复杂条件下的低渗透油田生产特征

在考虑了启动压力、毛管力、重力等因素的情况下 ,推导了低渗透油田油水两相渗流时含水率和无因次采油、采液指数的数学模型 ,并分析了上述 3种因素在数学模型中的作用。结果表明 ,对于水湿油藏 ,毛管力和启动压力的存在使含水率和无因次采液指数增加 ,重力则使无因次采液指数降低 ,而对含水率的影响与地层倾角有关。 3种因素均对无因次采油指数无影响。在理论分析的基础上 ,对胜利油区大芦湖低渗透油田的含水率和无因次采油、采液指数进行了实例计算 ,进一步验证了理论分析结果的可靠性     

复杂条件下的低渗透油田生产特征

在考虑了启动压力、毛管力、重力等因素的情况下，推导了低渗透油田油水两相渗流时含水率和无因次采油、采液指数的数学模型，并分析了上述3种因素在数学模型中的作用。结果表明，对于水湿油藏，毛管力和启动压力的存在使含水率和无因次采液指数增加，重力则使无因次采液指数降低，而对含水率的影响与地层倾角有关。3种因素均对无因次采油指数无影响。在理论分析的基础上，对胜利油区大芦湖低渗透油田的含水率和无因次采油、采液指数进行了实例计算，进一步验证了理论分析结果的可靠性。     

裂缝型致密油藏气水交替采油机理定量研究

为了揭示不同渗透率储层岩心气驱动用规律及气水交替采油机理,开展基于华北潜山致密油储集层岩样,不同条件下的常规气驱和气水交替实验,并结合核磁共振技术,分析实验不同阶段T2谱的变化,定量计算孔隙内的油水分布变化情况。研究表明：含裂缝岩心低驱替压力下,采出油量较多,增加驱替压力后,新增采油量很少,增加驱替压力对驱油效率的提高作用不明显;不含裂缝的均质岩心低驱替压力下,采出油量较多,增加驱替压力后,采油量有所提高,增加驱替压力对驱油效率的提高有一定作用;对于裂缝发育岩心,气水交替采油机理主要为水的渗吸作用,从而采出小孔喉内的油,5块岩心气水交替采出油百分数介于5.04%～8.15%,平均为6.58%,其中水的“封堵”作用不明显。     

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.     

海上稠油油藏早期注聚产液指数变化规律研究

针对海上稠油油田早期注聚过程中部分井产液能力存在明显下降的问题,通过构建基于Buckley-Leverett公式的非均质油藏聚合物驱产液指数计算模型,较系统研究不同的原油黏度、渗透率级差、注聚时机、注聚黏度等影响因素条件下的产液指数变化规律。结果发现:聚驱阶段的产液指数整体呈现"四段式"变化特征,依次为上升段、快速下降段、平稳段以及回升段,海上典型稠油油田的产液指数相比转注聚时最大下降幅度可达53.1%,波谷时机为累积注入0.25倍孔隙体积聚合物时。波谷时机随着原油黏度或低渗层相对厚度的增大而提前,随着级差的增大而推迟;最大下降幅度随着注聚黏度或级差的增大、注聚时机的推迟而增大。当级差为2或高低渗层孔隙度比为1.6时,无因次产液指数曲线可出现2次波谷。上述成果对海上稠油聚合物驱方案设计与调整具有重要的指导意义。     

海上稠油油藏早期注聚产液指数变化规律

针对海上稠油油田早期注聚过程中部分井产液能力存在明显下降的问题,通过构建基于Buckley-Leverett公式的非均质油藏聚合物驱产液指数计算模型,较系统研究不同的原油黏度、渗透率级差、注聚时机、注聚黏度等影响因素条件下的产液指数变化规律。结果发现:聚驱阶段的产液指数整体呈现"四段式"变化特征,依次为上升段、快速下降段、平稳段以及回升段,海上典型稠油油田的产液指数相比转注聚时最大下降幅度可达53.1%,波谷时机为累积注入0.25倍孔隙体积聚合物时。波谷时机随着原油黏度或低渗层相对厚度的增大而提前,随着级差的增大而推迟;最大下降幅度随着注聚黏度或级差的增大、注聚时机的推迟而增大。当级差为2或高低渗层孔隙度比为1.6时,无因次产液指数曲线可出现2次波谷。上述成果对海上稠油聚合物驱方案设计与调整具有重要的指导意义。     

特低～超低渗透储层油水渗流效应分析及开发启示

以鄂尔多斯盆地志丹油田烟雾峁区块延长组长4+5,长6储层为例,基于岩心渗流实验的归一化处理、考虑启动压力梯度、引入有效驱动系数及油水粘度比,将渗流理论与室内实验及生产实践密切结合,综合分析特低~超低渗透储层油水渗流效应,探讨其注水开发启示。结果表明,特低~超低渗透储层渗流特征受启动压力影响,启动压力将导致油井提前见水;当含水饱和度大于某一临界值后,油层含水变化率逐渐减小,无因次采液指数与采油指数之间的分化逐渐加剧,其相对稳定的变化区间则是油层提液增产及调整挖潜的重要机遇期。依据无因次采液、采油指数变化规律及其相应的含水率变化区间,可将特低~超低渗透油层开采过程划分为初产、稳产、有效提液、低效循环等4个阶段;在中高含水期,较高的有效驱动系数有利于油层提液增产;在特高含水后期,较小的有效驱动系数及油水粘度比则有利于油层提高低效循环阶段的最终采收率。流体饱和度不仅对特低~超低渗透油层含水率及采液采油指数等变化具有重要的控制和影响,而且也是导致区块生产差异的主要因素。对于那些饱和度分布不同、平面及层间生产差异比较突出的井区,应依据其所处开采阶段分别采取不同的对策参数,以改善油田整体开发效果。     

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。     

毛管压力对低渗透油藏渗流规律和开发动态的影响

为了解决低渗透油田生产过程中出现的采液指数随含水饱和度的增加而下降这个理论上难以解释的问题,通过理论推导和现场生产数据的分析。结果表明:低渗透油田的开发动态与高渗透油田的相比具有明显不同的特征,在低渗透油田中,采液指数随含水饱和度的增加而下降,这不符合一般的渗流规律。根据考虑毛管压力时计算相对采液指数和相对采油指数的理论公式,可以发现造成低渗透油田生产井见水后采液指数急剧下降的原因可能是低渗透油藏的储层岩石结构致密,孔喉半径小,毛管压力大,对两相渗流干扰显著,导致油水两相相对渗透率的下降。该成果从机理上解释了低渗透油田中采液指数随含水率的增加而下降这一宏观现象。     

致密油藏周期注气微观驱油机理实验研究

针对致密油藏注水难度大,气水交替难以有效实施的问题,周期注气改善注CO_2驱油效果的方法逐渐得到重视。利用大庆外围致密岩心,将致密油藏物理模拟实验方法和低磁场核磁共振仪相结合,建立了一种研究周期注气微观驱油机理的新方法,分析了不同驱油阶段岩心静置前后原油在孔隙中的变化规律,提出了周期注气指数参数,并对周期注气效果进行评价。研究结果表明:气驱至不同阶段,静置前后T_2谱图均发生变化,且不同驱替阶段T_2谱图的变化规律不同,说明不同驱替阶段停注后原油的流动规律不同,其周期注气的微观驱油机理也存在差异。驱替至一定的PV数后,周期注气指数显著增加,周期注气效果显著提高。随着驱替倍数的增加,较小孔隙中的原油逐渐得到动用。岩心实验结果表明周期注气相比于连续注气采收率提高9.92%。上述研究丰富了核磁共振技术在油田开发中的应用。     

油气储集层孔隙表面结构的分形特征研究

本文认为油气储集层的孔隙表面结构是一种分形结构,它具有自相似性和无标度性两重分形特征。定量描述孔隙分形表面复杂程度的有力工具是分维D。D值越接近于2,表面越光滑;D值越接近于3,表面越不规则。本文将孔隙铸体和电镜扫描技术与分子吸附法结合起来研究和测定孔隙表面的分形特征。研究孔隙表面结构的分形特征,对油气储集层的评价、研究残余油气饱和度和提高油气采收率有重大的指导意义。     

大庆扶余油层致密储层孔隙结构及非均质性研究

扶余油层是大庆油田的主力产油层之一,发育的致密储层为非常规油气聚集的重要场所,但是孔隙结构较为复杂,非均质性极强。为了研究扶余油层不同类型致密砂岩储层的孔隙结构及其非均质性,本文应用分形几何理论,在高压压汞实验资料的基础上,结合物性测试以及矿物分析对矿物组分的测定,选取扶余油层K1q3、K1q4的8块样品进行分析,根据压汞曲线形态的差异、孔喉半径及排驱压力特征划分出3类储层：低排驱压力微-微细喉道型、中排驱压力-微喉道型、高排驱压力-吸附喉道型。计算致密砂岩储层孔隙结构的分形维数并讨论其地质意义。结果发现：各类储层均呈现两段式分形特征,得到两个分形维数：D1范围为2.9908～2.9956,平均为2.9933,D2范围为2.5738～2.6664,平均为2.6101。大庆扶余油层孔喉结构的复杂程度及非均质性对致密储层的储集空间和储层的渗流能力具有较强的控制作用,分形维数越大,孔喉结构越复杂,非均质性越强。     

陇东地区长7致密油储层微观孔喉结构 分形特征

微观孔隙结构研究对低渗、超低渗或致密砂岩油藏的渗流机理认识及开发有着极其重要的意义。利用鄂尔多斯盆地陇东地区36口井40块岩样的压汞资料,研究了长7储层微观孔隙结构的分形特征。研究发现,储层孔隙结构存在单一分形和多段分形特征。不同孔径范围具有不同的分形维数。不同的分形特征反映微观孔隙结构组合特征也是不同的,揭示了研究区储层孔隙结构的复杂性。表征微观孔隙结构的参数与分形维数存在良好的线性关系,表明可以用分形维数表征储层微观孔隙结构的非均质性。     

克拉玛依油田七西区三叠系下克拉玛依组储层微观非均质性定量评价

克拉玛依油田七西区克下组油藏开发面临单井产量衰减快、含水高,水驱开发效果差,剩余油分布规律不明确,需要加强目的储层微观非均质性评价。利用岩心观察、薄片分析等研究手段,对储层岩石学及储集特征进行分析;以压汞实验分析为基础,利用“主要流动空间”和“分形维数”分别从“量”和“形”的角度关注目的储层孔隙结构非均质性程度,对储层微观非均质性进行定量表征。结果表明：克下组储层岩性以砂砾岩为主,储集空间类型多样,以剩余粒间孔为主,储层以低孔特低渗为主。“主要流动空间”反映渗流能力贡献率为95%的主要流动空间仅占整体储集空间的不到三分之一;受微裂缝影响,“分形维数”分布于2.6～2.7的样品孔隙结构相对较好,整体反映出储层孔隙结构非均质性很强,最终主要利用上述两个参数对储层微观非均质性进行合理评价,为后续高效开发提供地质依据。     

强碱三元复合驱储层物性变化特征研究

三元复合驱技术是油田高含水后期进一步提高采收率的重要手段,但是强碱三元复合驱后对于的储层的伤害是不容忽视的,为了更好的研究微观孔隙变化情况我们通过微观孔隙实验利用原子力显微镜和OCA接触角测定仪对于空隙结构变化以及接触角进行了检测和详细分析。结果表明：三元复合驱后,储层岩石向中性润湿变化,Ca2+与阴离子活性剂间的结合作用有可能使硅石表面从水湿向油湿转化,表面活性剂对油藏岩石的润湿作用受地层水中无机离子协同作用的影响。     

水平井单井提液时机选择

提液的真正目的是要达到明显的增油效果.通过综合考虑提液能力和增油效果,借助无因次采油、采液指数分析方法,提出了水平井单井提液时机应选择在无因次采油指数递减较缓,且无因次采液指数急速上升之前的阶段.在现场实际的提液中得到了很好的印证,该提液时机选择方法对现场水平井单井提液可以起到很好的指导作用.     

用分段回归方法计算孔隙结构的分形维数

储层岩石的孔隙空间具有良好的分形特征,孔隙结构的分形维数可以用来定量描述孔隙结构的复杂程度。应用分形几何的原理,推导了储层岩石不同孔隙分布和毛细管压力曲线的分形几何模型。根据毛管压力曲线资料,用分段回归的方法计算了不同孔隙结构的分形维数。计算结果表明,用分段回归方法计算孔隙结构的分形维数能更好地反映孔隙结构的实际情况。若孔隙大小相差不大,孔隙结构的分形维数相等或比较接近;若孔隙大小相差较大、非均质性较强,得到的孔隙结构分形维数不同。     

多层油藏层系重组开发指标预测方法

层系重组是水驱油藏开发后期提高采收率的一项重要技术,不同的层系重组方式对应的开发效果不同,层系重组后的开发指标预测对层系重组优化起着重要的作用。基于油水两相不稳定渗流理论,建立了层系重组后的开发指标计算方法,采用隐式差分法进行压力求解,采用B-L方程计算饱和度分布。计算中考虑了储层物性参数和地层原油黏度的变化;并以注采井间各小层的渗流阻力和注采压差为权重进行单井各层产量的分配。该方法可以计算任意层系组合下的开发指标,对水驱油藏层系组合优化具有重要的指导意义。     

泥岩裂缝性储层应力敏感性实验研究

为准确评价泥岩裂缝性储层在不同压力条件下的应力敏感性,在理论研究基础上,对基质渗透率非常低的天然泥岩进行人工造缝,模拟地下泥岩裂缝状态,采用氮气作为流动介质通过高温覆压孔渗测定仪实验测量不同外压条件下造缝后泥岩岩心渗透率变化规律。实验结果表明：泥岩裂缝的渗透率随外压和内压增大呈非线性函数关系变化。外压敏感指数远大于内压敏感指数。不论是外压还是内压作用,都呈现出加载过程中的敏感指数大于卸载过程中的敏感指数。