高孔低渗碳酸盐岩可动流体T_2截止值实验研究

利用核磁共振岩样分析技术确定高孔低渗碳酸岩可动流体T2截止值.结合离心实验,确定高孔低渗碳酸岩标定T2截止值的最佳离心力为2.76 MPa,此离心力同时也是对应储层可动用流体离心力的下限值,在该离心力下,对22块具有代表性的高孔低渗碳酸岩岩心进行离心,获得高孔低渗碳酸岩岩心的T2截止值为63.6 ms.利用此批岩心的T2截止值与孔隙度、渗透率进行对比,发现T2截止值与孔隙度没有相关性,与渗透率的相关性较低.     

致密砂岩可动流体及核磁共振T2截止值的实验研究

国内外做了大量砂岩岩心T2截止值离心标定实验,适宜采用100 psi离心力作为低渗透砂岩最佳离心力来标定T2截止值,但在致密砂岩中0.69 MPa的离心力已不再适用。通过实验分析12块致密砂岩岩心含水饱和度在不同离心力(离心力分别为0.34、0.69、1.03、1.38、1.72、2.07 MPa)下的变化情况得出采用1.38 MPa离心力作为最佳离心力,并通过30块致密砂岩岩心在1.38 MPa的离心力下标定致密砂岩的最佳T2截止值为8 ms左右。     

黄河口凹陷相渗曲线构建方法及其应用

针对岩心实验成本高、非均质差异及数据量有限,难以大范围获取及使用相渗数据的难题,根据黄河口凹陷相渗实验数据特征,通过对数据归一化处理,引入反映储层孔隙结构差异的特征指数λ对归一化数据进行特征值提取,通过特征指数消除孔隙结构差异等因素,使得不同相渗曲线变化规律趋于一致,进而拟合相对渗透率与含水饱和度之间关系,构建出黄河口凹陷相渗曲线。结果表明,特征指数λ与束缚水饱和度具有很好的相关性,构建的油、水相渗曲线与黄河口凹陷实验数据吻合度较高。在缺少相渗实验数据时,该方法可以作为估算油水相对渗透率的有效方法。     

离心毛管压力曲线表征及应用

回眸了利用离心毛管压力曲线实验数据,确定岩石的孔隙大小分布,分析岩石的单相流体流动特性,在室内快速评价油井工作液对储层的损害,确定润湿性和驱替能量,计算绝对渗透率和相对渗透率方法。用三参数双曲线方程拟合离心毛管压力实验数据,采用最小二乘法求解,获得毛管压力曲线解析表达式及其积分表达式和微分表达式,可拟合各类毛管压力曲线整个数据范围,便于曲线微分、积分、,准确计算岩心的入口饱和度,光滑实验数据、进行曲线外推求阈压。     

核磁共振T2谱法估算毛管压力曲线综述

用油藏实测NMRT2谱换算毛管压力曲线,首先需正确确定T2截止值,将T2谱划分为束缚流体T2谱和可动流体T2谱,然后对可动流体T2谱进行烃影响的校正,校正后的可动流体T2谱加上束缚水T2谱获得SW为1条件下的T2谱,然后用换算系数κ将T2谱直接转换成毛管压力曲线。经大量岩心分析和实际NMR测井数据试验表明,碎屑砂岩油藏NMR测井T2分布数据估算毛管压力曲线方法可靠,与岩心压汞毛管压力曲线吻合,其精度相当于常规测井解释。应用这一方法换算的毛管压力曲线可用于确定含油(气)深度范围的饱和度—高度关系,确定油藏自由水面位置。     

中东碳酸盐岩核磁共振实验研究

为更好地指导中国中东项目的顺利进行,利用核磁共振岩心分析技术对中东HF碳酸盐岩油田可动流体百分数和可动流体孔隙度进行了全面分析。对比了中东和国内大型油田的可动流体孔隙度特征。研究表明:不同渗透率碳酸盐岩T2截止值不尽相同,并且与部分石油公司推荐的90 ms有较大的差别。可动流体百分数和可动流体孔隙度与孔渗具有较好的正相关关系,其中可动流体孔隙度比可动流体百分数更能体现中东碳酸盐岩含量特征。通过对比,国内油田稍逊色于中东碳酸盐岩油田。通过CT以及恒速压汞岩心实验详细分析了可动流动含量特征的根本影响因素。     

川中侏罗系致密油储层可动流体实验

为了分析四川盆地川中侏罗系致密油储层的流体可动用性,从常规储层研究思路入手,应用核磁共振技术对致密油储层岩样进行可动流体测试.实验结果表明:致密油储层岩样进行离心实验时的最佳离心力为2.87 MPa;致密砂岩和致密灰岩岩样的可动流体T2截止值分别平均为4.25 ms和11.54 ms,可动流体饱和度分别平均为51.92%和15.24%;可动流体饱和度与孔隙度、渗透率的相关性均很好,达到了0.90以上;致密油储层可动流体主要分布在喉道半径介于0.1~0.5μm的喉道控制的小孔隙中.研究结论表明:致密油储层的可动流体含量很低且主要分布在小孔隙中,其流体可动用性很差,开发难度很大.     

低渗火山岩气藏可动流体百分数及其影响因素

针对火山岩储层成岩机制与常规沉积储层差异大、岩性种类繁多、储层孔隙结构复杂等特点,综合使用离心
实验、核磁共振、恒速压汞及CT 成像等实验技术,对大庆徐深、吉林长岭和新疆滴西3 个火山岩气田可动流体百分数
及其影响因素进行了对比研究。实验结果表明,气水离心标定低渗致密火山岩气藏可动流体百分数使用的离心力应
为2.76 MPa,不同渗透率级别火山岩储层可动流体微观分布规律具有明显差异,渗透率越大,较大喉道控制的可动流
体比例越大,气藏开发难度越小,渗透率越小,较大喉道控制可动流体比例越小,0.100 mD 是可动流体微观分布规律
发生明显变化的临界渗透率。108 块岩芯可动流体百分数平均值为23.62%,长岭气田可动流体百分数最大,滴西气田
可动流体百分数最小。CT 成像与恒速压汞实验结果表明,孔喉大小及其匹配关系和裂缝发育程度是影响火山岩储层
可动流体百分数大小的主要因素。     

火山岩束缚水饱和度核磁共振测量方法

束缚水饱和度是油气储层计算储量、分析产出流体类型的关键参数.火山岩储层具有岩性多样、孔隙结构复杂、非均质性强等特点,必须通过对全直径岩心进行分析,才能获得比较准确的束缚水饱和度.常规方法分析全直径岩心束缚水饱和度,存在测试周期长、样本难以获取以及可能产生黏性指进等问题.采用核磁共振技术结合离心实验技术,用小岩心测量得到的可动流体T<,2>截止值标定全直径岩心T<,2>谱,进而得到全直径岩心束缚水饱和度的实验新方法,解决了常规方法测试存在的问题.对比核磁共振方法与驱替实验所得全直径岩心束缚水饱和度.结果表明,对均质性较好、不含裂缝或微裂缝的火山岩岩心,核磁共振方法与驱替实验测量得到的结果吻合较好;对含有裂缝或微裂缝的火山岩岩心,核磁共振方法由于避免了指进现象,测得的束缚水饱和度不受裂缝、微裂缝的影响.     

低渗火山岩气藏可动流体T2截止值实验研究

使用核磁共振岩样分析技术与离心实验,确定出吉林、大庆和新疆3个地区低渗火山岩气藏储层标定可动流体T2截止值的合适离心力为2.76MPa,该离心力同时也是储层可动用流体对应的下限离心力。对3个地区102块不同岩性火山岩岩芯核磁实验研究表明：低渗火山岩气藏储层可动流体T2截止值分布范围很宽,不同地区和不同岩性火山岩储层T2截止值差别很大,102块岩芯T2截止值平均值为49.31ms,大于低渗砂岩但小于碳酸盐岩储层T2截止值;低渗火山岩T2截止值随岩芯渗透率的变化差异较大,与储层孔隙空间类型及孔喉连通性等因素密切相关。3个地区火山岩储层T2截止值从大到小依次为大庆、吉林和新疆火山岩,其中大庆流纹岩T2截止值平均值最大并且分布范围最宽,新疆玄武岩和安山岩最小。     

基于核磁共振和压汞实验的储层束缚水饱和度计算方法

 为了准确计算新疆某地区砂岩储层的束缚水饱和度,从6口井中分别选取142块砂岩样品进行了核磁共振实验和压汞实验测量。根据核磁共振实验结果,采用T2谱面积比值法、称重法、谱系数束缚水截止值（SBVI）法和统一T2截止值法分别求取束缚水饱和度,认为称重法和T2谱面积比值法更佳,适用于建立研究区储层的束缚水饱和度模型。在核磁共振实验基础上,考察了压汞实验所得到的束缚水饱和度的适用条件,结果表明：对于孔隙度小于15%、渗透率小于1×10-3μm2的样品,6.897×10-3MPa的驱替压力可以将可动水驱替干净,在压汞实验得出的毛管压力曲线上所对应的此驱替压力下的含水饱和度为实际的束缚水饱和度;对于孔隙度大于15%、渗透率大于1×10-3μm2的岩样,6.897×10-3MPa的驱替压力可将部分束缚水驱出,此驱替压力下的含水饱和度不是实际的束缚水饱和度。对于中、高、孔渗储层,利用储层油水密度差所产生的浮力等于毛细管压力这一条件,在纯油层段转化成合适的储层驱替压力,在毛管压力曲线上读取此驱替压力下的含水饱和度即实际的束缚水饱和度。     

考虑储层参数时变的相对渗透率曲线计算方法

针对目前水驱油藏相对渗透率曲线计算方法未能考虑储层参数时变的问题,开展了理论研究。基于新型的近似理论水驱曲线,推导建立了油相指数、水相指数、残余油饱和度下的水相相对渗透率等相对渗透率曲线关键参数的数学表征公式,同时结合残余油饱和度计算方法,构建了一种广泛适用的考虑储层参数时变效应的油水相对渗透率曲线动态计算方法,可直接根据生产数据计算长期水驱后的油藏相对渗透率曲线。应用实例表明,新方法求得油水相对渗透率曲线可有效反映油藏动态规律,为油田可采储量标定、剩余油分布规律研究、特高含水期油藏数值模拟历史拟合等提供了理论支持。     

页岩储层岩芯核磁共振响应特征实验研究

 系统研究致密页岩储层核磁共振响应特征对于将核磁共振技术应用于该类油气资源开发具有重要的基础指导作用。综合使用核磁共振、气水离心等实验技术研究了页岩核磁共振T₂谱响应特征、核磁孔隙度、可动流体T₂截止值及岩石比表面分布等储层特征。研究结果表明,页岩T₂谱可以分为3种类型,即单峰T₂谱、含有孤立右峰的双峰T₂谱及左、右峰连续分布的双峰态T₂谱,页岩绝大多数T₂弛豫时间小于10ms,储层中裂缝孔隙约占总孔隙空间的9.16%。基于核磁共振T₂谱计算的页岩比表面主要分布在3.59—80.51μm^-1。页岩核磁孔隙度普遍小于水测孔隙度,平均误差约为22.33%,其与黏土孔隙、裂缝孔隙发育等因素有关。结合气水离心实验结果,计算得到页岩储层核磁共振可动流体T₂截止值分布在3.87—16.68ms,平均值为8.29ms,储层基质岩石游离气饱和度平均值约为9.72%。     

基于离心法的油驱水和水驱油核磁共振分析

为了研究流体可动用性和评价水驱开发效果,通过高速离心的方法,对3类不同渗透率级别的岩样进行油驱水和水驱油实验,并借助核磁共振技术对2种驱替过程进行分析.分析得出,15块岩样可动流体T2截止值分布在8.03～41.06 ms,平均31.55 ms,可动流体饱和度分布在51.21%～75.92%,平均为68.19%.结合油驱水离心实验和核磁共振技术可以较好地评价流体可动用性.15块岩样水驱采出程度分布为39.23%～72.09%,平均为57.08%,证明了利用离心法进行水驱油是可行的,结合水驱油离心实验和核磁共振技术可以较好地分析水驱油孔隙动用规律和评价水驱开发效果.     

用J函数提高致密砂岩气层饱和度测井评价精度

低孔渗致密砂岩储层具有孔隙度小、孔隙结构复杂,泥质含量高、束缚水饱和度大等特点。该类储层阿尔奇岩电参数m、n值变化大,电阻率与流体关系复杂,很难用电阻率测井资料据阿尔奇公式求准含气饱和度。通过对致密储层岩样毛管压力曲线形态分类,统计不同毛管压力曲线形态类型的物性特征,最终按孔隙度范围分类建立J函数与饱和度的统计关系。实际应用结果表明,该方法与阿尔奇变m指数法相比计算精度可提高1倍,与孔渗指数方法相比精度也显著提高,且能反映气水界面附近饱和度的变化趋势;为准确求取低孔渗储层饱和度提供了切实可行的测井评价方法,克服了低孔渗储层难以求准饱和度的技术难题。     

低渗砂岩非稳态相对渗透率曲线计算的修正方法

大量的岩心相对渗透率实验表明,低渗储层岩心的相对渗透率测定实验是比较困难的,由于低渗储层岩心孔喉尺寸小,油水在其中的流动相当复杂,岩心出口端流动呈非连续流动,使得产量数据的记录误差较大。根据这样的数据计算出的相对渗透率曲线就会出现很多异常情况,所以有必要对产量数据进行校正。本文根据束缚水饱和度、残余油饱和度、总产液量保持不变对产油量曲线进行光滑处理。本文对非稳态法测得的油水相渗进行了修正,使得修正后的相渗曲线可以用于数值模拟等计算。     

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。