自吸条件下火山岩气藏水锁伤害效应实验

 水锁效应广泛存在于火山岩气藏中,是火山岩气藏的损害类型之一,严重影响着火山岩气藏的开发效果.本文结合核磁共振技术通过室内实验研究,探讨低渗透火山岩气藏自吸作用下的水锁伤害机制及伤害程度,通过气驱反排实验模拟了火山岩气藏水锁解除过程.研究表明:各渗透率级别的火山岩岩心自吸吸入水饱和度与吸水时间并非呈线性关系,自吸开始的2h之内,岩心含水饱和度急剧增加,随着自吸时间的增加,岩心含水饱和度增加幅度越来越小,自吸16h后岩心吸入水量已基本保持不变;应用核磁共振技术研究了吸入水量与孔隙结构的关系,发现孔隙结构越复杂,岩心吸水量越大;通过反排实验发现,岩心含水饱和度以及水锁伤害率随反排孔隙体积(PV)数的增加而减小并趋于平缓,反排25PV后水锁伤害基本得到解除;针对目前水锁伤害评价存在的不足,结合储层中水锁伤害的产生和解除,提出一种改进的水锁伤害评价方法——动态水锁评价方法.     

低渗透储层特征与测井评价方法

低渗透储层是我国目前油气勘探的主要目标之一.根据低渗透储层特征及岩石物理实验结果,对吉林油田W地区低渗透储层的成因机理进行了分析.研究结果表明,该地区的扇三角洲前缘亚相沉积的储层岩石矿物成熟度低,具有以细砂和粉细砂岩为主的储层岩性特征,这为低渗透储层的形成提供了先天条件.后经成岩压实作用及粘土矿物的充填,造成孔喉半径变小,孔隙结构复杂,孔隙空间对水的滞留能力加强,束缚水饱和度高,油层与水层电阻率差别减小,电阻率增大指数小于3.岩心实验结果分析还表明,综合物性参数可用于表征岩石孔隙结构的复杂性,且与束缚水饱和度有很好的相关性,据此建立了束缚水饱和度解释模型.在6种不同矿化度溶液下测量完全饱和溶液的岩心电导率,岩心电导率与溶液电导率的关系曲线表明,粘土矿物不存在附加导电性,阿尔奇公式仍可用于求取含水饱和度.用该模型对油田12口井资料进行了处理,结果显示其解释油水层效果与原有模型相比有明显改善.     

基于低场核磁共振技术的致密砂岩气藏防水锁作用机理研究

致密砂岩气藏孔隙度、渗透率较低,微观孔喉尺度细小,在生产及压裂过程中极易产生水锁伤害。为开展致密储层防水锁作用机理研究,本文将常规岩心自吸实验、防水锁剂抑制水锁伤害实验与低场核磁共振技术相结合,从微观角度揭示致密砂岩储层微纳米级孔喉中的防水锁作用机理,为致密砂岩气藏防水锁相关研究提供理论依据。研究结果显示,加入防水锁添加剂后,流体表面张力下降,接触角增大,自吸速率变慢,渗透率有一定程度恢复;在此基础上,通过核磁共振T2谱从微观角度评价缓慢自吸阶段液体在不同孔喉尺度范围内的液相水锁滞留现象,其中加入防水锁添加剂后在自吸20h时在较小孔喉处自吸液相平均占比为38.61%,整体孔喉平均液相占比为35.79%。而在未加入防水锁试剂的样品中在自吸20h时在较小孔喉处液相占比为67.48%,整体孔喉占比为54.52%;通过防水锁剂抑制水锁伤害实验得出,加入防水锁剂后渗透率恢复程度在15.38%～20.19%,整体液相滞留占比平均下降幅度在10.73%。研究发现防水锁剂有效地降低了较小孔候处液相滞留占比,降低流体表面张力以及增大岩心疏水性能,揭示了致密砂岩气藏防水锁作用机理,为致密砂岩气藏降低水锁伤害程度、提高返排效率,为实现高效开发提供理论支撑。     

油气储层岩石毛细管自吸研究进展

毛细管自吸是水驱油气藏和裂缝性油气藏开采的重要机理,也是造成致密气藏水相圈闭损害的主要因素。综述分析毛细管自吸的机理认为,储层岩石毛细管自吸包括润湿相饱和度增加和重新分布2个过程。着重研究初始含水饱和度、物性、裂缝、流体性质和岩石表面性质对毛细管自吸速率影响实验的进展,低初始含水饱和度和裂缝的存在促进毛细管自吸过程,储层损害抑制毛细管自吸,流体界面张力改变和岩石润湿修饰可调控岩石毛细管自吸。毛细管自吸在岩芯分析、提高油气采收率、储层损害评价、工作液优选方面已体现出优越性,为注水、聚合物开采提高油气采收率和有效保护油气层提供依据,将成为研究致密油气藏的重要手段。     

致密砂岩气藏水锁伤害及对产能的影响

为了评价致密砂岩气藏水锁伤害对储层的影响程度,设计了适于测定致密砂岩水锁伤害的试验方法,开展了室内试验研究,并分析了水锁伤害对气藏产能的影响。研究表明:致密砂岩束缚水饱和度较高,平均为47.67%,水锁伤害率平均为76.49%,水锁伤害严重。渗透率越低的岩心,水锁伤害越严重。水锁伤害主要发生在含水上升的初期阶段,水锁伤害率随含水饱和度的增加而增加的幅度越来越小;水锁伤害对产能的影响较为显著。水锁发生后,气体产能下降幅度超过了60%;水锁伤害半径越大,对产能的影响也越大,影响程度达到17.78%。致密砂岩储层水锁伤害要以预防为主,因此,油气田现场要适时地采取措施防止水锁伤害的发生,并建立合理的气井生产制度。     

轻质油藏密闭取芯饱和度校正新方法

为定量评价室内岩心测量的油、水饱和度与地层条件下的差异,寻求适合渤海油田轻质油藏密闭取芯饱和度的校正方法,选取部分密闭取芯样品对降压脱气过程进行模拟,分析了造成密闭取芯饱和度损失的主要因素,基于常用的数理统计和物理模拟实验方法,提出了可动水降压脱气校正方法,就储层中可动水部分对饱和度的影响进行校正。结果表明,采用该方法可使密闭取芯含油饱和度平均增加约5%,校正结果与储层的电性和物性有较好的对应关系。     

低渗透气藏压裂储层伤害机理研究

通过地层水、无稠化剂压裂液、破胶液三种流体在岩心上进行滤失实验,研究不同液体滤失进入岩心后对储层渗透率伤害程度以及在不同返排压力下,储层渗透率恢复能力.研究结果表明致密气藏压裂过程中含水饱和度增加引起的气相渗透率的降低是储层伤害的主要机理,破胶液中悬浮微粒的存在,在一定程度上影响储层的渗流能力.返排实验表明增加产生压差,能部分地恢复储层的渗流能力,但是远远不能恢复到原始渗流能力.     

低渗透储层特征与测井评价方法

低渗透储层是我国目前油气勘探的主要目标之一。根据低渗透储层特征及岩石物理实验结果，对吉林油田W地区低渗透储层的成因机理进行了分析。研究结果表明，该地区的扇三角洲前缘亚相沉积的储层岩石矿物成熟度低，具有以细砂和粉细砂岩为主的储层岩性特征，这为低渗透储层的形成提供了先天条件。后经成岩压实作用及粘土矿物的充填，造成孔喉半径变小，孔隙结构复杂，孔隙空间对水的滞留能力加强，束缚水饱和度高，油层与水层电阻率差别减小，电阻率增大指数小于3。岩心实验结果分析还表明，综合物性参数可用于表征岩石孔隙结构的复杂性，且与束缚水饱和度有很好的相关性，据此建立了束缚水饱和度解释模型。在6种不同矿化度溶液下测量完全饱和溶液的岩心电导率，岩心电导率与溶液电导率的关系曲线表明，粘土矿物不存在附加导电性，阿尔奇公式仍可用于求取含水饱和度。用该模型对油田12口井资料进行了处理，结果显示其解释油水层效果与原有模型相比有明显改善。     

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.     

高含硫气藏液硫沉积对储层伤害的实验研究

目前针对储层中液硫沉积方面的研究多局限在气-液硫两相渗流方面,未见低于最大束缚硫饱和度条件下的储层伤害方面的报道,为此提出一种在岩心中建立低于最大束缚硫饱和度的实验评价方法,测试不同物性岩心在不同液态硫饱和度下的伤害程度,分析储层液态硫饱和度的影响因素和液态硫在孔隙中的微观分布形态.实验结果表明,相同地层压力下,随实验温度(120～160℃)增加,液态硫在岩心中的沉积能力减弱;相同实验温度下,随地层压力的降低,岩心承受的有效压力增加,束缚硫饱和度增加.相同条件下,岩心物性越差,液硫沉积伤害程度越大.对实验后的岩心进行扫描电镜发现,岩心孔隙中均有液硫沉积堵塞,沉积在孔隙中的单质硫粒径主要分布在3～16μm.     

特低渗透储层提高水驱油效率实验研究

西峰油田长 8储层渗透率低 ,物性差 ,属特低渗储层 ,常规注水驱油效率低 .在注入水中加入表面活性剂后 ,最终驱油效率比水驱有较大幅度的提高 ( 2 6.6% ) ;水驱压力同样对特低渗透储层岩心驱油效率有显著影响 ,对于空气渗透率大于 1× 1 0 -3 μm2 的岩心 ,水驱压力的提高使水相相对渗透率大幅上升 ,即储层容易发生水窜 ,导致驱油效率上升不多或下降 ;对于空气渗透率小于 1×1 0 -3 μm2的岩心则相反 ,水驱压力的提高不会导致水相相对渗透率上升 ,驱油效率提高幅度较大     

英南2井预防水锁水敏的钻井液配方室内试验研究

在英南2井储层地质特征、储层伤害特征及程度研究的基础上,针对储层具有严重的水锁效应和水敏效应,确定使用低密度钾基聚磺钻井液体系,设计了防止水锁效应和水敏效应的钻井液配方,并对其进行了室内静态伤害实验.实验结果表明,储层在束缚水含水饱和度为63%时和原始含水饱和度为43%时,岩心渗透率的恢复率均大于86%.因此,钾基聚磺钻井液能较好地控制储层孔隙喉道中的黏土矿物膨胀,相对增大了孔隙和喉道大小,减轻了储层的水锁与水敏伤害程度,提高了气相渗透率.所确定的钻井液体系与配方较好地满足了英南2井钻井工程的现场要求.     

非均质性对超低渗透油藏产水机制影响实验

 针对超低渗透油藏普遍发育微裂缝、导致储层非均质性强的特点,开展了裂缝型岩心的制作和不同组合方式下的超低渗透油藏天然能量开采的物理模拟实验。基质与裂缝型岩心并联水驱油实验模拟不同非均质性储层油藏产水规律。实验结果表明,非均质储层含水上升曲线分为无水采油期、含水上升期和高含水上升期、高含水期4个阶段。含水上升规律主要受储层平均渗透率、渗透率级差、微裂缝发育特征和含水层能量的影响。对于非均质性较强的超低渗透油藏,应重点关注较高渗透率储层、水层和裂缝较发育储层的含水上升变化特征。     

低渗透砂岩气藏渗流特征及渗透率下限研究

针对川中须家河组低渗气藏含水饱和度高、气井单井产能低、稳产困难的现状,急需优化调整生产方案提高产能。为此,通过计算机断层扫描(computed tomography, CT)技术分析了不同类型储层的孔隙结构特征及其影响;其次,在地层条件下进行实验研究了不同类型岩心的气-水两相、气相单相的渗流特征,并确定了气藏开发的渗透率下限。研究表明,与孔隙度、孔喉半径相比,孔隙类型对渗透率的影响程度更高;随着含水饱和度的提高,气相流动能力大幅降低;束缚水条件下,孔隙型岩心内的气相流动存在启动压力梯度;当生产压差为16 MPa和20 MPa时,对应的渗透率下限分别为0.34、0.27 mD。实际生产过程中,可以通过控制含水饱和度、提高储层渗透率或生产压差的方式提高气井产能。该研究对掌握低渗气藏的气相流动特征、优化调整生产方案具有借鉴意义。     

实测相渗透率资料在确定储层水饱和度上限中的应用

首次采用全模拟岩心分析测试技术,在高温高压条件下分别测定了不同地区油、气藏岩心的油相和气相渗透率,结合同一油、气藏岩心的相对渗透率资料分别确定了CZCX T3x4气藏、WODSH8气藏和CZNC Js4油藏产工业气、油的水饱和度上限分别为55%,52%和50%.应用该方法所确定的水饱和度上限值已被生产证实.     

微裂缝对低渗储层水驱油渗流规律的影响

微裂缝对低渗储层注水开发有很重要的影响,因此研究和认识微裂缝对开发此类储层具有重要意义.对长6储层5块具有微裂缝的天然岩心进行了室内水驱油实验研究,研究结果表明:①微裂缝对水驱油效率影响不大,但却增大了油水的渗流通道,改善了储层的渗透性;②微裂缝岩心无水驱油效率低,但最终驱油效率与无裂缝岩心相差不大;③微裂缝岩心与无裂缝岩心相比,相渗曲线两相区较窄,含水率上升较快.     

低渗透储层可动剩余油核磁共振分析

针对有代表性密闭取芯岩芯平行样,分别进行油水饱和度和油水高速离心驱替实验核磁共振分析,定量获得 储层目前剩余油饱和度、采出油相对量、可动油饱和度及驱油效率上限等参数,对比各参数建立储层可动剩余油饱和 度核磁共振分析方法。研究表明,建立岩芯饱和油束缚水状态和水驱油的最佳离心力分别为2.250 MPa 和0.220 MPa, 4 个渗透率级别（>50、[10,50）、[1,10）和<1 mD）储层采出油饱和度分别为23.49%、16.81%、8.70% 和9.99%,可动油 饱和度分别为50.34%、43.76%、29.67% 和22.89%,可动剩余油饱和度分别为26.85%、26.95%、20.97% 和12.90%,由 于储层非均质性影响,大于10 mD 储层采出油明显高于10 mD 以下储层,但大于10 mD 储层可动油饱和度较高,故可 动剩余油饱和度也较高,小于1 mD 的储层可动剩余油明显低于其他储层。     

温度对不同黏度稠油油水相渗的影响规律

为了研究油层温度和原油黏度对稠油油水相渗的促进机制,基于NB35-2稠油油藏一维岩心流动模拟系统,模拟了不同黏度原油在不同环境温度下的水驱渗流特征.结果表明,稠油油水相渗曲线表现出水相渗透率非常低的特点;当含水饱和度大于50%后,油层中形成联通的水流通道,导致水加剧突进;温度升高,油水两相共流区范围增大,残余油饱和度降低,但高于油藏温度时,随着温度继续升高,油水相渗曲线变化较小;原油黏度增大削弱了油水的流动性,降低了采收率.对比温度和黏度对油水相渗的影响规律,认为温度主要是通过改变油水黏度比而影响油水相渗曲线.     

吉林油田火山岩特低渗气藏应力敏感性及成因研究

以吉林油田长岭火山岩气藏基质岩心、裂缝充填岩心、裂缝-基质岩心为研究对象,进行了油藏条件下的应力敏感实验,以储层原始有效覆压下的渗透率为基准渗透率评价了该火山岩气藏的应力敏感程度,并与传统评价方法进行了对比.研究结果表明:火山岩裂缝-基质岩心具有中等偏强的应力敏感性,基质岩心和裂缝充填岩心应力敏感程度较弱.这与用传统方法评价的3类岩心均具有极强应力敏感性的结果偏差较大,火山岩中天然缝和人工缝的闭合是造成应力敏感性的主导因素.由于有效覆压变化引起的渗透率损失主要在低有效覆压范围内(<20 MPa),而这种情况在整个油气藏开发期内可能并不会存在,因此认为新评价方法更加具有应用价值.