理,综合使用气水驱替、核磁共振、X-CT成像等实验进行分析。结果表明,火山岩实验样品自发渗吸含水饱和度增加主要发生在渗吸初期的2 h,渗吸24 h已基本达到稳定状态,储层渗透率越小渗吸水饱和度越大。自发渗吸过程中微小孔隙渗吸速度和渗吸水分布比例均大于较大孔隙,约有80%的渗吸水分布在微小孔隙,残余气主要分布在较大孔隙中。而动态渗吸过程中较大孔隙渗吸速度和渗吸水分布比例均大于微小孔隙。复杂火山岩气藏自发与动态渗吸残余气饱和度分别为18.51%和6.55%,渗吸效率分别为48.62%和80.25%,渗透率越小,渗吸效率越高,但残余气饱和度与孔隙度之间不存在明显的对应关系。     

高温高压高含二氧化碳气藏岩石物理参数研究

岩电参数是分析储层物性和计算储层饱和度的重要参数,其数值与岩石孔隙结构及内部两相流体的分布密切相关,且随温度和压力的变化而变化.而在高温高压或孔隙流体中含有二氧化碳的条件下,岩电参数的变化与一般规律的符合程度依旧存疑.针对上述问题,通过测量与统计二氧化碳、甲烷等流体的密度、纵波速度和电阻率等参数的变化,研究并讨论了溶解二氧化碳对地层水导电性的影响,分析了不同温度、压强及二氧化碳含量条件下岩电参数的变化规律,为含二氧化碳气藏含气饱和度的计算及二氧化碳定性识别和定量评价提供了新的思路.     

采用新型X射线装置研究礁灰岩渗流特征

针对礁灰岩油藏复杂的渗流特征,实验采用了一种新型的X射线装置;该装置是美国Coretest公司生产的XRSC—198 X射线线性扫描仪,它不仅可以完成常规的高温高压驱替实验研究,也可以进行岩芯驱替过程中流体饱和度和相渗曲线的测试。研究采用的是LH11-1礁灰岩油田取得的岩心,利用XRSC—198 X射线线性扫描仪开展了组合长岩心初期水驱油驱替实验和50倍水体驱替实验。研究了储层岩心水驱油两相渗流特征、驱替效率以及相渗特征。采用X射线扫描方式得到了驱替各个阶段含水饱和度分布情况。实验结果显示,对于礁灰岩油藏初期水驱阶段采收率较高,后续通过高倍水驱的方式也可以采出较少的剩余油。通过X射线扫描可以发现随着注入端流体的注入,X射线强度不断减弱,可以得到较明显的驱替前缘特征。在高倍水驱阶段,X射线强度变化很小,说明岩心内流体饱和度变化较小,原油采出较少。