利用CT扫描研究低渗透砂岩低速水驱特征

利用CT扫描技术、核磁共振技术(NMR)和恒速压汞,研究了低渗透砂岩岩心微观孔隙结构及低速水驱特征,讨论了束缚水和流速对水驱特征的影响。研究结果发现,低流速情况下由于沿程阻力差异较小,岩心内部产生类活塞式驱替,油水界面十分清晰,两相区域十分狭窄,含水饱和度剖面十分陡峭且几乎与运动方向垂直。在低速驱替过程中,水相直接通过大孔隙而把大量的剩余油封闭在中小孔隙当中,而且一旦注入水突破,靠增加注入速度及注入时间无法降低剩余油含量。这是因为岩心高孔喉比使得卡断和绕流效应增强,导致采出程度非常低下。与无束缚水相比,束缚水的存在改善了油相的流动性,且类活塞式驱替使得稳定的隔断无法形成,从而提高了驱油效率。     

微裂缝超低渗储层的应力敏感实验研究

为了评价应力敏感对微裂缝超低渗透储层渗流的影响,采用微波炉加热方法,制备热应力微裂缝超低渗岩心(钻井取心很难取到微裂缝岩心),近似模拟实际成岩、沉积过程中形成的微裂缝;通过微裂缝岩心的应力敏感性室内实验,进行应力敏感性评价。结果表明:制造的微裂缝能够近似地模拟地层在成岩、沉积过程中形成的微裂缝;微裂缝岩心的渗透率应力敏感滞后程度不明显,应力卸载后渗透率恢复程度高,不存在强应力敏感;对岩石进行应力敏感性评价时,应以地层压力条件下的渗透率为初值,否则会夸大岩石的应力敏感性;在微裂缝低渗透岩心中,随着微裂缝所占导流能力的增加,微裂缝岩心的渗透率滞后恢复程度越高;应力敏感性对微裂缝超低渗储层的产能影响很小。     

利用CT技术的超低渗岩心油水驱替特征研究

超低渗透油藏CT扫描技术能够观察水驱油过程中不同时刻各流体饱和度在岩心中的分布,以及驱替后残余油分布。通过CT扫描技术在模拟超低渗透储层水驱油过程中,测定不同时刻岩心流体饱和度,观察岩心内部油水两相饱和度变化和分布,分析水驱特征。发现在致密且孔喉分布相对均匀及毛管压力显著的岩心中,水相饱和度前缘剖面变化十分陡峭,岩心内部水相饱和度以类似"活塞"式向前驱替。水相突破后岩心内各断面上饱和度分布不再发生较大变化,岩心出口端面不再产油,驱替相水与被驱替相油之间油水共渗区极其狭窄。对于超低渗透岩心,产生"活塞"式驱替的临界端点流度比为0.029 55~0.211 35。     

孔隙压力对微裂隙低渗透介质变形的影响实验研究

应力敏感作用对低渗透储层的渗流有重要的影响。为了明确微裂隙低渗透储层的应力敏感特征,首先分析了储层的变形机理;然后通过改变孔隙压力实验,模拟测定微裂隙低渗透储层的应力敏感特征;最后分析了应力敏感对生产的影响。研究表明:超低渗透研究区微裂隙比较发育,使其储层砂岩具有应力敏感特征;渗透率模数能够较好的描述研究区的介质变形特征;孔隙压力降低,超低渗透岩心渗透率下降幅度远远高于其它各类储层岩心,表明油藏开发过程中,超低渗储层介质变形非常严重。随着生产压差增大,超低渗介质变形油藏单井产能随之增加,油井开采过程中,选择合理的生产压差是减小介质变形对油井产能造成伤害的关键。     

华庆超低渗透油藏压裂水平井适应性分析

针对目前华庆油田压裂水平井开发效果不理想的状况,以白豹地区为例建立实际地质模型,并在此基础上,评价工区压裂水平井开发的储层情况,优选水平井开发层位,研究储层渗透率、储层厚度、渗透率各向异性等储层参数对开发效果的影响,优化水平段长度、裂缝间距、裂缝半长、裂缝导流能力等施工参数。结果表明:华庆油田长63储层满足压裂水平井开发的适应性评价指标。考虑华庆油田储层实际情况,压裂水平井水平段长度最佳范围800—1 200 m,裂缝间距77 m,裂缝半长150 m,裂缝导流能力在15μm2·cm到20μm2·cm之间。模拟结果对于华庆油田压裂水平井开发具有一定的指导意义。