低渗透岩石压敏特征研究

低渗透岩石具有较为明显的压力敏感性。在分析传统的CMS300全自动覆压压力敏感实验研究特点的基础上,充分考虑岩石受压缩的时间效应,对胜利渤南油田不同类型的低渗透岩石进行了系统的CMS300随机覆压和控时覆压的敏感性测试,获得了多种低渗透岩石压敏特征曲线,并探讨了岩石压敏特征与岩石本身属性的关系。结果表明,随机覆压下,储层物性随围压的增加呈单调圆滑下降的趋势;控时覆压下,岩石气测渗透率随覆压的变化呈台阶式变化;粘土总量和有无方解石胶结对低渗透岩石压敏效应的影响更为显著。     

压敏效应以低渗透油田开发的影响

认为低渗透油田开发难度大的主要原因之一在于渗透率较低,为弄清渗透率与压力的关系,以实际为基础,利用油田天然岩心模拟油田开发过程,研究压力的变化对岩心渗透率的影响;分析了渗透率的压力敏感性特征及低渗透油田开发中存在的压敏效应,指出随着开发过程的进行,地层压力逐渐下降,进而因油藏压力的降低所诱导的渗透率的压力敏感性伤害将不可避免,最终导致的渗透率损失对低渗透油田开发的影响是巨大的,研究表明因压敏效应的存在,在井壁附近地层渗透率值只占供液边界处渗透率值的45％左右;当地层压力下降5MPa时,产量下降可达13％左右。     

压敏效应对低渗透油田开发的影响

认为低渗透油田开发难度大的主要原因之一在于渗透率较低 .为弄清渗透率与压力的关系 ,以实验为基础 ,利用油田天然岩心模拟油田开发过程 ,研究压力的变化对岩心渗透率的影响 ;分析了渗透率的压力敏感性特征以及低渗透油田开发中存在的压敏效应 .指出随着开发过程的进行 ,地层压力逐渐下降 ,进而因油藏压力的降低所诱发的渗透率的压力敏感性伤害将不可避免 ,最终导致的渗透率损失对低渗透油田开发的影响是巨大的 .研究表明因压敏效应的存在 ,在井壁附近地层渗透率值只占供液边界处渗透率值的 45 %左右 ;当地层压力下降 5 MPa时 ,产量下降可达 1 3%左右 .     

葡南油田低渗透储层应力敏感性研究

通过实验模拟地层在不同上覆压力下,孔隙度、渗透率的变化,研究低渗透储层的应力敏感性。其在增压过程中孔隙度和渗透率随着压力的增加而明显降低;在压力降低或撤除后,由于造成了岩石应力敏感性损害,孔隙度和渗透率不能恢复到原始的状态。低渗透储层应力敏感性的影响因素包括上覆压力的大小、加压次数、岩石覆压时间长短和流体饱和度的影响,在开发低渗透油田时应注意保持合理的生产压差、开采速度和降压方式。该研究为低渗透油藏的开发提供了理论依据。     

压力敏感性对低渗透油藏弹性产能影响

低渗透油藏储集层岩石本身的特性决定了油藏较易受压力敏感性影响。油藏在弹性开发过程中,由于只依靠天然能进行开采,对地层没有能量补充;地层的孔隙度、渗透率等性质很容易受到压力敏感的影响。通过岩心实验,表明低渗透油藏岩心的渗透率随围压变化而变化,呈指数变化趋势,并通过油藏数值模拟软件(ECLIPSE)进行模拟计算,分析压力敏感性对低渗透油藏的影响。     

低渗透片麻岩渐进破裂过程中渗透规律研究

为研究低渗透硬岩渗透特性,以片麻岩为研究对象,采用多场耦合实验装置,开展不同围压、孔隙压力作用下岩石三轴压缩试验,分析了岩石渐进破裂过程中渗透率随围压、孔隙压力的变化规律,以及岩石渐进破裂过程不同阶段围压和孔隙压力对于片麻岩渗透率的影响程度.结果表明:岩石渐进破坏过程中,渗透率呈先减小后增加的变化趋势,在峰值强度附近渗透率出现突增;在轴压和孔隙压力一定时,随着围压增加渗透率逐渐减小,在裂纹非稳定扩展阶段和峰后残余阶段随着围压增加渗透率减小最明显;在轴压和围压一定时,随着孔隙压力增加渗透率略有增加,在裂纹非稳定扩展阶段随着孔隙压力增加渗透率增加最明显;高围压下试件内部会产生压缩带,压缩带会减弱孔隙压力对渗透率的影响;量化给出了渗透率随围压、孔隙压力变化的关系.     

不能用净应力评价低渗砂岩岩石应力敏感性

理论研究表明,低渗岩石由于存在微裂缝,净应力不等于有效应力。为了进一步论证净应力与有效应力的关系,开展了相关的实验研究,实验包含了老化处理和4个不同围压下的降内压实验,采用稳态法测定内压下降过程中各个压力点的渗透率值。实验结果表明：在不同围压下,净应力相等的点对应的渗透率值不相等,不能用净应力替代有效应力评价储层岩石的应力敏感性。此外,在低围压下渗透率的变化幅度较大;在高围压下,渗透率的变化幅度较小。最后,对实验岩样进行了储层岩石的应力敏感性评价,结果表明该低渗致密砂岩储层表现为中等应力敏感。     

加压时间对储层岩心渗透率的影响

目前储层应力敏感性研究仅限于有效覆压对渗透率的影响,忽略了加压时间对岩石变形的作用.在高压孔渗仪上用拟三轴岩心夹持器和天然岩心,考察了加压时间对岩石渗透率的影响,提出并计算了单位覆压下渗透率绝对变化速率和相对变化速率.结果表明,岩石变形或渗透率变化与时间有关,渗透率随加压时间的延长而降低.在加压初期渗透率变化幅度较大,随着时间的延长,渗透率变化逐渐变缓;幂函数在总体趋势上能拟合渗透率随时间的变化,其拟合误差在工程应用的合理范围内;基础渗透率大于4.6×10-3 μm2的岩心,渗透率下降主要发生在4 h内;渗透率绝对变化速率随时间的延长而降低;渗透率绝对变化速率和相对变化速率与岩石物性有关,岩心基础渗透率越高,渗透率绝对变化速率越大,相对变化速率越小.渗透率相对变化速率的建立,为储层应力敏感性评价提供了一个新的定量参数.     

考虑压敏效应的动态启动压力梯度研究

大量研究表明,低渗透变形介质油藏存在压敏效应和启动压力梯度。针对低渗透油藏特征,基于Terzaghi有效应力和岩石本体有效应力的应力敏感指数,根据稳定流理论,引入动态启动压力梯度,推导建立了低渗透变形介质油藏的油井径向压力预测方程;并通过实例分析研究各参数对动态启动压力梯度影响。研究结果表明:基于Terzaghi有效应力计算渗透率和动态启动压力梯度的减小或增加幅度较大;而基于岩石本体有效应力计算的减小或增加幅度较小。基于Terzaghi有效应力动态启动压力梯度,渗透率越小,变形系数越大,有效应力变化对其影响越显著;而有效应力对基于岩石本体有效应力动态启动压力梯度的影响不大。针对两种有效应力计算的动态启动压力梯度影响差异大,需进一步的研究。     

低渗透储层原位条件下应力敏感性评价

为探讨围压和孔隙压力对岩石渗透率的影响及岩石渗透率敏感性评价的新方法,选取松辽盆地3块低渗透储层岩样,采用岩石伺服三轴实验系统,分别做常规条件和原位条件下的应力敏感性评价,得到三方面结果。1)3块样品的渗透率随围压增大而降低,随着孔隙压力的增大而增大。2)原位条件下,物性越差的样品储层应力敏感性越强。借助扫描电子显微镜和恒速压汞实验,解释了低渗透储层敏感性差异存在的机理。储层岩石喉道的大小和形态、黏土含量和类型、矿物胶结程度是决定渗透率敏感性差异的原因。3)塑性矿物含量和类型是决定渗透率敏感性差异的主要因素,即云母、黏土等塑性矿物含量越高,致密岩石储层渗透率应力敏感性越强。在实际工作中,评价岩石渗透率敏感性时一般只考虑围压单因素的影响,会对评价结果带来较大的人为误差,而岩样地层所处的孔隙压力等条件对渗透率影响不容忽视。为准确地认识低渗透储层的应力敏感特征,制定更合理的生产压差,建议进行岩样渗透率敏感性评价时,恢复地下原位条件。