致密油藏大模型逆向渗吸的物理模拟实验研究

为了研究致密油藏压裂和注水吞吐过程中逆向渗吸采油机理,通过大型露头岩样物理模拟实验系统,建立致密油藏逆向渗吸物理模拟实验系统和反向驱替渗流阻力测量物理模拟实验方法,对两种不同渗透率模型进行逆向渗吸物理模拟实验,研究逆向渗吸渗过程中的渗流规律,揭示逆向渗吸采油机理。研究结果表明:在实验条件下,逆向渗吸采油效果很弱,且渗透率越低,逆向渗吸置换效果越差;水通过毛管力进入基质置换其中的油,并在裂缝附近区域形成油水混合带,阻碍流体流动;2 m D和0.2 m D露头模型逆向渗吸作用区域分别为10 cm和8 cm;在逆向渗吸作用区域内,2 m D和0.2 m D露头模型逆向渗吸采出程度分别为6.3%和3.7%。     

致密油藏驱渗结合采油可行性研究

致密油藏孔喉较小而渗吸作用显著,为提高致密油藏水驱效率,本文提出了驱渗结合采油方法,同时利用驱替与渗吸作用。为验证该方法的可行性与主控因素,本文在水驱模型的基础上,考虑了渗吸作用,并基于实验数据特征建立了渗吸项模型,建立了驱渗结合采油数值模拟模型。结果表明,渗吸作用有效增加了注入水的波及面积,有效置换出基质中的原油,提升了采油效率;主控地质因素包括基质/裂缝孔隙度、渗透率和渗吸经验参数,主控工程因素包括注水压力、裂缝间距和半长;现场应用表明相较水驱方式,驱渗结合采油的日产油速度提高了约1 倍,受效时间约为200 d,提高累产约为340 t,说明驱渗结合采油工艺可有效提高我国致密油藏的采收率,该模型可用于驱渗结合采油的优化设计。     

致密油藏动态裂缝影响下水驱开发数值模拟

针对致密油藏注水开发过程中动态裂缝的问题,提出了利用“方向性压敏”、“方向性相渗”的方法,利用室内物理模拟实验和油田矿场分析资料,建立方向性渗透率与注水压力的动态关系,实现不同方向上两相渗流规律的差异。结合致密油藏非线性渗流机理,建立动态裂缝影响下水驱开发的数值模型,研制全隐式快速解法。最终,新模型成功应用于长庆油田WY试验区块,为同类致密油藏开发提供借鉴。     

裂缝性稠油油藏动态渗吸实验研究

渗吸是指一种润湿相流体在多孔介质中置换出另一种流体的过程,对于裂缝性油藏来说,渗吸是其重要的采油机理。为了研究动态渗吸的作用机理和效果,通过室内物理模拟实验研究了裂缝性稠油油藏动态渗吸的作用效果。结果表明:裂缝宽度对渗吸效果影响显著,裂缝宽度越大,渗吸效果越好;端面封堵减少了岩心与注入流体的接触面积,渗吸的接触面积减小,导致渗吸效果变差,渗吸采收率及速度都降低;原油黏度会对渗吸效果产生影响,原油黏度增大,渗流阻力增大,导致渗吸效果差,当温度升高至90℃时,原油黏度降低,渗吸阻力小,采出程度增大;注入速度也会对渗吸效果产生影响,存在最优值,0. 5 m L/min的速度注入时动态渗吸的采收率最高;在动态渗吸实验中,传统的静态渗吸无因次标度模型也能够较好的标度动态渗吸数据,因此采用标度模型预测裂缝性稠油油藏的渗吸采收率也是合理、可行的。由此可见,动态渗吸采油能够充分利用裂缝和岩石基质之间渗透率的差异,将岩石基质中的原油采出,增大原油采收率,改善开采效果。     

致密油岩心渗吸机理及表面活性剂提高采收率实验

目前随着三塘湖油田致密油注水吞吐轮次的增加,油水置换效率急剧降低。为研究合适的表面活性剂,提高致密油渗吸采收率,通过采用核磁共振技术,并发明定量测量黏附油的渗吸实验装置,研究致密油岩心渗吸机理及表面活性剂吐温20、吐温80和仲烷基磺酸钠+椰子油二乙醇酰胺(WLW)溶液对致密油渗吸采收率的影响。结果表明:过渡孔喉中的渗吸滞留和岩石表面黏附油产生的原因是随着渗吸的进行毛管动力减弱,无法克服流动阻力;分散乳化油滴、降低界面张力、改善润湿性、降低黏附功降低因子,可以降低流动阻力、提高渗吸动力或者提高渗吸的毛细管动力与阻力差值,提高油水置换效率,实现表面活性剂提高渗吸采收率的目的。研究结果为采用表面活性剂提高渗吸采收率的深入研究及致密油藏的高效开发提供了理论参考。     

体积压裂致密油藏注水吞吐产能影响因素

致密油藏储层致密,地层压力系数一般较低,开发非常困难,而注水吞吐对补充油层压力和实现稳产具有明显优势.针对体积压裂致密油藏,采用嵌入式离散裂缝模型描述复杂体积压裂缝网,建立考虑应力敏感和启动压力梯度的致密油藏油水两相渗流模型,并采用有限体积法建立相应的数值求解方法.通过数值模拟方法模拟了12个吞吐轮次下单个压裂段致密油藏的开采过程,分析了基质和裂缝性质对致密油藏注水吞吐开发产能的影响.研究结果表明:当基质渗透率、微裂缝渗透率和微裂缝密度升高时,基质中含水饱和度波及范围变大,累积采油量显著升高;水力裂缝渗透率升高对基质含水饱和度分布影响不大,但累积采油量明显上升,而当水力裂缝上升到一定程度时,累积采油量上升幅度变小.可见基质和裂缝性质对致密油藏注水吞吐开发效果均有显著的影响.     

致密油藏与常规油藏物性界限研究方法探讨及其应用

对于致密油藏与常规油藏物性界限的判定以往主要基于对典型致密油盆地的大量实测物性统计资料,缺少理论的依据。以鄂尔多斯盆地延长组长7致密油为例,从致密油藏、常规油藏成藏机理与成藏特征出发,通过石油质点受力状态分析、流体渗流特征的物理模拟实验及现今致密和常规油藏油水分布特征,探讨储层致密上限参数。基于浮力和毛管阻力相等时的力学平衡法、真实砂岩石油充注物理模拟实验、现今致密油与常规油藏物性分布特征及高压压汞排驱压力与储层物性关系等4种方法相互印证,确定的储层致密上限参数基本一致,综合得出储层致密上限渗透率约1×10~(-3)μm~2,对应孔隙度上限约12%。     

致密油藏非达西渗流流态响应与极限井距研究

基于实际岩心流动实验,利用典型非线性渗流数学模型,对致密油藏非达西渗流流态响应和极限注采井距进行研究,并结合实例,计算不同渗透率级别下采油井的极限布井轨迹,揭示注采井间压力及压力梯度分布特征。研究结果表明:致密油藏单相流体渗流可分为不流动区域、非线性渗流区域和拟线性渗流区域3个渗流流态响应区域;考虑压裂时,不同渗透率级别下采油井的极限布井轨迹相似(一条直线和一段1/4圆弧组成);随着距水井距离的增加,注采井间压力及压力梯度分布的3条近似直线段依次对应注水井附近的径向流、裂缝附近的拟径向流和裂缝内的线性流3种渗流流态,且渗透率越小,最小启动压力梯度越明显,注水井与裂缝端点之间的压力损失越严重。     

致密油藏水平井分段压裂CO_2吞吐实验研究

目前,某油田正在进行CO_2吞吐试验,该油田属于致密油藏,分段压裂水平井CO_2吞吐效果受诸多因素制约,急需通过物理模拟方法研究复杂条件下的CO_2吞吐机理。因此,采用大型物理模拟实验系统,首次选用露头平板模型,针对致密油首次利用致密岩芯和实际原油,开展分段压裂水平井CO_2吞吐模拟实验研究。实验结果表明,CO_2吞吐能有效提高致密油藏采收率,且注入压力是CO_2吞吐效果重要的影响因素;通过对吞吐过程中模型不同位置压力、出口产量等关键参数分析,明确了CO_2吞吐地层能量补充特征。研究成果对于致密油藏有效开发具有一定指导意义。     

裂缝性致密砂岩油藏渗吸驱油效果影响因素

裂缝性致密砂岩储层物性较差,非均质性强,且发育微裂缝,注水开发效果较差,渗吸驱油作为致密油储层水驱采油的一种主要机理受到越来越多的关注。室内以鄂尔多斯盆地某油田裂缝性致密砂岩储层天然岩心为研究对象,通过自发渗吸实验,评价了原油黏度、注入水矿化度、温度、渗透率、润湿性以及表面活性剂对渗吸驱油效果的影响。结果表明,原油黏度越低,注入水矿化度越低,温度越高,渗透率越大时,渗吸驱油采收率越高;其中润湿性对渗吸采收率的影响最为显著,岩石越亲水,渗吸驱油效果越好;阴离子型表面活性剂ZYL-1能够通过改变岩石表面润湿性和降低油水界面张力来提高渗吸驱油采收率;加入0. 3%ZYL-1后的周期注水最终采收率可以达到45. 6%,远远高于单独水驱时的28. 9%。矿场试验结果表明,注入表面活性剂ZYL-1关井渗吸驱油后,取得了显著的增产效果,说明间歇式周期注水和表面活性剂渗吸驱油相结合的方式能够提高裂缝性致密砂岩油藏的采收率。     

低渗透油藏动态渗吸机理实验研究及数字岩心模拟

在低渗油藏的开发过程中,渗吸作用对于产量提升起到重要作用.传统的岩心渗流实验难以从微观的角度较为清晰地描述岩石物性、孔喉分布、岩石组分构成等特征.利用数字岩心技术建立孔隙网络模型,对真实岩心孔隙结构进行渗吸模拟分析具有重要意义.对松辽盆地某区域岩心样品通过综合微计算机断层扫描技术(micro computed tomography,Micro-CT)、数字岩心分析技术,实现低渗储层数字岩心渗吸过程的模拟,与实验室岩心自发渗吸实验对照,结果表明,利用数字岩心技术模拟得到的孔隙度、渗透率参数与实验室测量结果相差较小,提取的孔隙网络模型与真实岩心误差较小,从而可以保证数字岩心得到的两相渗流模拟结果具有较高的可信度,为油藏渗吸作用的机理研究提供了新的思路,对指导实际油藏开发具有重要意义.     

平板模型水驱油物理模拟相似理论研究

为了给出明确的实验室物理模拟的可行性办法,采用一种与前人不同的推导方法——改进的检验分析法,对特低渗透油藏水驱油物理模拟相似准则进行了推导,给出了在目前实验室条件下,以再现油田生产过程,预测剩余油分布为目的的平板模型。室内物理模拟实验能够最大程度上实现的模拟方案。模拟方案通过选取与实际油藏储层对应的露头岩心,可以实现模型与原型中两相渗流特征、毛管力特征和非线性渗流特征的相似,使得物理模拟实验能够最大程度上反映油藏中的流体渗流规律。对于压裂裂缝无法满足几何相似的情况,提出了一种等效模拟的物理模拟实现办法。按照推导得到的相似准则确定了模型参数与油藏参数进行转换的关系,所得结论为特低渗透油藏水驱油物理模拟提供了理论指导。     

平面非均质性对渤海B油田注聚效果的影响实验研究

根据渤海典型稠油注聚油藏的非均质特征,建立内置微电极平面非均质物理模型,开展了中高含水期注聚物理模拟实验,对比研究了不同非均质条件下水驱、聚合物驱对开采效果和剩余油分布的影响。研究结果表明,在平均渗透率相同的条件下,相对于均质模型,非均质模型水驱和聚驱含水率曲线均左移,含水率上升速度变快,含水率回升期提前,达到极限含水率时注入体积分别减少了0.18 PV和0.31 PV,最终采收率分别降低了5.89%和4.93%。对于平面非均质性严重的稠油油藏,由于聚合物吸附滞留作用,在高渗条带形成了一定渗流阻力,迫使驱替液转向相对渗流阻力较小的中、低渗透条带,从而扩大了平面波及面积;但高渗条带无效、低效循环依然严重,剩余油主要富集在中、低渗透条带。对于非均质性严重的稠油油藏,采用优化井网和化学调堵相结合,是大幅度提高稠油油藏注聚效果的重要途径。     

油砂蒸汽辅助重力排水开发隔层界限及上部剩余油挖潜方法

加拿大油砂主要采用双水平井蒸汽辅助重力泄油(steam assistant gravity drainage,SAGD)模式开发,难以动用隔夹层上部的储量.在曲流河沉积中,不同区域隔夹层的岩性、厚度、渗透性各异,造成油砂行业内不同公司所采用的隔层认定标准差别巨大,这给SAGD可动用储量的互认造成很大困扰.通过30组不同渗透率、不同温度(原油黏度)下的油砂启动压力梯度室内物理模拟实验,证实油砂开发过程中存在启动压力梯度现象,启动压力梯度的数值与视流度成幂指数关系,视流度越小,启动压力梯度越大.通过不同厚度、不同渗透率、是否考虑启动压力梯度下的42组数值模拟实验,绘制了隔夹层上部储量采出程度与隔夹层渗透率、厚度的关系图版.结果表明:垂向渗透率小于25 mD的连续物性层可完全封隔上部储量;垂向渗透率25～500 mD的连续物性层可在一定程度上封隔上部储量,此时厚度不同隔挡作用强弱不同;垂向渗透率大于500 mD的连续物性层对上部储量最终采出无明显隔档作用.通过多个方案优化了不同隔夹层隔挡作用下上部剩余油挖潜方式,提出了上部水平加密井的概念:隔挡性较强时可将下部注汽井侧钻为上部采油井;隔挡性较弱时可将下部注汽井侧钻为上部注汽井.初步经济测算表明两种方式下侧钻井均具有较好的经济效益.     

基于灰色关联的压裂液渗吸主控因素分析

渗吸作用是影响致密储层开发效果的重要因素,明晰压裂液渗吸机理及影响因素作用规律对于评价致密储层压后生产特征意义重大。本文基于新疆致密砂岩储层岩心,采用体积法开展了饱和油致密岩心压裂液渗吸实验,研究了压裂液体系、岩心渗透率、实验温度、岩心长度和原油粘度对渗吸速率及渗吸采收率的影响,并基于灰色关联度对渗吸因素进行了影响程度评价。研究表明：渗吸采收率与渗透率、实验温度成正相关关系,与压裂液质量分数、岩心长度和原油粘度呈负相关关系,渗吸速率呈现出初始较快,随后迅速下降;各渗吸因素对渗吸采收率的影响程度排序为：压裂液体系>原油粘度>实验温度>岩心长度>岩心渗透率,致密储层压裂后应对储层性质及注入流体性质进行综合评价,为压后生产特征分析提供依据。     

海上稠油热化学驱三维物理模拟

依据渤海某稠油油藏的地质特征自主研发设计大型三维物模设备,研究在蒸汽驱过程中伴注化学剂和烟道气等增产措施对稠油热采的强化作用,分析模型温度场和剩余油饱和度场的分布特征,根据三维物模实验条件建立数值模型,验证三维物模实验结果的精确性。结果表明:相比于普通蒸汽驱,热化学驱的单井采收率可提高5.89%,加入烟道气进行强化热化学驱后,气体的隔热增能作用和泡沫的调堵驱油作用可以大幅度扩大油层的热波及面积,提高原油采收率,模型的单井含水率下降了28.17%,采收率提高了37.19%;数值模拟结果与物模实验结果具有良好的拟合程度。     

致密油藏润湿返转提高采收率技术

针对致密油藏目前开采方式存在产量递减快、可采储量低的问题,通过构建基于离散裂缝网络的致密油藏润湿返转提高采收率数学模型,并编制相应全隐式数值求解算法,进一步研究了亲油储层周期注入表面活性剂方式的驱油效果及影响因素。结果表明:周期注入表面活性剂能够使储层产生润湿性返转,诱导自发渗吸,进而有效动用基质内剩余油,较目前开采方式可进一步提高采收率幅度10%;周期注表活剂的驱油效果随着原油黏度的降低、基质渗透率的增大或者压裂密度的提高而变好,当地层原油黏度低于7 m Pa·s、基质渗透率不低于0. 01 mD、裂缝间距不高于150 m时,周期注表活剂可取得明显的增油效果。