岩心油水两相渗流启动压力梯度实验研究

为了搞清油藏储层油水两相渗流启动压力梯度特点及其影响因素,对不同渗透率岩心水驱油两相渗流的启动压力梯度进行了室内实验测定,根据实验现象和实验结果,分析了产生启动压力的岩心孔隙内部的阻力效应。研究结果表明：气体渗透率小于50×10-3μm2的低渗岩心具有较大的启动压力梯度,且随渗透率降低,启动压力梯度快速增加,岩心内含水饱和度越高,启动压力梯度越大;气体渗透率大于50×10-3μm2中高渗岩心启动压力梯度随渗透率变化不大,且数值较小,随岩心含水饱和度增加而降低;产生启动压力的阻力效应大小和岩石的润湿性、毛管压力、微观孔隙的油水分布状态、固液界面张力及孔喉半径有关。对于低渗透油藏,岩心的润湿指数越大,含水饱和度越高,固液界面张力越大,所产生的油水两相阻力效应越大,岩心启动压力梯度就越大。     

鄂尔多斯盆地长7致密油储层二氧化碳驱油实验

鄂尔多斯盆地长7致密油储层具有致密和低压的特征,采用常规注水开发存在采收率低的问题,从而制约了致密油的开发效果。针对鄂尔多斯盆地长7致密油储层注水开发采收率低的问题,基于CO_2驱油细管实验、原油流变性测试实验、CO_2浸泡岩心实验以及岩心驱替实验,并结合润湿接触角测试方法和核磁共振成像技术,研究了长7致密油储层CO_2驱油的增产机理。研究结果表明:长7致密油最小混相压力为23.9 MPa,在长7致密油储层CO_2驱过程中,注采井间CO_2非混相驱占主导,在注入井附近局部区域可能出现混相驱;在地层温度压力(75℃,18 MPa)条件下,未溶解CO_2原油的黏度为8.87 mPa·s,溶解CO_2的原油黏度为7.99 mPa·s,其黏度降低幅度为9.9%;CO_2水溶液浸泡24 h后,长7致密砂岩的润湿接触角从66.1°降低到54.0°,亲水性增强;水驱致密砂岩岩心的驱油效率为47.2%,CO_2的驱油效率为71.5%,较水驱提高驱油效率24.3%,且致密砂岩渗透率越高CO_2驱油效果越好。实验证明CO_2驱可以显著提高长7致密油储层的驱油效率,是长7致密油高效开发的重要技术。     

鄂尔多斯盆地长7致密油启动压力梯度变化规律研究

针对致密油岩心驱替实验时常规压差流量法,流量和压力误差较大的问题,提出采用低压定压装置作为压力源进行驱替、光电式微流量检测计计量流量的新方法。实验结果表明:单相水启动压力梯度和束缚水状态下油启动压力梯度都随气测渗透率的降低而增大,且在相同渗透率条件下,束缚水状态下油启动压力梯度大于单相水启动压力梯度;对于储层渗透率介于(0.1~0.3)×10-3μm2的长庆油田下一步稳产致密油资源,单相水下的拟启动压力梯度平均值为0.31 MPa/m,真实启动压力梯平均值为0.18 MPa/m,启动压力梯度为渗透率大于0.3×10-3μm2的储层相应启动压力梯度的10倍以上;束缚水下的拟启动压力梯度平均值为3.19 MPa/m,真实启动压力梯平均值为0.58 MPa/m,启动压力梯度为渗透率大于0.3×10-3μm2的储层相应启动压力梯度的5倍以上,掌握致密油启动压力变化规律对于制定合理的开发技术政策有至关重要的意义。     

微裂缝岩心启动压力梯度实验研究

为了研究微裂缝对低渗、特低渗储层非线性渗流规律的影响,使用渗透率接近的天然裂缝岩心、人造裂缝岩心、无裂缝岩心进行了室内渗流实验。研究结果表明:岩心渗透率接近时,微裂缝的存在会大幅降低岩心的真实启动压力梯度,降低不可动流体比例,但是对拟启动压力梯度数值影响较小,同时微裂缝减小了流体流动过程中贾敏效应的影响,使得通过实验数据拟合的启动压力梯度幂函数幂指数更接近-1,此指数大小受孔喉非均质性控制,影响启动压力梯度预测准确性。     

特低渗油藏油气两相启动压力梯度研究

目前,国内外对启动压力梯度的研究主要集中在油水两相中,对于油气两相启动压力梯度研究很少.用特低渗透油藏的天然岩心,通过实验研究了不同流体,不同介质及不同注气条件下气驱油启动压力及其变化规律.研究结果表明:油气两相启动压力梯度随渗透率的增加而降低,与流体的流度呈半对数直线关系;随含油饱和度的降低而增加;有效应力对启动压力梯度影响很大;启动压力梯度随着回压的增加而降低,但幅度不大.     

致密-低渗透油藏两相启动压力梯度变化规律

致密-低渗油藏油水两相渗流时存在启动压力梯度,导致基质中剩余油和残余油的驱动非常困难,水驱开采效果普遍较差。为了确定致密-低渗储层两相启动压力梯度变化规律,通过物理模拟方法研究了一维水驱油过程中两相启动压力梯度与平均含水饱和度之间的关系,并分析了两相启动压力梯度的形成原因。结果表明,两相启动压力梯度随平均含水饱和度增大先升高后降低,在油水前缘位于出口端附近时达到最大值;两相启动压力梯度最大值与岩心气测渗透率呈良好的幂函数关系,渗透率越低两相启动压力梯度最大值上升速度越快;同一岩心中两相启动压力梯度远大于原油启动压力梯度。可见致密-低渗油藏水驱过程中两相启动压力梯度随着油水前缘运移先增大后减小,同时油水间毛管力是两相启动压力梯度形成的主要原因。     

致密性储层物性特征及启动压力梯度规律研究

新疆吉木萨尔盆地芦草沟组是近年开发的致密储层,储层的基础物性特征及启动压力梯度资料十分匮乏,需要进行深入研究。通过铸体薄片技术、常规压汞法、氦孔隙计法、压差-流量法等技术手段对该致密储层岩样的孔隙特性、粒度、渗透率、润湿性等物性及启动压力梯度进行了研究。结果表明：该致密储层岩石主要由颗粒半径小于0.06mm的砂岩、粉晶云岩等组成;孔隙类型以晶间孔、粒内溶孔为主,同时含有少量的剩余粒间孔和收缩缝。储层储集空间主要是纳米级的孔喉,79%的孔隙度小于10%,82%气测渗透率小于0.1×10_-3μm₂,属于低孔、超低渗致密储层;润湿性以中性湿为主;压力梯度测试表明该致密储层具有较高的启动压力梯度,且与渗透率呈良好的幂率关系。通过上述研究,对该致密储层的物性特征和启动压力梯度有了清楚的认识,为油田制定开发方案,确定合理的生产压差提供了理论支持。     

致密砂岩气藏束缚水饱和度变化特征研究

利用岩心流动实验、毛细管及束缚水膜理论模型研究了不同温度、驱替压力条件下的束缚水饱和度变化特征。研究结果表明,温度、驱替压力对束缚水饱和度具有重要影响,温度越高、驱替压力越大,致密砂岩束缚水饱和度越低。忽略温度等条件可能导致束缚水饱和度测定值误差较大,因此,准确测定束缚水饱和度应考虑实际地层温度并选择合理的驱替压力。     

致密油藏流体渗流规律实验研究

采用光电微流量计实现了微细流量的精确测量,建立了一套致密油藏岩心渗流曲线测试方法,分析了喉道半径、微裂缝和流体性质对致密油渗流规律及启动压力梯度的影响。研究结果表明:岩心由不同级别的喉道组成是致密油产生非线性渗流的本质,真实启动压力梯度与最大喉道半径具有较好的幂律关系,拟启动压力梯度和平均喉道半径具有较好的幂律关系;与基质型岩心相比,含微裂缝岩心的真实启动压力梯度和拟启动压力梯度都有所降低,真实启动压力梯度降低的幅度大于拟启动压力梯度;与模拟地层水相比,利用模拟油得到的真实启动压力梯度和拟启动压力梯度都有所增大,渗透率越低,不同流体介质得到的真实启动压力梯度和拟启动压力梯度差异越显著。     

低渗透油藏油水两相启动压力梯度变化规律研究

低渗油藏单相渗流启动压力梯度目前已进行了大量研究,但油水两相启动压力目前研究很少,没有明确的结论.较系统地研究了两相启动压力梯度产生原因及变化规律,从启动压力梯度定义出发研究了两相启动压力梯度的测定方法.用胜利油田天然低渗岩心测定了不同渗透率岩心油水两相启动压力梯度与含水饱和度的关系,通过数据回归建立了油水两相启动压力梯度与渗透率、饱和度之间的经验关系式.实验结果表明:油水两相同时渗流时,两相的启动压力梯度相等,随含水饱和度的增加而呈线性降低的趋势,并且渗透率越低的岩心,降低的趋势越明显.建立了根据岩石的物性预测研究区块两相启动压力梯度的经验方法.     

低渗透砂岩渗流启动压力梯度

为了研究低渗透砂岩的启动压力梯度,设计了一种非稳态渗流中测量压力的试验方法。岩心中形成稳定渗流后,关闭驱替泵,测量岩心封闭端的压力衰减曲线。建立了考虑启动压力梯度影响的一维低渗透岩心中液体不稳定渗流的数学模型。用数值有限差分的方法进行求解。封闭端压力衰减曲线的试验结果和理论计算结果吻合较好,从而验证了试验方法和数值模型的可靠性。试验结果表明,启动压力梯度与岩心的气测渗透率之间并不存在负相关的关系;同一块岩心在初始稳定渗流速度大的情况下,岩心的启动压力梯度小。这与产生启动压力梯度的机理的边界层理论解释相符合。     

致密砂岩气藏渗流机理及开发技术

致密砂岩气藏具有相对复杂的渗流规律,明确其储层条件下的渗流机理有利于制订合理、有效的开发方案。通过总结国内外相关的研究成果,并有针对性地进行了补充实验研究,取得了致密砂岩气藏渗流机理的一些新认识:1实际生产过程中,由于受到孔喉半径较小、废弃地层压力较高的限制,无需考虑其滑脱效应和高速非达西渗流对渗流特征及开发效果的影响;2其阈压梯度和应力敏感程度随着储层渗透率的降低而增大,随着储层含水饱和度的升高而增大;3压力梯度可以显著的影响气水两相的渗流能力,随着压力梯度的增大,气相相对渗透率逐渐降低,水相相对渗透率逐渐升高。基于渗流机理的认识和美国致密砂岩气藏的开发情况,总结了有效的开发技术对策:大型水力压裂技术、井网加密技术、小井眼钻井及欠平衡钻井技术、控压开采技术。     

玛湖1井区乌尔禾组致密砂砾岩储层物性特征研究

新疆油田玛湖凹陷现为世界储量最大的砾岩油藏,玛湖1井区乌尔禾组是其开发的主力层位之一.致密砾岩油藏孔喉结构复杂,基础物性特征不同于常规储层,需要深入研究.通过岩石薄片、激光衍射、高压压汞、压差-流量法驱替等方法研究了该储层孔隙、粒度、启动压力梯度等物性特征.结果表明:致密砂砾岩储层粒度以2～10 mm为主,黏土矿物以伊蒙混层为主,具有潜在的强水敏性;孔隙类型主要为剩余粒间孔、粒内溶孔,含有微裂缝,按照压汞曲线可分为三类储层:Ⅰ类排驱压力较低,存在集中分布的微米级孔喉,Ⅱ类排驱压力中等,微米级与纳米级孔喉均有分布,Ⅲ类排驱压力较高,主要发育纳米级孔喉;拟启动压力梯度和渗透率呈现良好幂函数关系,相同渗透率下致密砾岩储层较砂岩储层启动压力更高,且随渗透率增加其差异有减小趋势.研究结果对该储层物性与启动压力有了清晰的认识,为玛湖致密储集层合理、高效开发提供了理论依据.     

致密砂岩储层近井区启动压力梯度的存在原因探讨

研究了低渗透油气藏近井区启动压力梯度的存在原因.以安塞油田王窑区致密砂岩储层为例1,在对岩心进行渗透率与有效压力实验的基础上,研究了渗透率对有效压力的敏感性、渗透率的大小与有效压力的敏感性关系.研究表明,存在层理缝或微裂缝时,渗透率在低有效压力下变化特别明显.岩心在净围压的重复变化过程中均具有一定的塑性;在低渗透油气藏近井区储集层的岩石形变在矿场上明显存在,这可能是导致近井区启动压力梯度的主要原因,某些开采特征与流动现象可用近井区岩石形变来解释.通过致密储层压力敏感性机理分析,建立了具有启动压力梯度特征的渗流理论模型.     

基于格子玻尔兹曼方法的致密砂岩驱替模拟

基于数字岩心建模方法和格子玻尔兹曼方法,开展致密砂岩水驱模拟研究,分析致密砂岩水驱微观过程和机制。首先利用大庆油田龙虎泡地区高台子组致密砂岩CT扫描数据,建立三维数字岩心模型;然后利用Shan-Chen格子玻尔兹曼方法,建立油水两相驱替数值模型;之后对比分析不同注入速度和注入压力条件下驱替效率、换油率与驱替参数的关系,并给出致密砂岩三维微观孔隙尺度的驱替过程。结果表明:相同累积注入量条件下,提高水驱注入速度和驱替压差可以提高最终驱替效率;水驱注入速度和驱替压差存在驱替效率拐点;恒速水驱的平均最终驱替效率为49.6%,恒压水驱的平均最终驱替效率为47.3%。     

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％.     

考虑启动压力梯度的面积井网极限井距计算

低渗透储层具有低孔、低渗特征,其孔隙结构异常复杂,表现出非达西渗流,存在启动压力梯度现象。本文在归纳总结启动压力梯度的表现形式基础上,得出启动压力梯度应综合反应储层和流体特性,即应与流度存在相应的关系。并选取某油田盐膏层间低渗透致密岩心,通过实验研究,得出了启动压力梯度与流度之间的关系式。在考虑启动压力梯度情况下,推导出直井、水平井极限井距计算公式,研究直井极限井距与渗透率、生产压差之间的关系。并通过控制变量法,研究了水平井长度、岩石渗透率、流体粘度、生产压差对水平井极限井距的影响,得出相应的图版。且在研究单口直井、水平井极限井距的基础上,扩展到不同类型井网组合井距的计算。最后通过实例结果验证,此方法简单、实用,对确定低渗透储层合理井网井距具有重要的指导意义。     

裂缝压力衰竭对致密储层基质-裂缝间非稳态窜流规律的影响

 致密油储层基质渗透率极低,应力敏感性强,传统的基于拟稳态假设和定压力边界条件得到的常量形状因子模型无法准确表征致密储层基质-裂缝间的非稳态窜流规律。通过考虑致密储层基质应力敏感及裂缝压力衰竭的影响,建立了致密储层基质-裂缝不稳定窜流模型。利用Pedrosa代换和正则摄动法对模型进行了线性化处理,通过Laplace变换求得了在Laplace空间下的解析解,结合Duhamel原理得到了考虑裂缝压力变化的解。通过与Hassanzadeh模型计算结果以及精细网格有限元解的结果进行对比,验证了模型的正确性。利用新模型研究了基质应力敏感以及裂缝压力衰竭对基质-裂缝间窜流规律的影响。研究表明：考虑裂缝压力衰竭影响后,应力敏感对形状因子的影响更为显著;裂缝压力递减越快,初期形状因子的值越大,但是递减的越早且递减速度越快,导致平衡后形状因子值越小;裂缝压力递减速度很小时,窜流速度会先上升达到平衡然后再递减。