不同覆压条件下储层物性变化特征及水驱油实验研究

在油田注水开发过程中,地层中流体静态平衡被打破,岩石储层在上覆地层压力作用下发生形变,从而改变岩石的物性特征,进而影响水驱采收率。以王龙庄油田、绥中油田取心井岩心为实验样品,开展了不同围压下的岩石物性测定及水驱油实验,结果表明:岩石孔隙度、渗透率与围压呈幂函数关系,且随着围压的增加,岩石孔隙度、渗透率逐渐减小;水驱油效率与围压呈指数函数关系,并确定了不同指数的分布范围。     

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.     

流纹岩类火山岩储层物性特征研究

火山岩油气藏储层岩石类型特殊、孔隙结构复杂,在开发过程中其储层物性将会对采出程度产生一定的影响,利用火山岩气田升深2-1井的流纹岩岩心、测井资料,通过对流纹岩岩石物性参数随净上覆岩层压力变化的实验研究,对实验结果进行处理分析,得出了一些有益的结论:该流纹岩岩石孔隙度随净上覆岩层压力呈多项式(三项式)函数变化关系、渗透率与净上覆岩层压力之间的关系满足幂指数关系、储层岩石的压缩系数与净上覆岩层压力之间的关系满足指数关系、岩石密度和孔隙度之间具有很好的线性关系。从而更进一步认识了该流纹岩储层的物性特征,为该特殊岩石气藏的合理开发提供了有利的基础资料。     

超临界CO_2在饱和水多孔介质中扩散系数的测定

多孔介质是CO2地质埋存及CO2驱油过程中的常见载体,在地质埋存及驱油过程中CO2均处于超临界状态.采用一维径向扩散模型模拟超临界CO2在饱和水多孔介质中的扩散,在此模型基础上运用Fick扩散定律得到了超临界CO2在饱和水多孔介质中的扩散方程,结合室内扩散实验,求出扩散系数,并通过改变实验压力和温度研究二者对扩散系数的影响.结果表明,超临界CO2在饱和水多孔介质中的扩散系数处于10-10m2·s-1数量级上.同时,超临界CO2在饱和水多孔介质中的扩散速率均随着温度的增加而增加,随着压力的增加而增加,而且在超临界区域附近受温度、压力等外界物理因素的影响尤为明显.研究结果可用于CO2地质埋存安全性评价及CO2驱油中传质性质的计算.     

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。     

致密气藏边界流晚期定流压产量递减模型研究

开展定容性致密气藏边界流晚期产量递减模型研究，为致密气藏动态分析及指标预测提供理论依据。依托致密气藏渗流机理实验，在致密气藏渗流微分方程描述的基础上，以定容致密气藏边界流晚期拟稳态由定产的生产方式转为定流压生产方式为研究对象，结合物质平衡方程，建立定容致密气藏边界流晚期产量递减微分方程，并推导求解产量递减模型。研究结果表明：（1）与常规气藏相比，致密气藏非达西流压力损耗由3部分组成，为流体内摩擦力、启动压力和紊流效应的消耗，其中，启动压力也是造成二项式产能方程异常的重要原因；（2）因为紊流效应及启动压力的存在，定容致密气藏边界流晚期，时间—产量关系不再遵循Arps递减模型，启动压力梯度和紊流效应对气井产量递减具有减缓作用，当紊流系数和启动压力梯度趋于0时，再以拟平衡时间为时间轴的产量—时间递减曲线遵循指数递减模型；（3）实例分析表明，引入启动压力项可有效消除二项式产能方程异常现象，新模型可以实现气井动态储量、启动压力梯度等地层参数的计算。基于渗流机理的新模型的建立，为致密气藏二项式产能方程异常处理、产量递减主控因素特征提取、地层参数反演以及动态指标求取奠定了理论支撑，具有较强的实用性和前瞻性。     

超临界CO_2在致密油藏中的扩散前缘预测

国内外大部分学者认为超临界CO_2在致密油藏中的扩散是吞吐提高采收率的关键因素之一。通过设计基质-裂缝模型结合压降法搭建了测定超临界CO_2在饱和油岩芯中扩散系数的实验装置,系统研究了压力、储层物性等油藏条件对超临界CO_2扩散系数及浓度分布的影响规律,建立了超临界CO_2浓度场及扩散前缘的预测方法。实验结果表明,超临界CO_2在致密岩芯(0.06 mD)中的扩散系数为10~(-12) m~2/s数量级,扩散系数随着初始注气压力的升高而增大,最终趋于平缓,但在临界压力点附近出现最大扩散系数;扩散系数随基质渗透率和孔隙度增大而增大,随岩芯迂曲度的增大而快速递减。经过900 d扩散,扩散前缘仅前进了0.095 m,因此,在致密油藏CO_2吞吐现场作业周期内忽略扩散作用是合理的。在扩散后期,CO_2浓度梯度越来越小,扩散速度逐渐降低。     

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。     

莺琼盆地高温高压砂岩气藏储层应力敏感性实验

高温高压气藏储层应力敏感性评价对储层在地层温压条件下的真实物性变化特征的正确认识及开发方案的合理设计都至关重要。本文选取莺琼盆地某气田物性不同的3块岩样,在温度140℃、压力2~70 MPa下进行覆压实验,结合压汞和X射线衍射实验,研究孔隙度、渗透率与净上覆压力之间的变化关系。结果表明,孔隙度、渗透率与净上覆压力之间的关系可通过幂函数形式进行良好的表征,且可分为三个阶段,其对应的孔渗参数变化幅度占比约为36:13:1;岩样的应力敏感程度与其基础孔渗无关,与矿物成分及微观结构相关;硬质组分含量越少,孔隙度应力敏感性越强,硬质组分含量越少、喉道半径越小,对应的渗透率应力敏感性越强;在同等条件下,渗透率应力敏感性明显高于孔隙度应力敏感性,二者相差约4~10倍;与常规评价方法相比,以气藏温压条件下的孔渗参数作为起始点而得到的孔隙度和渗透率应力应敏感性将分别降低65%和38%左右。该文为该地区高温高压砂岩储层应力敏感性研究提供了实验支撑。     

地层孔隙压力变化对井壁稳定性的影响研究

受长期注采工程作业的影响,地层孔隙压力将发生大幅度波动,从而导致地层的岩石强度、地应力相对开采初期已发生较大变化,且横向分布更为复杂,进而诱发、加剧井壁失稳,井下复杂状况频发。理论与实验相结合研究了孔隙压力变化对砂岩地层岩石强度及地层坍塌压力的影响,结果表明：（1）岩石强度与地层孔隙压力呈负相关,随地层孔隙压力增大,地层岩石强度、弹性模量呈线性递减;（2）地层孔隙压力变化将影响调整井的井壁稳定状态,压裂、注水、注聚等工程作业导致井周地层孔隙压力增大,将加剧井眼失稳;而在一定限度内,油气的压力衰减式开采将降低地层坍塌压力,利于井眼保持稳定。     

致密砂岩气藏储层孔喉中气体分子运动特征

气藏储层岩石孔喉细小,连通关系极其复杂,研究气体分子在其中的运动特征对于气藏开发工程具有重要意义。通过气体分子运动、多孔介质孔喉特征和实验测试分析,对这一问题进行了研究,结果表明：低渗致密储层岩石孔喉中,气体分子运动表现出黏性流和扩散流两种形态;当地层压力较高时,气体分子平均自由程远远小于岩石孔喉直径,表现出黏性流,对气井产能贡献大;当地层压力较低时,气体分子平均自由程接近甚至大于岩石孔喉直径,表现出扩散流,对气井产能贡献小。在气藏开发过程中,针对渗流场中某一特定位置,气体需要特定能量才能产生有效流动,这种使气体产生有效运动的能量即为气体渗流启动压力。采用了两种实验方法对这一参数进行了测试,一种是经典的流量–压差方法;一种是气藏衰竭开采物理模拟实验方法;对该参数取得了一定程度认识。     

基于温度与压力双重作用的致密储层渗透率定量评价模型

为了建立油气开采过程中,储层渗透率随温度、孔隙压力变化而改变的定量评价模型,假定岩石仅产生弹性变形,根据多孔介质弹性力学理论,推导出岩石孔隙体积和尺寸的应力-应变关系;再应用管流模拟渗流,根据Kozeny-Carman方程得到渗透率随温度、孔隙压力变化的定量计算模型.针对常规渗透率测试存在的问题,改进实验方法,模拟真实储层温度压力条件,开展了岩心力学和渗透率同步实验.研究结果表明,模型计算的渗透率损失与实验测试结果吻和良好.模型适用于裂缝不发育的致密岩石在弹性变形范围内的渗透率定量计算.随着油气采出,孔隙压力下降,导致渗透率减小,而地层温度降低,导致渗透率增大,这两方面对渗透率的影响具有相互抵消的作用.因此,由于温度、孔隙压力变化引起的储层岩石渗透率总体变化很小,一般不超过±2％.     

温度、压力对莺-琼盆地储层岩石物性影响的实验研究

为探讨温度、压力的变化对储层岩石物性的影响,利用高温高压岩石物性参数测试系统对莺-琼盆地中深层砂岩储层岩样进行了气体介质的变温及高温变围压孔隙度和渗透率测试。实验结果表明,莺-琼盆地储层岩石在高温下的热膨胀会造成岩石的孔隙度和渗透率出现轻微下降,热膨胀效应对孔隙度影响很小(变化率3%),对渗透率的影响相对明显(平均变化率8%),且喉道越小,影响越大。在高温条件下(170℃),压力因素引起孔隙度和渗透率的下降幅度要大于单一温度的影响,岩石孔隙度的变化主要受初始孔隙空间大小及泥质含量的控制,而高温条件对岩石的渗透率降低有抑制作用。实验岩石表现出的温度及压力敏感特性主要受岩石刚性颗粒含量及胶结强度的控制。     

致密砂岩油藏注热水降压增注实验研究

为探索致密砂岩油藏注热水降压增注技术,通过室内物理模拟研究了注热水对目标区块黏土矿物水化膨胀、岩石孔隙结构、油水黏度、原油热膨胀性、油水界面张力、油水相启动压力和油水相对渗透率曲线的影响,分析了致密油藏注热水降压增注机理,并评价了不同注热水温度下的降压增注效果。实验结果表明,注热水具有较好的降压增注效果,且注入水的温度越高,注水启动压力越低、峰值效应越弱,降压增注效果越明显;不同渗透率岩芯注热水降压增注效果不同,渗透率越低效果越好;该致密油藏区块最合理的注热水温度为100℃左右。     

高温高压煤复电阻率各向异性实验研究

摘要：电阻率各向异性是影响煤储层电法勘探的重要因素,针对煤样复电阻率各向异性的参数评价,本文对焦作地区煤矿储层沿平行和垂直层理方向分别钻取了煤样,并在高温高压条件下测量得到了相应的复电阻率频谱。为了定量分析温度、压力对煤样复电阻率各向异性的影响,文中建立了煤样不同方向频散参数（界面极化频率、模值频散度、弛豫时间）与温度压力的对应关系,电阻率各向异性系数与温度、压力的对应关系。结果表明：平行层理方向频散参数均与温度、压力呈现良好的线性关系,垂直层理方向频散参数的线性关系不如平行层理方向好;任意方向煤样频散与温度、压力的响应关系都可以用弛豫时间来定量评价;随温度增大各向异性系数增大,随压力增大各向异性系数变化不明显。研究结果可为更精确的定量评价温度、压力对煤储层电各向异性的影响提供实验基础和理论参考。     

高温高压裂缝性碳酸盐岩气藏封缝堵气技术

塔里木盆地塔中北坡奥陶系地层是典型的高温高压气层,气藏钻井工程中常诱发气侵溢流等复杂危害,严重影响了钻井的进度和安全。当前采取的封缝堵气措施面临着超高温高温高压及地层非均质性带来的压力窗口窄、钻井液性能不稳定、封堵材料效果不显著等诸多问题,很难快速高效的一次性形成稳固封堵区。文章以顺南区块为例,分析地质特征及带来的封缝堵气技术难点,考虑高温高压特征对现场井浆的影响,利用人工造缝岩心及封缝堵气实验装置开展评价实验。室内形成高强度复合架桥材料及广谱粒径纤维材料,优选纳米材料,并结合现场井浆对封缝堵气材料体系开展性能评价,体系与钻井液配伍性良好,能够有效封堵气层,储层伤害恢复程度大于90%     

二连盆地致密油形成特征及勘探潜力

二连盆地普遍发育低孔、低渗透性储层,位于洼槽区及构造翼部的下白垩统巴彦花群腾格尔组下段与巴彦花 群阿尔善组顶部特殊岩性段与致密砂砾岩段储层尤为致密,空气渗透率一般小于0.5 mD。巴彦花群腾格尔组下段与 巴彦花群阿尔善组顶部发育含云灰质为特征的特殊岩性段和湖相黏土质泥岩两类优质烃源岩,致密储层与优质烃源 岩构成源储一体或互层状分布,利于油气就近运移成藏。致密储层段孔喉结构复杂,呈低产低压特征;特殊岩性段白 云石含量较高、脆性大,含油性及原油物性较好,利于储层压裂改造。虽然单个凹陷分布规模较小,但总体规模较大, 资源预测结果表明,致密油资源量达到近10×108 t。在今后较长时间内,勘探工作应为致密油与岩性油藏并重。     

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。     

缝洞型油藏氮气扩散系数测定及影响因素

针对塔河缝洞型油藏注氮气提高采收率深层次机理认识有待提高的问题，开展了该类型油藏条件下注氮气扩散系数影响因素的研究，采用压力衰竭法测定了氮气在油相和填充介质中的扩散系数，分析了原油黏度、气体组成、填充类型及流体饱和度对氮气扩散系数的影响。结果表明，氮气在稠油中的溶解度、扩散系数均低于稀油，但压力敏感性高于稀油；氮气中混合二氧化碳促进注入气在原油中的扩散。氮气在垮塌、砂泥和致密等3种常规缝洞油藏填充介质的扩散结果显示，填充介质的致密程度增加，氮气向填充介质内部扩散越困难，且致密介质中氮气的扩散系数达到固体扩散系数的级别（×10^-11 m²/s）；含水饱和度的增加减缓了氮气在填充介质中的扩散。首次测量了氮气在缝洞型油藏高温高压条件（温度>100℃，压力>20 MPa）下原油及填充介质中的扩散系数，并分析了相关影响因素，深化了缝洞型油藏注气提高采收率机理认识，为现场注气应用提供相应的理论指导。     

四川盆地什邡-德阳-广金地区蓬莱镇组致密气藏特征

什邡-德阳-广金区块主体位于四川盆地川西坳陷中段,构造位置位于成都凹陷北、北东部。综合地震、地质、钻井、测井、岩心、测试等资料。研究了蓬莱镇组致密气藏的来源、性质、分布特征、与沉积相的关系、成藏时间、排烃时间以及成藏特征。结果表明,研究区蓬莱镇组天然气主要来源于其下伏的须五段烃源岩,属于正常地温、异常高压环境下形成的不含硫化氢的优质干气;主成藏期大致为K2中期-E1早期,晚侏罗世-早白垩世末为主要排烃期。蓬莱镇组气藏可能是早期深部或中部气藏经构造运动改造后形成的气藏。