定边油区长7储层测井渗透率解释模型优化

定边油区长7储层属于低孔低渗储层,受微观孔隙结构复杂且存在微裂缝的影响,在岩心孔渗实验数据中,相同孔隙度数值的岩心渗透率数值相差1至2个数量级,采用该岩心数据拟合的渗透率-孔隙度关系曲线相关度不高。为提高测井渗透率计算准确性,首先应用反映储层微观孔隙结构的毛管压力曲线数据建立储层分类标准,再应用实际岩心测试数据建立储层品质指数与微观空隙特征参数间的拟合关系(二者具有良好的相关性),从而得到依据储层品质指数的储层分类标准。最后,按照储层品质指数对取芯储层进行分类,并建立各类储层的渗透率解释模型(渗透率-孔隙度关系拟合曲线)。依据测井资料分类解释结果,应用对应渗透率解释模型计算,以达到测井渗透率计算优化的目的。优化后的渗透率解释模型计算结果更符合定边油区长7储层地质实际。     

低渗致密油藏适度温和注水技术研究与矿场实践

为解决低渗致密油藏注水过程中,水相沿着裂缝水窜水淹、基质原油难采出、水驱采收率低等技术难题,以鄂尔多斯盆地延长组长₆储层为研究对象,开展驱替速度对水驱采收率影响的驱替实验并进行核磁测试分析,建立考虑毛管力的非稳态油-水两相水驱前缘推进数学模型,形成适度温和注水强度优化图版。结果表明,水驱油过程存在最佳驱替速度使得水驱采收率最大,实验中最佳驱替速度为0.06~0.08 mL/min。以延长油田ZC区块为例,调整注水强度为0.85~1.20 m³/（d·m）,采油泵沉没度控制在100~150 m,技术应用后水驱采收率从20%提高到24%。适度温和注水技术对低渗致密油藏提高采收率效果显著,研究成果为类似油藏高效注水开发提供了借鉴。     

低渗透油藏压裂选层方法研究及应用

受油藏属性的限制,Q油田大批次的井需要压裂,部分井进入了二次或者二次以上的压裂,所以压裂选层已经成为该油田的重要工作.为了避免传统压裂选层的经验性和主观性,依据多口压裂井的效果与压裂参数间关系,应用层次分析法(AHP)建立起了适合Q油田的压裂选层模型.通过模型求解与实际应用给出了选层方法,并对候选层段进行了优劣排序,定量判断合适的压裂层段.研究成果可为Q油田压裂选层工作做出重要指导意义,减少人为的主观因素,提高选层的准确性和时效性.     

注入压力对CO2驱气窜影响规律及裂缝封堵研究

为了确定注气压力对CO₂驱油过程中气窜的影响规律，结合矿场实际情况，设计不同注气压力方案，测试不同注气压力下的窜逸时间，得出注气压力与CO₂窜逸速度、采出程度的变化规律。实验结果表明，注入速度、基质渗透率、裂缝大小及宽度是影响注入压力主要因素，合理的注入速度是控制注入压力的关键。注入速度越大，注入压力越大；裂缝越大，注入压力越低；基质渗透率越大，注入压力越小，在此基础上优选淀粉体系合理注入速度为0.2 mL/min。通过岩芯造缝模拟实验可知，气体的波及体积受储层裂缝影响严重，当级差大于1 000时，采出程度小于1%，优选了高强度凝胶体系为：淀粉4%+单体4%+交联剂0.05%+成胶控制剂0.18%，该凝胶体系强度高，成胶时间在8~20 h、性能稳定能够能够有效封堵住裂缝，封堵裂缝后采出程度可达19%，有效扩大了CO₂驱的波及体积。     

致密砂岩储层水平井开发地质下限研究——以鄂尔多斯盆地L区块盒8储层为例

为了明确鄂尔多斯盆地L区块盒8储层水平井开发地质下限,寻找适合水平井高效开发有利区,采用经济极限产量法,利用水平井单井投资成本、气井产气量等参数,对研究区水平井进行经济评价,并与致密砂岩储层实际地质特征相结合,建立适合鄂尔多斯盆地L区块水平井有效开发的储层厚度、物性、含气性和电性下限标准,为致密砂岩气藏水平井高效开发提供依据。结果表明:研究区经济极限渗透率为0.28×10~(-3)μm~2,经济极限孔隙度为8.85%,含气饱和度下限为53.4%,声波时差下限为230μs/m,电阻率下限为29.5Ω·m,密度下限为2.55 g/cm~3,泥质含量下限为14%。     

基于微流控模型的致密油藏微观渗吸机制试验

针对目前岩心渗吸周期长、计量不准确且现有微观模型参数设计未涉及到致密储层典型喉道尺寸等问题,设计考虑不同喉道尺寸、孔隙形状、孔喉比、喉道与孔隙连接位置、配位数玻璃制成的喉道和孔隙双深度及硅-玻璃制成的均深刻蚀微流控模型,并通过高温氧化硅镀层实现流道内部润湿性一致,开展蒸馏水-油、油-异丙醇-蒸馏水型体系的一系列渗吸试验。结果表明：喉道中存在薄膜流动,且薄膜流动速度远快于渗吸弯液面移动速度,不规则渗吸界面是由喉道内表面粗糙度引起的,薄膜流动对孔喉渗吸效果影响显著;渗吸早期,宽喉道对于渗吸作用的贡献远大于窄喉道,润湿性增加有利于润湿相向扩径区域渗吸;薄膜流动避免了润湿相在喉道中的卡断现象,而是以间断薄膜流动形式继续向出口流动;较小的润湿角和迂曲度有利于渗吸作用,渗吸的距离更远,渗吸前缘更为均匀,配位数、孔隙形状及大小对渗吸影响较小,主要受孔隙与喉道接触位置的开口大小决定,润湿性决定渗吸在各种孔喉结构下的整体效果。     

延长油田长7致密油储层流体可动用性特征

为准确评价延长油田长7致密油储层流体可动用性,利用核磁共振结合高速离心对延长油田长7致密油储层T2截止值进行标定,对可动流体百分数和不同级别大小孔隙中流体控制量进行深入分析。对比了中国典型致密油区的可动流体百分数分布特征。通过CT、高压压汞、恒速压汞,从微观孔隙结构角度详细分析了流体可动用性的内在控制因素。研究表明:延长油田长7致密油储层饱和水状态T2图谱可分为4类,T2截止值介于1.7~11 ms之间。可动流体主要来自亚微米空间,储层60%以上的流体控制于纳米级空间。0.05×10-3μm2以下储层可动流体百分数低于30%,储层难以动用。延长致密油可动用性好于大庆和大港致密油储层。储层致密是影响储层流体可动用性的关键因素。     

鄂尔多斯盆地长7页岩储层长岩心注水实验

为了探索页岩储层有效注水方式，采用鄂尔多斯盆地长7页岩露头分别制作长度近100cm、直径近10cm长岩心12个，通过室内实验研究了长岩心连续注水、脉冲注水、不稳定注水、周期注水、水平井注水吞吐及常规井注水吞吐的采出情况。结果表明，在相同的采出程度下，连续驱替含水率最高，间注间采的周期注水方式含水率最低；最终采出程度间注间采的周期注水方式最高，为35.24%，连续注水最低，为28.35%。在相同轮次下，注入压力越高，注水吞吐采出程度越高，最高值为5.08%；在一定吞吐压力下，第一轮次采出程度最高，随着轮次增加，单轮次采出程度大幅下降，第三轮次降幅可达82.61%；水平井注水吞吐效果优于常规井注水吞吐。较高的注水压力，有利于获得较高的采出程度；压力变化幅度大有利于启动微小孔隙中的原油，提高原油采收率。注水吞吐由于缺乏能量连续补充，采出程度比周期注水低约30%。